Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовища (стр. 4 из 9)

На наступній (другій ) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо програмою Microsoft Exсel, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.

На першій стадії поточний дебіт нафти

Де t- роки,

- кількість діючих свердловин в t-му році

;

- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах

На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу

і розрахунки проводяться за наступними формулами:

Поточний амплітудний дебіт (при

)

Розрахунковий поточний дебіт рідини

Масовий поточний дебіт рідини

На третій стадії поклад розробляється при

Результати розрахунків вносимо до табл. 3.

Таблиця 3.

qtf	t	qt0	Qto	qt	qtF2	At
1,191394	1	1,17058	10,904	1,16433	1,218809	4,46985
3,499392	2	3,45903	32,712	3,368663	3,631821	7,245885
5,662508	3	5,715084	54,52	5,337618	5,991622	10,91531
7,689836	4	8,092173	76,328	7,096327	8,29106	14,4099
9,589899	5	10,77139	98,136	8,667241	10,52455	17,64741
10,17929	6	12,3	109,04	8,906082	11,46906	22,34686
10,7533	7	13,86388	109,04	8,906082	12,62452	29,45411
11,44799	8	15,88337	109,04	8,906082	14,02295	36,48922
12,31367	9	18,59152	109,04	8,906082	15,76555	43,50922
13,4362	10	22,41297	109,04	8,906082	18,0252	50,59094
14,97796	11	28,21186	109,04	8,906082	21,12878	57,84857
12,8214	12	28,21186	109,04	6,400256	19,32603	66,88271
10,97535	13	28,21186	109,04	5,033416	16,99453	70,38214
9,395096	14	28,21186	109,04	3,958479	14,90239	73,43729
8,04237	15	28,21186	109,04	3,113105	13,03572	76,11865
6,884412	16	28,21186	109,04	2,44827	11,37822	78,48285
5,89318	17	28,21186	109,04	1,925417	9,912523	80,57592
5,044667	18	28,21186	109,04	1,514224	8,621005	82,43564
4,318325	19	28,21186	109,04	1,190846	7,486461	84,09333
3,696563	20	28,21186	109,04	0,936529	6,492478	85,57517

2.3.2. Газова частина

1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.

Сумарний видобуток газу млн.м3	3112,3	3352	3650,7
Підносимо до квадрату сумарний видобуток газу, м3 *1014	96864,112	112359,04	133276,1
Пластовий тиск по роках, МПа	35,52	41,23	45,62

Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік

Середній критичний тиск і температура:

МПа

К

Визначаємо приведену температуру і тиск:

Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:

Визначаємо зведений газонасичений поровий об’єм :

Початкові запаси газу рівні:

м3

Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.

Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:

Ркінц, zкінц – середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт

тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:

Н – середня глибина залягання родовища, м :

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі – є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

МПа

МПа

МПа

Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:

Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:

Визначаємо коефіцієнти надтисливості і газовіддачі при кінцевих тисках: