Технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения Самантепе

Обоснование расчётной модели

В настоящей работе прогнозирование технологических показателей разработки месторождения Самантепе выполнялось для условий газового режима методом последовательной смены стационарных состояний [11]. Согласно этому методу в период постоянной добычи по заданному уровню годового отбора газа определяется среднее пластовое давление на конец года. Далее определяются дебит средней скважины, давление и температура на устье скважины, их количество и т. д.

Изменение во времени среднего пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи [10]:

здесь P_t, Р_н — текущее и начальное пластовые давления, кг/см²; SQ_fl06 (t), V_H— накопленная добыча газа и начальные запасы, приведённые к нормальным условиям, млрд. м; z_н = z (Pи, Tн), z (P_t, Т_пл) — начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа.

При прогнозировании параметров технологического режима работы эксплуатационных скважин при постоянной депрессии на пласт давление на забое определяется из уравнения:

P_t — Р_с = д (f), (4.2).

здесь Р_с — давление на забое скважин, кг/см²; 5 (t) — текущая депрессия на пласт, кг/см².

При найденном значении P_t и заданной величине 5(t) по уравнению (4.2) вычисляется забойное давление Р_с.

Из уравнения притока газа к забою скважины:

P_t²-P_c²=Aq+Bq², (4.3) ;

определяется дебит скважины:

здесь, А и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q — дебит скважины, тыс. м³/сутки.

Количество эксплуатационных скважин для разработки месторождения, необходимых в период постоянной добычи, определяется из соотношения:

здесь К — число дней работы скважин в году; Q_ДОб(t) — отбор газа в t^OM году; q (t) — дебит скважины .

Величина рабочего устьевого давления скважины определяется по формуле Адамова-Брискмана [8]:

P²₃ = P_y²e^2S+0q². (4.6).

В период падающей добычи при постоянном числе скважин «n» объём годовой добычи газа определяется по формуле:

Qr = УQдo6™ — УQдоб (t1), (4.7)

здесь У Q_доб(t₁), УQ_доб(t_m) — накопленные отборы газа в начале и конце года, которые находятся по соотношению (4.1) из расчета изменения пластового давления от P (t₁) до P (t_m).

При этом задается шаг изменения пластового давления АР в интервале времени:

и производится необходимое число итераций до выполнения условия:

Дебиты скважин q (t₁), q (t₂) рассчитываются по формуле 4.4, при этом учитывая ограничения на технологический режим работы скважин (постоянство депрессии на пласт, либо устьевого давления).

Для месторождений сероводородсодержащего газа имеется также дополнительное ограничение по скорости потока газа в стволе скважины, с целью минимизации коррозии скважинного оборудования [8].

Скорость потока газа на устье скважины определяется по формуле:

V_y = 0,52qT_yz_y/d²P_y. (4.10).

Из опыта разработки аналогичных залежей для высокосернистого месторождения Самантепе скорость потока газа на устье скважин не должна превышать 10 м/с, чтобы минимизировать скорость коррозии скважинного оборудования.

Исходные данные для технологических расчетов

Исходные данные для проектирования технологических показателей разработки подготавливаются на основании изучения результатов геологоразведочных работ (ГРР), материалов подсчета запасов углеводородов и сопутствующих компонентов, результатов газодинамических и газоконденсатных исследований разведочных и эксплуатационных скважин, анализа разработки залежи [1].

В пределах Узбекской части месторождения Самантепе проведено опробование в 15 скважинах в 44 интервалах (таблица А1). Продуктивные характеристики «средней» скважины определены по результатам газодинамических исследований, проведенных в период разведки месторождения и в процессе его эксплуатации [1, 2, 3, 4]. Газоконденсатная характеристика изучена по результатам исследований на газоконденсатность двух скважин (скв. 7, 73) [4].

Исходная информация для проектирования технологических показателей разработки участка месторождения Самантепе на территории РУз представлена в таблицах 4.1, 4.2.