нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t - порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 - основание натуральных логарифмов; Qост - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t - отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

• 8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.
• 9. Добыча жидкости с начала разработки (Qж) - сумма годовых отборов жидкости на текущий год.
• 10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) - отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

• 11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.
• 12. Закачка воды с начала разработки Qзак - сумма годовых закачек воды на текущий год.
• 13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) - отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф

• 16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки - сумма годовых отборов газа.
• 17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти - отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

• 18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости - отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):
• 19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап - начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) - добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач - давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) - средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

В разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации , технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой , газом, нефтью, пластовые давления , температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды . Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит , изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи , капитальные вложения , себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин — извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением . Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение . Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50.10 -3 Па.с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100.10 -3 Па.с — 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт (см. Термические методы добычи). При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть — вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами — термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация , кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. ).

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений
1. Годовая добыча нефти (Q н , тыс. т).
2. Годовая добыча газа (Q г , тыс. м 3).
3. Годовая добыча жидкости (Q ж , тыс. м 3).
4. Обводненность W (массовая и объемная) Q в / Q ж
5. Накопленная добыча нефти (∑Q н ) (с самого начала разработки на 1 января).
6. Накопленная добыча воды.
7. Накопленная добыча жидкости.
8. Газовый фактор (G — на поверхности, м 3 /м 3).
9. Годовая закачка агента (Q зак , тыс. м 3).
10. Суммарная закачка(∑Q зак ).
11. Фонд добывающих скважин (n д).
12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Q зак / Q жид , (%)
14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q зак / ∑Q жид
15. Дебит скважины по нефти: q н = Q н / (365α) , где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
16. Дебит скважины по жидкости.
17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Q в / Q н ;
    водожидкостный фактор: ВЖФ = Q в / Q ж
18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Q извл / Q баланс ;
    текущий КИН: КИН тек = Q н / Q баланс ;
    проектный КИН: КИН проект = Q низ / Q баланс ;
    конечный КИН: КИН конечн = ∑Q н / Q баланс .
    Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
    К нефт = K охв · K выт · K зав,
    где K выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
    K охв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
    K зав – коэффициент заводнения месторождения.
    Коэффициентом вытеснения (K выт ) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
    K выт = V нн / V в ,
    где V нн – начальный объем нефти;
    V в – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
    K выт = 0,0366 · ln(K пр / μ н) + 0,7383 ;
    0,05 < K пр < 3,190 ; 1,02 < μ н < 77,3
    Коэффициент охвата пласта воздействием (K охв ) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
    K охв = V пп / V п ,
    где V пп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
    V п – начальный нефтесодержащий объём залежи.
    Коэффициент заводнения (K зав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
    K зав = K 1 · K 2 · K 3 · K 4 · K 5 ,
    где K 1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
    K 2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
    K 3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
    K 4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
    K 5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
    КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
    КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Q н / Q низ
20. Темп отбора: T = Q н / Q низ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (q t , т/год) - добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q t ,) , количество добывающих 2 - (n tд ) и нагнетательных скважин 3 - (n tн ) можно определить по формулам [ 9 ]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Где t – порядковый номер расчётного года (t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 – амплитудная добыча нефти за 10 год; e =2,718 – основание натуральных логарифмов; Q ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n 0д и n 0н - количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T - средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (q t ) к начальным извлекаемым запасам (Q низ ), %:

t низ = q t / Q низ (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти t оиз , % - от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи (q t ) к остаточным извлекаемым запасам (Q оиз ) - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

t оиз = q t / Q оиз (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q нак - сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С Q = Q нак / Q низ (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти (КИН ) или коэффициент нефтиеотдачи - отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Q нак / Q бал (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки Q ж – сумма годовых отборов жидкости (q ж ) на текущий год, тыс т:

Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +……..+q жn-1 +q жn (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W , – отношение годовой добычи воды (q в ) к годовой добыче жидкости (q ж ), %:

W = q в / q ж (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки - сумма годовых значений закачки воды (q зак ) на конец отчетного года,тыс.м 3:

Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 +……….+ q зак n-1 + q зак n (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

К г = q зак / q ж (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

К нак = Q зак / Q ж (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г ф ), млн.м 3:

q газ = q t . Г ф (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м 3:

Q газа = q газ1 + q газ2 + q газ3 +……….+ q газ n-1 + q газ n (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (n доб ) и количеству дней в году (Т г ), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (К э.д ), т/сут:

q скв.д. = q t / n доб Т г К э.д , (3.25)

где К э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин,т/сут:

q скв.ж. = q ж / n доб Т г К э.д, (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n наг ) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (К э.н ), м 3 /сут:

q скв.н. = q зак / n наг Т г К э.н, (3.27)

где К э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К нак менее 120%, т.е Р пл t ≤ Р пл н ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р пл t = Р пл н ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р пл t ≥ Р пл н .

Расчет основных показателей разработки в периоды постоянной и падающей добычи при газовом режиме и равномерном размещении скважин.

Исходные данные:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - начальные запасы газа

rот = 0,56; - относительная плотность газа

Pнач = 12 Мпа; - начальное пластовое давление

Tпл = 308 К; - пластовая температура

DP = 0,3 Мпа; - максимально допустимая пластовая депрессия

Qгод = 33 мрлд.м3; - темп разработки в период постоянной добычи

А = 0,0012 Мпа2*сут./тыс.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коэффициенты фильтрационных сопротивлений притока газа к забою скважин

tпост = 8 лет; - период постоянной добычи

tпад = 12 лет; - период падающей добычи

Kр = 1,15; - коэффициент резерва скважин

Kэ = 0,9; - коэффициент эксплуатации

Алгоритм расчета:

Для периода постоянной добычи:

1) Так как в период постоянной добычи годовой отбор газа известен, определяем накопленную добычу по годам по формуле:

где Qt – добыча газа в текущем году разработки, мрлд.м3;

2) Определяем пластовое давление в текущем году разработки по формуле:

,

где Pнач – начальное пластовое давление, МПа;

Zнач – начальный коэффициент сверхсжимаемости;

Qзап - начальные запасы газа, мрлд.м3;

Qдобt - накопленная добыча к году t;

Zt – коэффициент сверхсжимаемости в году t, определяемый по формуле:

,

где Tпл - пластовая температура К;

Pt – пластовое давление в году t;

– соответственно критические давление и температура определяемые по формулам:

где rот – относительная плотность газа;

3) Определяем забойное давление в каждый год разработки по формуле:

4) Определяем дебит одной скважины в текущий год разработки по уравнению притока:

5) Определим число скважин необходимых для разработки залежи в период постоянной добычи по формуле:

;

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений (РГУНГ)