Реферат Расчет динамики средневзвешенного пластового давления

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 23.11.2024

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………………..

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ …………………………………………………………………...

2 РАСЧЕТ ДИНАМИКИ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПЛАСТОВОГО

   ДАВЛЕНИЯ………………………………………………………………………………..

    2.1 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в

          газовой залежи ………………………………………………………………………

    2.2 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в

          газоконденсатной залежи ………………………………………………………….

ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………………………….

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ……………………………………………………..

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе используется метод последовательного приближения (метод итерации). Он заключается в следующем:

1. В качестве первого приближения, уместно взять приближение с предыдущего временного шага, т.е. принимаем Р_н = Р^v.

2. По формулам приведённым ниже рассчитываем Р*, z(Рн*), z (Р^v*).

3. Рассчитываем Р^v⁺¹ и находим разницу двух давлений /Р^v⁺¹-P^v/

4. Итерационный процесс на каждом временном шаге следует выполнять до достижения точности 0,1 атм., то есть когда /Р^v⁺¹-P^v/<0,1.

5 . В качестве второго приближения, принимаем приближение с предыдущего временного шага, т.е. Р^v=Р^v⁺¹.Дальнейшие расчёты аналогичны. Расчёт считается законченным, если достигается точность 0,1 атм.

Приведенная расчетная схема в силу своего учебного характера не может полностью корректно применяться для прогноза давления реальных газоконденсатных залежей, так как не учитывает растворения легких фракций в жидкой фазе.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Залежь разрабатывается с постоянным во времени дебитом Q=29,7*10⁶ м³/год. Начальное пластовое давление Рн=220 атм. Объём порового пространства Ω=1,5*10⁶ м³. Функциональные зависимости

от давления заданы в виде полиномов от безразмерного давления

и имеют следующий вид z(p)=а₀+а₁*Р^*+а₂*Р^2* и φ(p)=в₀+в₁*Р^*+в₂*Р^2*, где а₀=1; а₁=-1; а₂=1;в₀=0,065; в₁=0,26; в₂=-0,325.

2 РАСЧЕТ ДИНАМИКИ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

2.1 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в

газовой залежи

Пусть залежь разрабатывается с постоянным во времени отбором

. При известном на момент времени

среднем пластовом давлении

текущие запасы газа в залежи определяются по формуле:

, (2.1)

где

- объем порового пространства;

- коэффициент сверхсжимаемости.

Давление в данной формуле берется в атмосферах. Начальные запасы газа находятся по аналогичной формуле от начального давления

. Поскольку текущие и отобранные запасы в каждый момент времени в сумме равны начальным, то справедливо соотношение

, (2.2)

являющееся для любого

уравнением относительно искомого давления.

Указанное уравнение для фиксированного

можно решить с помощью следующей итерационной процедуры:

, (2.3)

Таблица 2.1 Расчёт средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.

t	p(υ)	p*	z	p(υ+1)
1	220	1	1	2,00E+02
1	200,2	0,91	0,9181	183,80362
1	183,8	0,835471	0,8625408	172,6807
1	172,6807	0,7849121	0,8311749	166,4012
1	166,4012	0,7563692	0,8157252	163,3082
1	163,3082	0,7423099	0,8087141	161,9046
1	161,9046	0,7359298	0,8056629	161,2937
1	161,2937	0,7331532	0,8043604	161,0330
1	161,0330	0,731968	0,8038091	160,9226
1	160,9226	0,7314663	0,8035767	160,8760
2	160,8760	0,7312548	0,8034788	144,9476
2	144,9476	0,6588526	0,7752341	139,8522
2	139,8522	0,635692	0,7684123	138,6216
2	138,6216	0,6300981	0,7669255	138,3534
2	138,3534	0,6288789	0,7666098	138,2964
3	138,2964	0,62862	0,7665431	123,1068
3	123,1068	0,5595765	0,7535494	121,0200
3	121,0200	0,550091	0,7525091	120,8530
4	120,8530	0,5493317	0,7524336	105,9427
4	105,9427	0,4815575	0,7503401	105,6479
4	105,6479	0,4802177	0,7503913	105,6551
4	105,6551	0,4802505	0,75039	105,6549
5	105,6549	0,4802496	0,7503901	90,7972
5	90,7972	0,4127145	0,7576188	91,6719
5	91,6719	0,4166903	0,7569405	91,5898
5	91,5898	0,4163173	0,7570028	91,5973

Таблица 2.2 Результат расчёта средневзвешенного пластового давления в газовой

залежи.

год	давление, атм	давление, МПа
0	200,2	20,02
1	160,8760	16,08760471
2	138,2964	13,82964037
3	120,8530	12,08529633
4	105,6549	10,56549183
5	91,5973	9,159733857

2.2 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в

газоконденсатной залежи

В целом задача аналогична предыдущей за исключением того, что по причине выпадения в пласте конденсата поровый объем, занятый газовой фазой, становится переменной величиной. Данный объем корректируется величиной пластовых потерь конденсата и определяется долей выпавшей углеводородной жидкости, являющейся функцией давления. В рассматриваемом случае текущие запасы газа в залежи определяются по формуле:

, (2.4)

где

- объемная доля жидкой фазы.

Соотношение между начальными, текущими и отобранными запасами принимает вид

, (2.5)

(при начальном давлении жидкая фаза отсутствует), откуда следует итерационная схема для расчета динамики пластового давления:

. (2.6)

Таблица 2.3 Расчёт средневзвешенного пластового давления в газоконденсатной

залежи

t	p(υ)	p*	z	φ	p(υ+1)
1	220	1	1	0	200,2
1	200,2	0,91	0,9181	0,032468	189,9715
1	189,9715	0,863507	0,882137	0,047177	185,3481
1	185,3481	0,842492	0,8673	0,053365	183,4219
1	183,4219	0,833736	0,86138	0,055859	182,6509
1	182,6509	0,830231	0,859053	0,056843	182,3475
1	182,3475	0,828852	0,858144	0,057228	182,229
1	182,229	0,828313	0,85779	0,057378	182,1828
1	182,1828	0,828104	0,857652	0,057436	182,1648
2	182,1648	0,828022	0,857598	0,057459	164,1422
2	164,1422	0,746101	0,810566	0,07807	158,6086
2	158,6086	0,720948	0,798818	0,083523	157,2398
2	157,2398	0,714727	0,796107	0,084808	156,9264
2	156,9264	0,713302	0,795498	0,085099	156,856
2	156,856	0,712982	0,795361	0,085164	156,8403
2	156,8403	0,71291	0,795331	0,085178	156,8368
3	156,8368	0,712894	0,795324	0,085182	139,6223
3	139,6223	0,634647	0,76813	0,099106	136,9324
3	136,9324	0,62242	0,764987	0,100922	136,6476
3	136,6476	0,621126	0,764671	0,101109	136,6197
4	136,6197	0,620998	0,764641	0,101127	119,7737
4	119,7737	0,544426	0,751974	0,110221	118,9935
4	118,9935	0,540879	0,751671	0,11055	118,9896
5	118,9896	0,540862	0,75167	0,110551	102,2566
5	102,2566	0,464803	0,751239	0,115635	102,7855
5	102,7855	0,467207	0,751075	0,115532	102,7512
5	102,7512	0,467051	0,751086	0,115539	102,7534
5	102,7534	0,467061	0,751085	0,115538	102,7532

Таблица 2.4 Результат расчёта средневзвешенного пластового давления в

газоконденсатной залежи

год	давление, атм	φ	давление, МПа
0	200,2	0	20,02
1	182,1648074	0,057436388	18,21648074
2	156,8367719	0,085178307	15,68367719
3	136,6196528	0,101108638	13,66196528
4	118,989557	0,110549729	11,8989557
5	102,7532307	0,115538427	10,27532307

По результатам расчёта строим график распределения средневзвешенного пластового давления в газовой и газоконденсатной залежи

Рисунок 2.1 - График распределения   средневзвешенного пластового давления в

                      газовой и газоконденсатной   залежи
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Из графиков видно, что средневзвешенное пластовое давление в газовой залежи снижается быстрее чем в газоконденсатной залежи, это объясняется тем, что при снижении давления из газожидкостной смеси выпадает конденсат. Доля этого

конденсата увеличивается в процессе разработки.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-

   денсатных месторождений. С.Н. Закиров. – М.: Струна, 1998. – 628 с.

2. Назаров А.В. Курсовая работа по численным методам решения задач

    нефтегазопромысловой механики (Текст): Метод. указания. - Ухта: УГТУ,

    2005. - 14 с.

Bukvasha