Научная литература
booksshare.net -> Добавить материал -> Геология -> Вяхирев Р.И. -> "Теория и опыт разработки месторождений природных газов" -> 43

Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.

Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов — М.: Недра, 1999. — 416 c.
Скачать (прямая ссылка): teoriyaiopitrazmestprirodgaz1999.pdf
Предыдущая << 1 .. 37 38 39 40 41 42 < 43 > 44 45 46 47 48 49 .. 136 >> Следующая

Головные промысловые сооружения как подсистема в газодинамическом смысле могут быть представлены состоящими из коммуникации (система коротких газопроводов и их соединений), технологических аппаратов и дожимной компрессорной станции (ДКС). Коммуникации и технологичес-
123
<
<
кие аппараты имеют сравнительно малое значение в газодинамическом отношении.
Газодинамическое описание ДКС проводим с помощью зависимости при изотермическом компримировании всего потока от давления на приеме до давления газопотребления (подачи в систему магистрального транспорта).
В газодинамическом отношении сборные пункты, газосборный коллектор и головные сооружения без ДКС могут быть объединены, если учесть, что для средних значений число сборных пунктов лсп можно связать с нормой предельной длины шлейфа, которая в свою очередь зависит от площади разбуривания
Вводим норму потери давления в промысловых газопроводах Pj, тогда
ш = PjV^ /(Ппскв);
(3.46)
^ г.с = pW ^ /(ПЛспЬ
где А,гс — коэффициенты гидравлического сопротивления соответственно шлейфа и соединительного газопровода; F1, — площадь разбуривания; лскв — число скважин.
Подсистема "залежь" при равномерном размещении скважин по площади газоносности Fг = F1, характеризуется одинаковыми давлениями газа во всех точках залежи во времени при отсутствии воздействия водонапорной системы.
В случае неравномерного размещения отбора залежь моделируется двумя зонами:
J. Зона разбуривания, в которой во всех точках остаточное пластовое давление
Рпл.о — Рпл.нП — Ог + Оп^пл.о^пл.н, (3.47)
где
t
Ог = — J Ф\квЛ;
N 0
t
Оп = - / Яп dt; (3.48)
N 0
Рплн, Рпл.о — соответственно пластовое давление начальное, текущее в зоне отбора; Z11^j1, Z11^0 — коэффициент сверхсжимаемости газа при рплн, рпло; N — начальные запасы газа в зоне разбуривания; q — средний дебит скважины; лскв — число скважин; Яп — темп перетока из неразбуриваемой зоны в зону отбора.
124
2. Зона неразбуривания, в которой во всех точках пластовое давление в данный момент времени
Р! = Рпл.н(1 — Qн)Zпл./Zпл.н. (3.49)
Темп притока газа из второй зоны в первую считаем пропорциональным разности потенциалов линейной фильтрации
Р2 - Р2 ,
Рпл - Рпл.о,
9п = ^з (рпл - pпл.о), (3.50)
где Хз — коэффициент фильтрационного сопротивления газовому потоку между зонами, зависящий от коллекторских свойств геометрии размещения отбора и всей залежи.
Эту величину следует, как и все другие параметры модели, идентифицировать так, чтобы фактическое и модельное поведения совпадали с нужной точностью. В тех случаях, когда отсутствует ретроспективное поведение для такой идентификации, можно принять
Рпнл2 - Р^л.о = I - - -] , (3.51)
где d — параметр геометрии (формы); го, T1 — характерные размеры площади отбора и всей залежи.
Расчеты показали, что в рамках практически встречающихся залежей равномерное и неравномерное размещение отборов не изменяет количественную оценку залежи, поэтому в дальнейшем считаем оправданным при оценках полагать F1 = F р.
Если в процессе разработки залежи ожидается заметное влияние водонапорной системы на поведение залежи, то это может сказаться на пластовом давлении, на параметрах а и Q4, уравнения притока в скважину и на выходах из строя скважин вследствие обводнения. В этом случае для дренируемой зоны
Рпл.о = Рпл.н 1 ~?г* ^ —, (3.52)
где ]Мо — ?2о — объем порового пространства.
Величина ]Мо является функцией коллекторских и геометрических свойств водонапорной системы, зон отбора, динамики давлений в зонах (которые в свою очередь являются функциями указанных величин и интенсивности отбора газа)
125
т.е.
и должны идентифицироваться по ретроспективному поведению.
Влияние на среднее значение а и Окр водонапорной системы (обводнения скважин) пока исследовано недостаточно. Естественно, эти величины зависят от значения W0: чем выше W0, тем больше увеличиваются а и Окр.
Темп выхода из строя скважин за единицу времени относительно объема вторгшейся в зону отбора воды
Wo* = W0/Q0, (3.53)
где число действующих скважин тем выше, чем больше обводненность дренируемой зоны W0 и больше объем эксплуа-
t
тации /пскв^-
0
Капитальные затраты в подсистему скважин
Кс = ЛсквКс.Лі +Aj)+ЛшРпл(К!ш0 +KJ111Jq+KJ11^q2), (3.54)
где Ксс — стоимость скважины, Ксс является исходной информацией по залежи; hJ, ігш, К^о, К^, ^1112 — коэффициенты затрат.
Эксплуатационные затраты по подсистеме скважины Эс пропорциональны стоимости продукции ее подсистемы:
Эс = с^ЛсквКс.с+ (d2o +d2g q). (3.55)
Капитальные затраты подсистемы "сборные пункты"
Кс.п = d2 OO^c^ (q с.п )?2. (3.56)
Эксплуатационные затраты подсистемы "сборные пункты"
Эс.п = d4 (пскв )?3+d5 (q с.п )?4. (3.57)
Капиталовложения и эксплуатационные затраты в газовый коллектор вычисляются так же, как и для шлейфов:
6 Кс.г = {^Чс.г.о + d6q^) ас.г; (3 58)
(3.58)
эс.г = эс.г.о + -d7кс.г + d3qс:.6!) .
Затраты на ДКС (Кдкс) формируются относительно полезного эффекта ДКС — изотермической мощности и работы на компримирование газа:
Предыдущая << 1 .. 37 38 39 40 41 42 < 43 > 44 45 46 47 48 49 .. 136 >> Следующая

Реклама

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed

Есть, чем поделиться? Отправьте
материал
нам
Авторские права © 2009 BooksShare.
Все права защищены.
Rambler's Top100

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed