Рачет динамики средневзвешанного пластового давления

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 02 Марта 2013 в 17:18, реферат

Описание работы

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 Рн = Рv.

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

3. Рассчитываем Рv+1 и находим разницу двух давлений /Рv+1-Pv/

Содержание работы

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 ……………………………………………………..

Файлы: 1 файл

Документ Microsoft Office Word.docx

— 15.90 Кб (Скачать файл)

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 Рн = Рv.

 

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

 

3. Рассчитываем Рv+1 и находим  разницу двух давлений /Рv+1-Pv/

 

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

 

5 .  В качестве второго  приближения, принимаем приближение  с предыдущего временного шага, т.е. Рv=Рv+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  и  от давления заданы в виде полиномов  от безразмерного давления  и  имеют следующий вид z(p)=а0+а1*Р*+а2*Р2* и φ(p)=в0+в1*Р*+в2*Р2*, 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. 

 

 

p(υ) 

p* 

p(υ+1)

 

220 

2,00E+02

 

200,2 

0,91 

0,9181 

183,80362

 

183,8 

0,835471 

0,8625408 

172,6807

 

172,6807 

0,7849121 

0,8311749 

166,4012

 

166,4012 

0,7563692 

0,8157252 

163,3082

 

163,3082 

0,7423099 

0,8087141 

161,9046

 

161,9046 

0,7359298 

0,8056629 

161,2937

 

161,2937 

0,7331532 

0,8043604 

161,0330

 

161,0330 

0,731968 

0,8038091 

160,9226

 

160,9226 

0,7314663 

0,8035767 

160,8760

 

160,8760 

0,7312548 

0,8034788 

144,9476

 

144,9476 

0,6588526 

0,7752341 

139,8522

 

139,8522 

0,635692 

0,7684123 

138,6216

 

138,6216 

0,6300981 

0,7669255 

138,3534

 

138,3534 

0,6288789 

0,7666098 

138,2964

 

138,2964 

0,62862 

0,7665431 

123,1068

 

123,1068 

0,5595765 

0,7535494 

121,0200

 

121,0200 

0,550091 

0,7525091 

120,8530

 

120,8530 

0,5493317 

0,7524336 

105,9427

 

105,9427 

0,4815575 

0,7503401 

105,6479

 

105,6479 

0,4802177 

0,7503913 

105,6551

 

105,6551 

0,4802505 

0,75039 

105,6549

 

105,6549 

0,4802496 

0,7503901 

90,7972

 

90,7972 

0,4127145 

0,7576188 

91,6719

 

91,6719 

0,4166903 

0,7569405 

91,5898

 

91,5898 

0,4163173 

0,7570028 

91,5973

 

 

 

 

Таблица 2.2 Результат расчёта  средневзвешенного пластового давления в газовой 

 

                       залежи.

 

 

год 

давление, атм 

давление, МПа 

 

200,2 

20,02

 

160,8760 

16,08760471

 

138,2964 

13,82964037

 

120,8530 

12,08529633

 

105,6549 

10,56549183

 

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

p(υ) 

p* 

φ 

p(υ+1)

 

220 

200,2

 

200,2 

0,91 

0,9181 

0,032468 

189,9715

 

189,9715 

0,863507 

0,882137 

0,047177 

185,3481

 

185,3481 

0,842492 

0,8673 

0,053365 

183,4219

 

183,4219 

0,833736 

0,86138 

0,055859 

182,6509

 

182,6509 

0,830231 

0,859053 

0,056843 

182,3475

 

182,3475 

0,828852 

0,858144 

0,057228 

182,229

 

182,229 

0,828313 

0,85779 

0,057378 

182,1828

 

182,1828 

0,828104 

0,857652 

0,057436 

182,1648

 

182,1648 

0,828022 

0,857598 

0,057459 

164,1422

 

164,1422 

0,746101 

0,810566 

0,07807 

158,6086

 

158,6086 

0,720948 

0,798818 

0,083523 

157,2398

 

157,2398 

0,714727 

0,796107 

0,084808 

156,9264

 

156,9264 

0,713302 

0,795498 

0,085099 

156,856

 

156,856 

0,712982 

0,795361 

0,085164 

156,8403

 

156,8403 

0,71291 

0,795331 

0,085178 

156,8368

 

156,8368 

0,712894 

0,795324 

0,085182 

139,6223

 

139,6223 

0,634647 

0,76813 

0,099106 

136,9324

 

136,9324 

0,62242 

0,764987 

0,100922 

136,6476

 

136,6476 

0,621126 

0,764671 

0,101109 

136,6197

 

136,6197 

0,620998 

0,764641 

0,101127 

119,7737

 

119,7737 

0,544426 

0,751974 

0,110221 

118,9935

 

118,9935 

0,540879 

0,751671 

0,11055 

118,9896

 

118,9896 

0,540862 

0,75167 

0,110551 

102,2566

 

102,2566 

0,464803 

0,751239 

0,115635 

102,7855

 

102,7855 

0,467207 

0,751075 

0,115532 

102,7512

 

102,7512 

0,467051 

0,751086 

0,115539 

102,7534

 

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

 

200,2 

20,02

 

182,1648074 

0,057436388 

18,21648074

 

156,8367719 

0,085178307 

15,68367719

 

136,6196528 

0,101108638 

13,66196528

 

118,989557 

0,110549729 

11,8989557

 

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.


Информация о работе Рачет динамики средневзвешанного пластового давления