Реферат: Расчет показателей разработки газовой залежи при упругом режиме разработки

(21)

Аналогия между фильтрацией упругой жидкости и газа свидетельствует о том, что, заменив в формуле (21) давление на р² , на , на , получим решение поставленной задачи для газа:

(22)

или

(23)

Это и есть основное решение линеаризованного уравнения Лейбензона.

Для малых значений аргумента можно заменить интегральную функцию логарифмической

(24)

или

(25)

Подчеркнем, что решения (22)-(25) являются приближенными, т.к. получены в результате интегрирования линеаризованного уравнения Лейбензона.

Формула (23) и (25) определяют при фиксированных значениях времени распределение давления вокруг газовой скважины, работающей с постоянным дебитом с момента t=0. Эти депрессионные кривые имеют такой же характер, как и при установившейся фильтрации – они очень крутые вблизи скважины (рис.1а). Если задать значение r , то можно найти изменение давления в данной точке с течением времени. В частности, можно найти изменение давления на забое (при r = r_c ) после работы скважины (рис.1б):

(26)

Рис.1.Кривые восстановления по пласту при неустановившемся притоке газа к скважине в разные моменты времени (а) и динамика распределения давления в фиксированных точках пласта (б).

2.Расчетная часть.

Основные исходные данные

№ п/п	Показатели	Единица измерения	Символическое обозначение	Величина
1	Средняя эффективная газонасыщенная толщина	м	h	10
2	Коэффициент открытой пористости	доли ед.	т	0,2
3	Коэффициент проницаемости	мкм2	k	0,29
4	Коэффициент динамической вязкости газа	Па·с	η
5	Радиус контура питания	м	RK	300
6	Радиус скважины	м	r	0,08
7	Плотность газа	кг/м3	ρ	0,076
8	Давление на контуре	МПа	рк	9,6
9	Давление на забое	МПа	рс	8,7
10	Коэффициент пьезопроводности	м2 /с		0,0738
11	Атмосферное давление	Па	Рат	0,1·106
12	Площадь предела контакта газоносности	км2	F	4879,95
13	Коэффициент газонасыщенности	%		75,5
14	Коэффициент газоотдачи	%		70
15	Стандартная температура	К	Т	273
16	Коэффициент сверхсжимаемости	z	0,838

2.1. Подсчет упругого запаса газа в пласте.

Подсчет упругого запаса газа в пласте рассчитаем по объемному методу

, (форм.XVI.1) [3]

где F- площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м²

h – мощность пористой части газоносного пласта, м

m – коэффициент пористости,

f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным

условиям,

p – среднее давление в залежи на дату расчета, МПа

p_к – среднее остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения

промышленных запасов газа и установления на устье скважины

абсалютного давления, равного 0,1 МПа, МПа

α,α_к – поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-

Мариотта соответственно для р и р_к

β_г - коэффициент газонасыщенности