Объемная формула подсчета запасов газа. Подсчет запасов конденсата. Что такое конденсат, формула подсчета запасов конденсата, коэффициент извлечения конденсата

F – площадь, тыс.м²

h_эф.г – мощность эффективная газонасыщенная, м

m – открытая пористость, доли ед.

К_г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.

К_Р – поправочный коэффициент за давление, барический коэффициент, доли ед.

К_Т – поправочный коэффициент за температуру, термический коэффициент, доли ед.

 

Кондесат, содержащийся в газоконденсатных залежах, выделяется в жидкую фазу при снижении давления ниже точки росы.

Потенциальное конденсатосодержание:

П=K+L

К – содержание С5 и выше в сыром конденсате,

L – в отсепарированном конденсате из расчета на 1 м3 пластового газа.

Коэффициент извлечения конденсата:

Кизвл=(П-q_п.пл.)/П, где q_п.пл- пластовые потери

Балансовые запасы:

Qк=Qг П, где Qг- начальные запасы свободного газа, П -потенциальное конденсатосодержание

 

Объемная формула подсчета запасов газа. Подсчет запасов компонент газа – этана, пропана, бутана, подсчет запасов серы и гелия.

Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м³. Указанная концентрация этана—минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов П комп. в г/м³ в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе е комп./100 на его плотность rкомп. при 0,1МПа и 20°С 

П комп. = е комп rкомп/100

 

Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента в тыс. т в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание в г/м³ умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м³ в залежи:

Q комп. = Q н.г. / П комп.

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94—отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н₂S:

Q (s₂)н. = Q (н₂ s)н. (Аs / M Н₂S)

 

Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м³ на долю компонента в его составе:

                            Q (co₂; N₂)н. = Q г.н. l (co₂; N₂) / 100

 

Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м³.

 

Метод материального баланса подсчета запасов, формула материального баланса. Режимы работы залежи, факторы определяющие режим работы залежи. Какие параметры залежи необходимо знать для применения метода материального баланса.

Метод основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. В процессе извлечения жидкости (нефти и воды), а также газа из пласта в нем происходит непрерывное перераспределение нефти, воды и газа. вследствие изменения пластового давления.

 

Qн.о.- начальные балансовые запасы нефти в стандартных условиях, м3.

Qн- накопленная добыча нефти на дату расчета в стандартных условиях, м3.

b1- объемный коэффициент нефтегазовой смеси, b1=b+(r0-r)V, где b – объёмный коэффициент при давлении р, r – растворимость газа в нефти при давлении р, r0 – растворимость газа в нефти при давлении р0 (начальном).

b0- объемный коэффициент пластовой нефти при давлении р0.

V, V0 - объемные коэффициенты газа для давления р и начального давления р0.

W, W’ - объёмы соответственно вошедшей в пласт воды и закаченной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3.

w - объём накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях.

λ - объемный коэффициент пластовой воды в пластовых условиях.

qi - объём закачанного в пласт газа на дату расчета в стандартных условиях, м3.

rp - средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа VГ к накопленной добыче нефти Qн на дату расчета в стандартных условиях).

n - отношение объёма пустот, занятых на дату расчета газовой шапкой к объему пустот занятой нефтью. βп и βв – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды.

Δp=р0-р

k в – коэффициент водонасыщенности.

 

Водонапорный режим - это режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой. Основным источником пласт. энергии, обеспечивающей продвижение нефти из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пласт. воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее нефти, обеспечивая в процессе разработки постоянное Рпл.

Упруго-водонапорный режим - это режим залежи, при котором углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. В отличие от водонапорного режима основным источником энергии напора воды являются упругость жидкости, а также упругость самой породы. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям скважин при упруго-водонапорном режиме, являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и гидростатического давлений. При этом режиме наблюдается незначительное проявление активности подошвенных и краевых пластовых вод, которые не могут обеспечить стабилизации Рпл при добыче нефти.

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором н. вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при этом режиме, является упругость растворенного в нефти газа, этот режим обычно проявляется в зал., которые хар-ся низкой гидродинамической связью м/ду нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамич. связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта.

Гравитационным режимом называется режим нефтяной зал., при котором нефть вытесняется в скв-ны под действием силы тяжести самой нефти, основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается.

Параметры залежи, необходимые для применения метода материального баланса

1. Начальное пластовое давление.

2. Текущее пластовое давление, замеренное с определенной периодичностью.

3. Определение давлений насыщения нефти газом.

4. Физико-химические свойства нефтей и газов: плотность в поверхностных и пластовых условиях, коэффициенты сжимаемости в различных диапазонах давлений, объемные коэффициенты, растворимость, компонентный состав.

5. Добычу нефти, газа, воды по всем скважинам.

6. Средний начальный и средний эксплуатационный газовые факторы, учет добычи растворенного газа.

7. Физико-химические свойства пластовой воды, необходимы глубинные пробы воды из законтурной области.

8. Сжимаемость пород-коллекторов.