Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа - файл n2.docx

Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа
скачать (5805.7 kb.)
Доступные файлы (6):
n1.doc35kb.22.06.2012 15:59скачать
n2.docx2785kb.22.06.2012 15:59скачать
n3.doc101kb.22.06.2012 15:59скачать
n4.doc478kb.24.06.2012 12:55скачать
n5.doc2639kb.23.06.2012 01:23скачать
n6.doc686kb.23.06.2012 01:23скачать

n2.docx

1   2   3

? о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; ? о = 1 / Z о;

Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

?ксоответствующая давлению Рк поправка на сжимаемость газа, доли ед. ?к = 1 / Zк;

Р с т – стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустотного пространства пород–коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов

Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости



где ? – коэффициент извлечения газа, близок к единице.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности

  1. Подсчёт запасов свободного газа по падению пластового давления. Сущность метода и условия его применения.


Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима.

Метод основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

,

()

где V2 и V1 – добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты; Рг1 и Рг2 – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; ?1 и ?2 – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р1 и Р2.

Если в дальнейшем подобное условие будет соблюдаться, то общие запасы извлекаемого газа будут определяться по следующей формуле:

.

()

Остаточные извлекаемые запасы

.

()

Общие запасы определяются по формуле

.

()

где Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; ? к соответствующая давлению Р к поправка на сжимаемость газа, доли ед. ? к т = 1 / Z к.

Значения Рк получают по зависимости:

,

()

где Нкп – глубина кровли пласта в скважине, см; ? готносительная плотность газа по воздуху.

Основные ошибки в точности определения запасов данным методом связаны с точностью замера Pпл и с точностью определения Рпл ср по залежи.

Pпл систематически должно замеряться на устье остановленных скважин на устье высокоточными манометрами.

  1. Способы расчёта геологических и извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти.


Начальные геологические запасы газа Qн.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным геологические запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию Го, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:



(10.1)

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qг.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:



(10.2)



  1. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе этана, пропана и бутанов.


Подсчёт запасов этих компонентов осуществляется в случаях:

1. Если природный газ содержит не менее 3 % этана, а запасы газа разведанные составляют более 10 млрд м3. Указанная концентрация этана – минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа.

2. Если на изученном месторождении кроме основной залежи с кондиционным содержанием этана имеются другие залежи, по которым содержание этана составляет не менее 2,5 %.

3. Если в пластовом газе содержатся кислые компоненты (CО2 и Н2s) в количестве > 50 % и содержит этана не менее 1,5 %.

Запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются в тыс.т.

Подсчёт ведётся по данным о содержании потенциальных компонентов в составе пластового газа.



(19.1)

где Пс2с3с4 - потенциальное содержание этих компонентов в г/м3 в составе пластового газа. Определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе ус1с2с3 /100 на его плотность ?с2с3с4 при 0,1 МПа и 20°С :



(19.2)

?с2 =1251 г/м3; ?с3=1834 г/м3; ?с4 =2418 г/м3.


  1. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе сероводорода, газовой серы, углекислого газа, азота, гелия и аргона.

Подсчёт запасов газовой серы

Предварительно необходимо определить запасы содержащегося в газе Н2s.

Далее рассчитывается соотношение между атомной массой серы и молекулярной массой Н2s.



(19.3)



? Н2s =1431 г/м3

(19.4)



(19.5)

Геологические запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на Отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода MН2S постоянная величина, которая равна 0,94.

Запасы Н2s и газовой серы рассчитываются в тыс.т.

Подсчёт запасов CО2, азота, гелия и аргона

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



(19.6)

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



(19.7)




  1. Оценка перспективных ресурсов нефти и газа с использованием коэффициента соответствия структур (коэффициента заполнения ловушки).


Подсчёт перспективных ресурсов производится по новым структурам, невскрытых бурением. Ресурсы подсчитываются объёмным методом.

Площадь залежи рассчитывается с помощью коэффициента соответствия структур:

,




где F – площадь залежи; S – площадь структуры по залежи по замкнутой изогипсе ОМГ (отражающий маркирующий горизонт).

Если в пределах структуры имеется несколько продуктивных пластов, то для расчёта коэффициента соответствия используется среднее значение:






Для подсчёта ресурсов по новым структурам используется средние значения коэффициента соответствия для каждого продуктивного пласта в пределах всей структурно-фациальной зоны:

,




где fi – площади залежей (А, В, С1, С2); Si – суммарная площадь всей поднятий по отражающему маркирующему горизонту (в т.ч. и пустых).

Подсчёт запасов осуществляется с помощью зависимости:

Qно = SRсрhэфнКпоКнн,




;






  1. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа на осредненную структуру.


Обязательным условием применения метода является геотектоническая единенность сравниваемых территорий.

Способность прогноза на осредненную структуру целесообразно применять математические модели. Метод применим для оценки прогнозных ресурсов углеводородов, связанных только с антиклинальными поднятиями и не учитывает ресурсов, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа.

,




где Qоц – прогнозные ресурсы;

Nоц – число подготовленных и выявленных структур на оцениваемом участке;

qэт.стр. – средние запасы углеводородов, приходящиеся на одну структуру в пределах эталонного участка:

;




Кдостов – ресурсов С3 на эталонах:

;




QC3 – ресурсы тех же объектов, проверенных бурением.


  1. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа по отдельным плотностям запасов.



Суть – сравнение эталонных и оценочных участков по совокупности критериев нефтегазоносности и перенос плотностей запасов по площади или по объему пород с эталонного участка на сходный или оценочный.

,




где ?эт – удельная плотность запасов по Sэт по исследуемому горизонту, ?Qэт – запасы категории (А, В, С1, С2, С3)+∆Q,

тогда

;




.




В зависимости от степени изученности оценочных участков эти параметры определяются по данным бурения отдельных параметрических скважин и региональных геофизических исследований.

Допустимые пределы Кан меняются от 0,5 до 2. Параметры эталона несоответствующие этому интервалу переносить на оценочный участок нельзя.

Иногда использут этот метод и для определения площади и объема пород-коллекторов.
1   2   3


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации