Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти




Скачать 93.25 Kb.
НазваниеМетоды определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти
Дата публикации27.09.2013
Размер93.25 Kb.
ТипДокументы
litcey.ru > Экономика > Документы
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения Ки.н..

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.

^ 5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Величина Ки.н. зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь отношение вязкости нефти н к вязкости воды (в). На величину Ки.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия: природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т.е., с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации—на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, — на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.
^ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Покоэффициентный метод

Проектный коэффициент извлечения нефти этим методом определяется по формуле:

Ки.н. — Квт Кз Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений ^ Квт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.
^ ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

Это, однако, не означает, что вопросы, связанные с определением коэффициента извлечения газа Ки.г., решены полностью, скорее наоборот - причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным. В США традиционно в качестве конечного пластового давления на газовых залежах принимается величина, составляющая 15 % от начального давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекается 85% начальных запасов газа. Между тем, в условиях повышения мировых цен на газ экономически рентабельной может быть добыча из плотных пород при дебитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м3/сут и конечных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, т.к. это обеспечивает повышение коэффициента извлечения газа до 0,93.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е. Н. Хоменкова, обобщившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным разработкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895. Из указанного числа залежей 15 работали на газовом режиме, а 32 на упруговодонапорном. Коэффициент извлечения газа на залежах первой группы несколько выше, чем на залежах второй группы, и в среднем составил 0,92. На 32 залежах, работавших на упруговодонапорном режиме, конечный коэффициент извлечения, средневзвешенный по запасам, составил 0,87, причем на более крупных залежах были достигнуты более высокие его значения. Отдельные месторождения характеризовались крайне низкими коэффициентами извлечения. Следует заметить, что на залежах таких месторождений, как Шебелинское и Северо-Ставропольское, разработка которых ведется преимущественно на газовом режиме, ожидается конечный коэффициент извлечения около 0,95. Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений Краснодарского края, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,6 до 0,85. Исходя из опыта разработки залежей, находящихся в длительной эксплуатации, величина коэффициента извлечения газа при оценке прогнозных ресурсов принимается равной 0,85.

Сказанное свидетельствует о том, что вопросы, связанные с обоснованием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом Ки.г может определяться в зависимости от конечного пластового давления, то на залежах с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных балансовых запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.
^ 6.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ
Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию rо, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q н.г. = Qн.н * rо

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.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 газородержанием:

Q г.и. = Qн.и. rо
^ 6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
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 Пкомп. в г/м3 в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе екомп./100 на его плотность комп. при 0,1МПа и 20°С (см. табл. 3):

Пкомп. = екомп комп/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. * Пкомп.

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.
Основные физические характеристики компонентов природных газов

Таблица 3

Параметр СН4 С2Н6 С3 Н8 С4Н10 СО2 Н2 S N2




Критическое давление 4,73 4,98 4,34 3,87 7,38 9,18 3,46

Ркр, МПа

Критическая темпе- 191,1 305,4 370,0 425,2 304,2 373,6 126,2

пература Ткр. К

Плотность при 668 1251 1834 2418 1831 1431 1166

0,1 МПа и 20°С,г/м3




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. = Qг.н. l(co2; N2) / 100
Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м3.

Добавить документ в свой блог или на сайт

Похожие:

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconКоэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения...

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconГазовая промышленность России
До Великой Отечественной Войны промышленные запасы природного газа были известны только в Прикарпатье, на Кавказе, в Заволжье и на...

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconКафедра геология нефти и газа
«Геология нефти и газа» Института нефти и газа им. М. С. Гуцериева Удмуртского государственного университета Сергеевым А. В. для...

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconЗапасами нефти, газа или конденсата называ­ ется их количество, содержащееся...
Процедуру определения количества ув называют подсчетом запасов. Объект, в кото­ром подсчитываются запасы, называют подсчетным

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconЗапасами нефти, газа или конденсата называ­ ется их количество, содержащееся...
Процедуру определения количества ув называют подсчетом запасов. Объект, в кото­ром подсчитываются запасы, называют подсчетным

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconЗапасами нефти, газа или конденсата называ­ ется их количество, содержащееся...
Процедуру определения количества ув называют подсчетом запасов. Объект, в кото­ром подсчитываются запасы, называют подсчетным

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconОтностиельное количество воды отобранных нефти и газаза первые две стадии составит
Здесь игдексы Н, Г, в соответствуют нефти, газу, воде. Соотношения подвижностей в пластовых условиях газа и нефти и воды и нефти

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconМетодика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа новосибирск
Методика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / А. А. Герт, К. Н. Волкова, О. Г. Немова, Н. А. Супрунчик....

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconКлассификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
Ые газы свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению,...

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти iconЭкономическая деятельность предприятия (нгду, цеха). Основные технико-экономические...
Технико-экономические особенности современной разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа определили целесообразность построения...


Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
litcey.ru
Главная страница