Підрахунок запасів вільного газу об’ємним методом

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5

5.1 МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ

Метою даної роботи є набуття студентами практичних навичок з підрахунку запасів і ресурсів вільного газу найбільш універсальним методом – об’ємним методом, який може бути застосований для підрахунку запасів газу на любій стадії пошукових, розвідувальних робіт або на любій стадії розробки родовища газу.

Студенти під час виконання лабораторної роботи повинні навчитись:

- обраховувати площу газоносності за допомогою планіметра і ЕОМ;

- обґрунтовувати підрахункові параметри, що увійшли у формулу підрахунку;

- виділяти окремі ділянки покладу для підрахунку запасів і ресурсів вільного газу за певними категоріями відповідно ступіння геологічного вивчення цих ділянок;

- підраховувати запаси і ресурси вільного газу звичайним способом (в ручну) і за допомогою ЕОМ.

5.2 ОСНОВНІ ТЕОРИТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ

Метод базується на вивчені об’єму газу в газонасиченому пустотному об’ємі порід-колекторів.

Об’ємний метод підрахунку запасів вільного газу широко застосовується завдяки своїй простоті, а також тому, що необхідні для нього підрахункові параметри можна отримати як в процесі пошуків, розвідки так і експлуатації покладів газу.

Величина об’єму газу отримується шляхом добутку горизонтальної проекції площі покладу газу (F) на середнє значення вертикальної ефективної газонасиченої товщини пласта (h_г.сер), на середнє значення коефіцієнта відкритої пористості (m) і на середнє значення коефіцієнта газонасиченості β_г. При цьому добуток Fh_г.еф визначає об’єм колекторів покладу (його частини), Fh_г.ефm - визначає об’єм пустотного простору порід-колекторів, Fh_нгефmβ_г - визначає об’єм пустотного простору порід-колекторів, насичених газом.

Першочерговий вміст газу в породі-колекторі при підрахунку запасів вільного газу об'ємним методом може бути визначений на основі вивчення геологічних, фізичних і хімічних особливостей, які характеризують газове родовище.

Але для підрахунку запасів газу, крім колекторських властивостей пласта, умов розповсюдження в ньому газу і границь покладу, необхідно вивчити фізичні властивості газу, його поведінку в процесі зміни тиску і температури, а також визначити пластовий тиск і температуру, хімічний склад газу і процентний вміст окремих його компонентів.

Для конкретно газових родовищ ці дані отримати неважко, оскільки склад газу, як правило, однорідний і постійний. Вивчення хімічного складу газу і процентного вмісту його компонентів при яких- небудь змінах, ускладнюється в зв'язку з тим, що зміни відбуваються повільно і поступово.

Так в газових покладах, що підстелені водою, що вміщує в розчині СО₂ і Н₂S, при зниженні тиску гази СО₂ і Н₂S, що легко розчиняються у воді виділяються з розчину і газ збагачується цими компонентами.

Зміна хімічного складу газу часто відбувається також в газових шапках газонафтових покладів. В міру експлуатації таких покладів, із зниженням пластового тиску, газ газової шапки може збагачуватись більш важкими вуглеводнями, які виділяються з нафти при зниженні тиску.

Підрахунок запасів і ресурсів вільного газу ведеться по формулі:

V=F×h×m×b_г×f·(Р₀×а₀-Р_к×α_к)h_г, (5.1)

де V – видобувні (промислові) запаси газу на дату підрахунку, м³;

F – площа в межах продуктивного контуру газоносності, м²;

h – середня потужність пористої частини газоносного пласта, м;

m – середній коефіцієнт відкритої пористості, долі од.;

b_г – коефіцієнт газонасиченості з врахуванням вмісту зв’язаної води, долі од.;

f – поправка на температуру при приведенні об’єму газ до стандартної температури, долі од.;

, (5.2)

де t_ст, t_пл – відповідно стандартна і пластова температура, °С; t_ст=20°С;

Т – абсолютна температура, рівна 273ºС;

Р₀ – середній абсолютний пластовий тиск в покладі газу на дату підрахунку, МПа;

Р_к – кінцевий середній залишковий абсолютний тиск в покладі, МПа, після вилучення промислових запасів газу (встановлення на устя свердловини абсолютного тиску, рівного 0,1 МПа);

а₀ і а_к – поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Марріота відповідно для тисків Р₀ і Р_к;

h_г – коефіцієнт газовіддачі, долі од.;

5.3 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

Площа газового покладу (F) підраховується по структурній карті покрівлі продуктивного пласта (згідно індивідуального завдання). Середня ефективна потужність продуктивного пласта визначається аналогічно, як і при об’ємному методі підрахунку запасів нафти. При підрахунку запасів по газовим покладам можна зразу визначити коефіцієнт пористості з врахуванням зв’язаної води, якщо відома газопроникність вміщаючих порід. Для цього необхідно використати графік О.О Ханіна (рис. 5.1) залежності газопроникності піщаних порід від їх пористості з врахуванням зв’язаної води, ефективної пористості і газопроникності.

1- алевритові породи; 2 - мілкозернисті породи; 3 - крупно- і середньозернисті породи

Рисунок 5.1 - Залежність ефективної пористості від газопроникності для теригенних порід (за О.О. Ханіним).

Поправка на температуру (f)розраховується по формулі:

, (5.3)

де Т – абсолютна температура, рівна 273ºС;

t_ст, t_пл – відповідно стандартна і пластова температура, °С; t_ст=20°С;

Пластову температуру t_пл. можна визначити безпосередньо в свердловині за допомогою термометра, або за формулою:

, (5.4)

де H – середня глибина залягання продуктивного пласта, м;

h_пл – глибина залягання прошарку з постійною температурою, м;

G – геотермічна ступінь, м/ºС;

t_сер – середня річна температура повітря на поверхні, ºС.

Для визначення середнього пластового тиску на дату підрахунку запасів попередньо розраховують величини пластових тисків по свердловинах за даними манометричних тисків виміряних на їх гирлах (вихідні дані) за формулою:

(5.5)

де Р_м – манометричний тиск, заміряний на гирлах свердловин, (при тимчасовому її закритті) МПа;

е – основа натуральних лагорифмів, яка дорівнює 2,71;

Н – глибина залягання продуктивного пласта, м;

ρ _г – густина газу по повітрю.

З метою скорочення розрахункової частини, при виконанні даної роботи можна скористатись формулою (5.5) для визначення середнього пластового тиску (Р _пл) на дату підрахунку. Для цього, маючи заміри тисків на гирлах свердловин, розраховують середнє значення манометричного тиску в покладі на кінець останнього кварталу Р _м.ср , а по структурній карті визначають середню абсолютну глибину продуктивного горизонту в межах контуру газоносності Н _ср.

Підставивши у формулу (5.5) замість Р _м і Н отримані значення Р _м.ср і Н _ср, можна розрахувати величину середнього пластового тиску Р _пл. Кінцевий залишковий пластовий тиск Р _к розраховується по тій ж самій формулі, що і середній пластовий тиск на дату підрахунку, тільки в цьому випадку Р _м.ср =0,1 і формула (5.5) буде мати вигляд:

; (5.6)

Для розрахунку величин поправок а і а _к на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля – Марріота необхідно попередньо визначити коефіцієнт стисливості газу (z) за графіком, на якому він представлений у вигляді функції від приведеного псевдокритичного тиску і приведеної псевдокритичної температури (рис. 5.2).

При визначенні коефіцієнта стисливості для нафтових газів, що складаються з суміші компонентів, які мають різні критичні температури, необхідно попередньо порахувати їх псевдокритичні температури і тиски за фракційним складом. Дані про фракційний склад газу наведені в кожному індивідуальному завданні, а дані про критичні тиски і критичні температури кожного з компонентів газу наведені в додатку А.

Псевдокритичний тиск і псевдокритична температура визначаються за наступними формулами:

, (5.7) , (5.8)

де Р _г і Т _г – сума середньозважених значень критичних тисків і температур окремих вуглеводнів, що відповідно називаються псевдокритичним тиском і псевдокритичною температурою;

у – об’ємний або мольний вміст даного компоненту в газі,%;

Р _с і Т _с –критичні тиски і температури окремих складових газу.

Відношення тиску, під яким знаходиться суміш газів до псевдо- критичного тиску, називається приведеним псевдокритичним тиском (P_R) і визначається за формулою:

. (5.9)

Відношення температури суміші газів до псевдокритичної температури називається приведеною псевдокритичною температурою, яка визначається за формулою:

, (5.10)

За розрахованими даними приведених псевдокритичних тисків і температур можна знайти значення коефіцієнтів стисливості реального газу, скориставшись графіком приведеним на рис. 5.2. Знаючи коефіцієнт стисливості газу (z), легко визначити поправку на відхилення даного газу від закону Бойля - Марріота за співвідношенням:

, (5.11)

Рисунок 5.2 - Залежність коефіцієнта стисненості (z) нафтового газу від приведених псевдо критичних значень тиску (Р_R) і температури (T_R) (за Р. Брауном).

Розглянемо цифровий приклад визначення поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля - Марріота для ідеальних газів за відомим фракційним складом газу.

Припустимо, що газ є суміш метану 90% (відсоток від об'єму), етану 5%, пропану 3%, бутану + вищі 1%, азоту 1%. Знаючи критичний тиск і критичні температури для кожної складової, можна визначити псевдокритичні тиск і температуру даного газу:

Р_r = (0,9 х 4,72) + (0,05 х 5,0) + (0,03 х 4,33) + (0,01 х 3,87)+

+ (0,01 х 3,46) = 4,70;

Т_r = (0,9 х 191,0) + (0,05 х 306,0) + (0,03 х 370,0) + (0,01 х 425,0) + (0,01 х 126,0) = 203,81.

Визначимо приведені псевдокритичні тиск і температару для випадку, коли газ знаходиться в пласті при тиску 10 МПа і температурі

50 ⁰С:

За допомогою графіку (рис.5.2) одержуємо коефіцієнт стисненості z = 0,86 і визначаємо поправку а:

У разі, коли фракційний склад газу невідомий, визначення коефіцієнту стисненості (z)може бути проведено за допомогою графіку, який зображено на рис. 5.3.

Рисунок 5.3 - Визначення коефіцієнта стисненості газу за даними густини, тиску і температури

Для користування цим графіком необхідно мати дані про густину газу до повітря, пластову температуру і тиск.

Величини Р_r і Т_r можна також визначити за допомогою графічних залежностей цих величин від відносної густини (по повітрю) даного газу рис. 5.4. і рис. 5.5. Слід відзначити, що даними графіками можна користуватись в тому випадку, коли сумарний вміст невуглеводневих газів (H₂S, N₂, CO₂) не перевищує 15%.

Рисунок 5.4 - Залежність псевдокритичного тиску (Р_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Рисунок 5.5 - Залежність псевдокритичної температури (Т_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Коефіцієнт газонасиченості () визначається за вмістом в колекторі зв’язаної води із співвідношення:

, (5.12)

де β_в – вміст зв'язаної води.

Кількість зв'язаної води в газонасичених породах може бути визначена по графіку, зображеному на рис. 5.6.

В тих випадках, коли для визначення коефіцієнту пористості використовується графік О.О. Ханіна (див. рис.5.1), нема необхідності окремо враховувати коефіцієнт газонасиченості, так як на цьому графіку значення коефіцієнтів пористості приведені з врахуванням зв’язаної води.

Коефіцієнт газовіддачі умовно можна прийняти рівним 0,95 ( = 0,95).

Рисунок 5.6 - Залежність між водонасиченістю породи і проникністю для колекторів різного типу (за П. Джонсоном)

5.4 ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ

Виконана лабораторна робота повинна бути представлена у вигляді пояснювальної записки. До якої додаються підрахунковий план, викопіровка з підрахункового плану площі підрахунку для обрахування її на ЕОМ і виконаний підрахунок запасів вільного газу вручну і на ЕОМ.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1 В чому універсальність об’ємного методу підрахунку запасів вільного газу?

2 Які підрахункові параметри входять до формули об’ємного методу підрахунку запасів вільного газу?

3 Як визначається такий підрахунковий параметр, як ефективний коефіцієнт відкритої пористості (mβ_г)?

4 Як визначається такий підрахунковий параметр, як поправка за температуру (f)?

5 Як визначаються такі підрахункові параметри, як поправки за відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Марріота (а і а ₀)?

6 Як розраховуються псевдокритичний тиск і псевдокритична температура, коли відомо фракційний склад газу?

7 Як визначається такий підрахунковий параметр, як коефіцієнт газонасиченості (β_г)?

8 Як визначається площа газоносності на підрахунковому плані і як вона обраховується?

Дата добавления: 2014-12-24