Визначення та терміни

Об'ємний кофіцієнт нафти - безрозмірна величина, що характеризує зміну обсягу нафти в поверхневих умовах порівняно з пластовими.

Залежить від тиску, температури та складу нафти, однак найбільший вплив забезпечує газовміст. Застосовується при підрахунку запасів вуглеводнів об'ємним методом і методом матеріальних запасів. Наприклад, об'ємний коефіцієнт 1,25 означає, що 1 м³ дегазованої нафти на поверхні відповідає 1,25 м³ нафти в пластових умовах [4].

Коефіцієнт стисливості газу - відношення об`ємів реального природного та ідеального (з шароподібними молекулами) газів при однакових умовах, тобто при одних і тих же тисках і температурі [5].

Газовміст нафти – відношення об’єму газу, що виділяється з нафти під час її розгазування (при тиску 101,3 кПа і температурі 20°С), до об’єму або маси розгазованої нафти. Характеризує кількість природного газу, розчиненого в пластовій нафті. Може змінюватись залежно від способу зниження тиску [5].

Газовий фактор (Г.ф.) – вміст газу в продукції нафтових свердловин. Вимірюється в м³/м³ або м³/т. Об'єм газу при цьому приводиться до тиску 1,013*10⁵ Па і t=20°C. Розрізнюють первинний (початковий) і поточний Г.ф. Перший характеризує нафтовий поклад на початку розробки, другий – на кожному її етапі. У випадку, коли пластовий тиск у покладі вищий за тиск насичення (немає виділення з нафти розчиненого газу), Г.ф. залишається постійним і дорівнює первинному газовмісту пластової нафти. [5].

Р е с у р с и корисних копалин – обсяги корисних копалин в родовищах, оцінені як можливі для видобутку і переробки на сучасному техніко-економічному рівні розробки родовищ даного виду мінеральної сировини.

З а п а с и корисних копалин – обсяги корисних копалин., виявлені і підраховані на місці залягання за даними геологічного вивчення відкритих (ідентифікованих) родовищ корисних копалин.

В даній роботі приводиться спрощений спосіб оцінки запасів вуглеводнів та ефективності використання пластової енергії і зміни одного режиму розробки іншим.

В способі використовуються наступні параметри:

початковий пластовий тиск р_пл.поч; пластова температура Тпл, початкова кількість газу, розчиненого в нафті r₀, початковий об'ємний коефіцієнт нафти b₀, початковий коефіцієнт стисливості газу z₀, густина нафти _н, видобуток (дебіт) нафти Q, видобуток газу V. Дані наводяться для першого і другого років експлуатації покладу. Спосіб придатний для випадку нафтового покладу з газовою шапкою, оточеного активною водою.

Послідовність обчислень з визначення запасів нафти і газу та оцінки ефективності використання пластової енергії

Визначаємо початковий об’ємний коефіцієнт газу (перший рік експлуатації) за формулою: В₀ = z₀* В₀=z₀*(Т_пл/273)*(p₀/p_пл.поч), (1)

де р₀ - атмосферний тиск, що дорівнює 0,1013 МПа,Т_пл-пластова температура, К, р_пл.поч. - початковий пластовий тиск, МПа.

1. Аналогічно по цій же формулі визначаємо обємний коефіцієнт газу для показників другого року експлуатації В_t

2. Оцінюємо величину двофазного об`ємного коефіцієнту (нафти і газу) до кінця другого року

U_t=b_t+(r₀-r_t)*B_t (2),

де r₀- початкова кількість газу, розчиненого в нафті, м³/м³; r_t-вміст розчиненого газу в нафті в кінці другого року експлуатації, м³/м³; b_t – об'ємний коефіцієнт нафти до кінця другого року.

3. Видобуток нафти за 2 роки становитиме :

Q=Q₁+Q₂ (3),

де Q₁, Q₂(т або м³) - видобутки нафти окремо за перший і другий роки.

4. Визначаємо видобуток газу, м³, за 2 роки:

V = V₁+V₂ (4)

5. Обчислюємо середній газовий фактор, м³/м³, за формулою:

G₀ = V/Q (5)

6. Загальний перепад тиску, МПа, протягом другого року буде складати:

(6)

7. Середньодобовий видобуток нафти, м³, за другий рік визначаємо як . Кількість днів роботи у році приймаємо рівним 360, з урахуванням часу на дослідження, ймовірні ускладнення та простоювання.

8. Визначаємо середній газовий фактор, м³/м³, за другий рік:

(7)

9. Середньодобовий видобуток води за другий рік буде (кількість днів роботи  360).

10. Кількість контурної води, м³, що потрапила в нафтовий поклад , знайдемо за формулою

(7),

де - коефіцієнт пропорційності, м³/(добу*МПа), що дорівнює:

(8)

а шуканий інтеграл беремо спрощено, за кожен рік окремо:

11. Початковий запас нафти в пласті N, м³, можна визначити за основним рівнянням матеріального балансу:

N= (9)

12. Початковий об`єм вільного газу, м³, приведений до нормальних умов, має величину:

V (10)

13. Кількість розчиненого газу р.г., м³,приведена до нормальних умов, визначається як

(11)

14. Загальна кількість видобутих нафти і газу, м³, приведена до пластових умов, становить:

Q = Q (12)

15. Частка участі води в. у витісненні нафти визначиться:

J (13)

16. Частка участі газової шапки г.ш. у витісненні нафти буде:

J (14)

17. Частка участі розчиненого газу р.г. у витісненні нафти становитиме:

J (15)

18. Тепер знайдемо загальний ймовірний коефіцієнт нафтовіддачі:

К_від=J_ВК_В+ J_г.ш.K_г.ш.+ J_р.г.K_р.г. (16)

19. Можливий сумарний видобуток нафти з покладу, т, буде визначатись:

Q_заг=N*К_від*_н (17)

20. За відсутності в покладі газової шапки ( = О) початковий запас нафти, м³, можна визначити за формулою:

N= (18)

21. За відсутності в покладі газової шапки і активної пластової води, тобто в умовах розробки покладу за рахунок енергії розчиненого газу, початковий запас нафти N, м³, визначається за формулою:

N= (19)

Приклад.Нафтовий поклад має газову шапку, що складає 15.0382% всього обсягу покладу в межах контуру нафтогазоносності. Поклад нафти оточений активною водою. Початковий пластовий тиск р_пл.поч = 23.79 МПа, пластова температура Т_пл =332.00 К.

За даними лабораторних дослідженні встановлено:

початкову кількість газу , розчиненого в нафті, r₀ = 168 м³/м³;

початковий об'ємний коефіцієнт нафти b₀= 1.526;

початковий коефіцієнт стисливості газу z₀ = 0.8;

густина нафти р_н =0.78т/м³.

За перший рік експлуатації:

середній пластовий тиск зменшився до р₁ = 18 МПа.

За цей час видобуто безводної нафти Q₁=1290000.00 т або 1653846.153846

м і газу V₁ = 104000000.00 м .

Протягом другого року експлуатації:

пластовий тиск був майже постійним р_t = 18 МПа.

Видобуток за цей рік склав: нафти Q₂= 1070000.00 т або 1371794.871795 м ;

газу V₂ = 93000000.00 м і води = 28800.00 м .

Об'ємний коефіцієнт нафти до кінця другого року був b_t =1.429;

вміст розчиненого газу зменшився до r_t =150.000 м /м

і коефіцієнт стисливості газу знизився до z_t=0.770.

Відношення об'єму газової шапки до об'єму нафтового покладу

= 0.1765.

Початковий об'ємний коефіцієнт газу визначимо за формулою (1) , отримаємо: В =0,8*

Об'ємний коефіцієнт газу до кінця другого року аналогічно буде :

В

Двофазний об'ємний коефіцієнт (нафти і газу ) до кінця другого року за формулою (2):

U_t = 1.429+ (175.00 - 150.000 ) * = 1.55055

Всього видобуто за період t(два роки):

Нафти за формулою (3):

Q=Q +Q = 1653846.153846 + 1371794.871795 = 3025641.02564 м

Газу за формулою (4):

V = V +V = 104000000.00 + 93000000.00 = 197000000.0 м³

Середній газовий фактор за формулою (5)складає:

G = V/Q = 197000000.0/3025641.02564= 65.11017 м / м ;

Протягом другого року експлуатації покладу загальний перепад

тиску залишався майже постійним :

МПа

Середньодобовий видобуток нафти за другий рік (кількість днів роботи у році прийнято рівною 360) складе:

= 3810.54131 м .

Визначаємо середній газовий фактор, м³/м³, за другий рік:

= 67.79439

Середньодобовий видобуток води за другий рік буде (кількість днів роботи  360).

= 28800/360=80.0

Кількість контурної води, що потрапила в нафтовий поклад, знайдемо за формулами (7) і (8).

За формулою (8) коефіцієнт пропорційності дорівнює:

м / (добу*МПа),

Так як протягом першого року поклад експлуатували з перепадом тиску від 0 до 4.98 МПа (середній перепад р = 2.49 МПа ), а протягом другого року перепад залишався постійним( = 0,23 МПа ), то шуканий інтеграл знайдемо за формулою (7) візьмемо за кожен рік окремо, поставивши межі часу в місяцях :

МПа*міс.

Кількість контурної води, що надійшла в нафтовий поклад за час t = 2 роки, становить:

W= 883.50336*30* 29.880= 791.97241*10 м .

Початковий запас нафти в пласті N можна визначити за основним рівнянням матеріального балансу, розв`яному відносно запасів N за формулою (9).

Вхідні величини у формулі (9) вже відомі. Підставивши їх, отримаємо:

Початковий об`єм вільного газу, приведений до нормальних умов, має величину:

V

Кількість розчиненого газу , приведена до нормальних умов, складе:

.

Загальна кількість видобутих нафти і газу, приведена до пластових умов , становить

Q = Q

Визначимо відносну ефективність окремих видів енергії.

Частка участі води у витісненні нафти:

J

Частка участі газової шапки у витісненні нафти:

J

Частка участі розчиненого газу у витісненні нафти

J

Як видно з наведеного розрахунку, протягом перших двох років поклад дренується в основному внаслідок впровадження води і розширення газу, що виділяється з розчину. Вплив газової шапки невеликий. У наступні періоди експлуатації частки різних видів енергії у витісненні нафти будуть весь час змінюватися.

Для підвищення коефіцієнта нафтовіддачі пласта необхідно вживати всіх заходів для зменшення виділення з пластового розчину газу шляхом підтримання пластового тиску.

Візьмемо при вказаних темпах розробки наступні можливі коефіцієнти нафтовіддачі:

а) при водонапірному режимі К_в = 0,7 ,

б) при газонапірном режимі К_г.ш. = 0,5 і

в) при режимі розчиненого газу К_р.г. = 0,35.

Знайдемо тепер загальний ймовірний коефіцієнт нафтовіддачі:

К_від = J_ВК_В + J_г.ш.K_г.ш. + J_р.г.K_р.г. = 0.245050*0,7 + 0.500675*0,5+ 0.241597*0,35 = 0.506431

Приймаючи, що за весь період експлуатації покладу (до економічно вигідної межі) загальний ймовірний коефіцієнт нафтовіддачі буде в середньому дорівнювати К_від  0,5, знайдемо можливий сумарний видобуток нафти з покладу :

Q_заг=N*K_від*_н=30650180.9397м³*0.506431*0.78м³/т = 12107318.733584т.

За відсутності в покладі газової шапки ( = О) початковий запас нафти можна визначити за формулою (18). Підставивши у формулу (18) значення величин, отримаємо:

За відсутності в покладі газової шапки і активної пластової води, тобто при розробці покладу за рахунок енергії розчиненого газу, початковий запас нафти визначається за формулою (19)

Підставивши відповідні значення, за формулою (19) знаходимо:

N_рг=

Рекомендована література:

1. Мала гірнича енциклопедія. В 3-х т. / За ред. В. С. Білецького. — Донецьк: Донбас, 2004.

2. Бережная Л.И., Аронштейн Б.Н., Галимзянов Р.М., Панарина Г.И. Экономическая доминанта новой «Классификации запасов и ресурсов углеводородов» // Геология нефти и газа. – 2008. – № 5. – С. 52–57.

3. http://www.ai08.org/index.php/viewpage/about.xhtml Технический словарь том V

4. Нефтегазовая энциклопедия, М.: Московское отд. "Нефть и газ" МАИ, ОАО "ВНИИОЭНГ", 2002 г.

5. Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978.

6. Мала гірнича енциклопедія. В 3-х т. / За ред. В. С. Білецького. — Донецьк: Донбас, 2004

7. Юрчук А.М., Істомин А.З. Расчеты в добыче нефти. –М.: Недра, 1979. – с.22-25.

8. Основи нафтогазопромислової геології учбовий посібник (конспект лекцій, прочитаних доцентом А.В. Полівцевим) Лекція 3. с. 19