Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти.



 

Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса.

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

Vн= Fhmρϴβн ηн

геологические запасы

извлекаемые

где F - площадь нефтеносности, определяется для каждого горизонта индивидуально с использованием структурной карты и на основе подсчетного плана;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина, определяется как средне арифметическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или средневзвешенная мощность по всей площади залежи;

m - коэффициент открытой пористости, находят по результатам анализа керна, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной толщины пласта по простиранию определяют с помощью косвенных методов и в первую очередь с помощью методов промысловой геофизики;

r и q - плотность и объемный коэффициент находят по результатам находят по результатам лаб.анализа проб нефти;

нефти в поверхностных условиях;

q - объемный коэффициент, обратный усадке нефти Вн = 1/q;

bн - коэффициент нефтенасыщения, определяют по данным лаб.исследований образцов керна и ПГИ; он зависит от литологофизических свойств пласта, свойств нефти и режима работы пласта;

hн - коэффициент нефтеотдачи, это отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам, его величина зависит от режима работы скважин, литолого-физических свойств коллектора, от физико-химических свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт.

 

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

 

Vг= Fhmρf(ар-акрк) βг ηг

геологические запасы

извлекаемые

f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям (Ратм, t=200 С);

p, pк - средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов;

a, aк - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и rк,

Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн0 и конечного коэффициента извлечения нефти kизвл.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 определяют 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 метод определения коэффициента извлечения.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может производиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2)подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

 

 

Билет № 15

 

1. Способы добычи, транспортировки, хранения, переработки и применения нефти в 17 веке…

В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах. Позд­нее стали строить амбары из камня, с использованием цемента. Эти амбары перекрывались каменными крышами. Такой способ хранения нефти применялся до второй половины XVII столетия.

В 1723 году по приказу Петра I бакинская нефть была под­вергнута перегонке в главной московской аптеке для изготовле­ния лекарственных бальзамов. В 1745 году архангельский купец Федор Прядунов построил первый в мире нефтеперегонный за­вод, на котором получали осветительную жидкость, названную керосином. До 1000 пудов (пуд равен 16 кг) керосина в год от­правляли в Москву, но в тот период осветительная жидкость пока не нашла большого спроса.

 

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.