Уравнение материального баланса для залежи

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Материальный баланс газовой залежи

Материальный баланс газовой залежи — отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн — начальная масса газа в пласте;

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

Уточнение извлекаемых запасов газа методом материального баланса

Метод подсчета запасов по падению давления (метод материального баланса) позволяет уточнить извлекаемые запасы газа в процессе разработки газового месторождения с получением новых промысловых данных.

Расчетная формула известна

, (1)

где Q_зап – извлекаемые запасы газа, м 3 ,

Q₁, Q₂ – накопленная добыча нефти в моменты времени t₁ и t₂, м 3 ,

Р_пл1, Р_пл2 – пластовое давление в моменты времени t₁ и t₂, Па,

z_пл1, z_пл2 – коэффициенты сверхсжимаемости в моменты времени t₁ и t₂, д.е,

Р_пл.н. – начальное пластовое давление, Па,

z_пл.н. – коэффициент сверхсжимаемости на начало разработки, д.е.

Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газонасыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Р_t/z_t(ΣQ_t), где Р_t/z_t – приведенное пластовое давление, а ΣQ_t – накопленная добыча на момент времени t, как показано на рисунке 1.

Рис. 1. Графики зависимости приведенного давления от накопленной
добычи. 1 — газовый режим, 2 – жестководонапорный режим,
3 – активизирующийся упроговодонапорный режим,
4 – затухающий упруговодонапорный режим

Без дополнительных расчетов с помощью данного графика можно определить извлекаемые запасы для газового режима – для этого достаточно определить отрезок, который отсечет график при пересечении с осью х. Во всех остальных случаях необходимо дополнительно произвести расчет объема вторгшейся в залежь воды.

Существенное влияние на форму графика оказывает коэффициент сверхсжимаемости z. Так, при построении графика в координатах Р_t (ΣQ_t) полученная величина извлекаемых запасов имеет существенное отклонение от истинного значения.

Задание для практической работы

На основании промысловых данных (таблица 1):

1. Построить зависимость Р и Р/z от накопл. отбора;

2. Оценить дренируемые запасы;

3. Оценить погрешность расчета дренируемых запасов;

4. Определить режим работы залежи.

Таблица №1

Промысловые данные по годам

Продолжение таблицы №1

Продолжение таблицы №1

Продолжение таблицы №1

Окончание таблицы №1

Практическая работа №2

Интерпретация индикаторной диаграммы

Газоконденсатной скважины

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Уравнение, обуславливающее данную связь, называется уравнением притока газа:

где Р_пл – пластовое давление; Па

Р_з – забойное давление; Па

Q – дебит скважины; м 3 /с

a, b – коэффициенты фильтрационного

сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;

с – дополнительный фильтрационный коэффициент, обусловленный наличием фазовых переходов при движении продукции газоконденсатной скважины.

В процессе испытания скважины на стационарных режимах измеряются дебиты газа, температура и давление на головке фонтанных труб и в затрубном пространстве. При этом давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на каждом режиме работы. Величины их используются для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной диаграммы.

Целью интерпретации индикаторной диаграммы является определение фильтрационных коэффициентов, которые свидетельствуют о продуктивных возможностях скважины.

По результатам испытания скважины, имея замеренные значения забойного давления и дебита, строят график зависимости Р_пл 2 -Р_з 2 от Q (рисунок 2, график 1). Значения на графике аппроксимируют с помощью квадратичной функции, которая на оси y отсечет отрезок, равный коэффициенту c.

Рис. 2. Стадии построения индикаторной диаграммы

Следующим шагом является построение графика зависимости
Р_пл 2 -Р_з 2 -с от Q (Рисунок 2, график 2). Этот график также аппроксимируется квадратичной функцией, которая, однако, выходит из точки начала координат.

Впоследствии данный график линеаризуется путем деления на Q. Таким образом, итоговая индикаторная диаграмма строится в координатах (Р_пл 2 -Р_з 2 -с)/Q от Q (Рисунок 2, график 3). Аппроксимирующей линией в данном случае будет являться прямая, которая на оси y отсекает отрезок, равный коэффициенту a, и которая имеет тангенс угла наклона, равный коэффициенту b.

По результатам определения фильтрационных коэффициентов рассчитывается абсолютно свободный дебит газа – теоретический дебит, полученный на реальной скважине при снижении забойного давления до
1 атм. Абсолютно свободный дебит газа также является стандартным параметром, по которому оценивают продуктивные возможности каждой скважины.

В случае с газоконденсатной скважиной уравнение, по которому рассчитывают абсолютно свободный дебит газа, имеет вид:

(3)

Задание для практической работы

На основании исходных данных (таблица 2):

1. Построить график зависимости Р_пл 2 -Р_з 2 от Q;

2. Определить коэффициент С;

3. Построить графики зависимости (Р_пл 2 -Р_з 2 -C) от Q, (Р_пл 2 -Р_з 2 -C)/Q от Q;

4. Определить коэффициенты А и В;

5. Рассчитать абсолютно свободный дебит газа.

Метод материального баланса

Метод материального баланса — один из методов подсчета запасов нефти, он основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки.

Изменение параметров зависит от начального содержания углеводородов в недрах, т. е. «запасов в пласте», характера залежи и ее поведения в процессе разработки.
Поскольку начальное содержание газа в недрах — единственная для данной залежи (или участка) величина и характеризуется она вполне определенными начальными параметрами всей пластовой системы, а по мере добычи нефти и газа эти параметры изменяются, представляется возможным на базе изучения количественных изменений параметров пластовой системы определить величину запасов в залежи (или участке) путем составления так называемого материального баланса, основанного на законе сохранения материи.

Метод является динамическим, его применение требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки (систематические замеры пластовых давлений в скважинах глубинными манометрами, учет точного отбора нефти, газа и воды, исследования кернов и глубинных проб нефти).