Уравнение материального баланса в нефти

Материальный метод подсчета запасов

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Декабря 2011 в 00:29, реферат

Описание

Подсчет запасов – важная и ответственная стадия разведки месторождения. Перед работниками нефтяной и газовой промышленности, а также геологической службой страны стоит ответственная задача по наращиванию запасов углеводородного сырья – нефти, газа и конденсата.

Работа состоит из 1 файл

материальный метод Подсчета запасов.doc

Министерство образования РФ

Казанский федеральный университет

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

На тему: «Материальный метод подсчета запасов»

Выполнила: Удачина И. С.

Проверил: Вафин Р. Ф.

Подсчет запасов – важная и ответственная стадия разведки месторождения. Перед работниками нефтяной и газовой промышленности, а также геологической службой страны стоит ответственная задача по наращиванию запасов углеводородного сырья – нефти, газа и конденсата.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата – это комплекс научных исследований, основывающийся на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

До того момента, пока скважина не вскрыла пласт или горизонт можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны. Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробыванием или с помощью промыслово-геофизических исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, является границей, отделяющей запасы от ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентах подразделяются на две группы:

-балансовые запасы – вовлечение которых в разработку в настоящее время целесообразно

— забалансовые запасы — вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически либо технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Извлекаемые запасы — часть балансовых, которые могут быть извлечены из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдением требований по охране недр и окружающей среды.

Основным графическим документом при подсчете запасов является подсчетный план, который составляется на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающегося ближайшего репера.

Подсчет запасов нефти, газа, газоконденсата и содержащихся в них компонентов проводится раздельно для газовой, нефтяной, газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа – в миллионах кубических метров, гелия и аргона – в тысячах кубических метров.

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный ; 2) отдача с 1 га или с 1 м 2 ; 3) объемно-генетический ; 4) кривых эксплуатации, или статистический ; 5) материальных балансов ; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный ; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным метдом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи .

Далее представлено краткое описание основных методов, использующихся про подсчете запасов нефти, газа и газоконденсата:

Метод подсчета запасов нефти объемный основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти. Объем пласта определяется как произведение нефтеносной площади на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты вводят коэффициент пористости нефтесодержащих пород, насыщения пласта нефтью, отдачи, усадки и удельного веса нефти. Определение численных значений коэффициента, особенно насыщения и отдачи, часто весьма затруднительно и требует специального отбора кернов и тщательного исследования их в лаборатории. Основной недостаток метода — неопределенность в отношении данных о возможном отборе запасов во времени. Кроме того, подсчитанные цифры запасов не характеризуют возможной дебитности скважин.

Метод подсчета прогнозных запасов нефти объемно-статистический в его основе лежит средняя продуктивность 1 км 3 осадочных отложений в тоннах извлекаемой нефти или ее первоначально подсчитанных геологических запасов. Продуктивность выводится статистическим методом как средняя величина для группы промышленных нефтеносных бассейнов каждого геотектонического типа (платформенных, передовых прогибов , межгорных впадин) и затем экстраполируются для подсчета прогнозных запасов в новых бассейнах аналогичного строения. Метод впервые применен Л. Уиксом в 1950 г., подсчитавшим, что в 1 км 3 осадочных пород содержание извлекаемой нефти колеблется от 195-260 т в Кентукки и Индиане и до 6500 т в Калифорнии.

Метод подсчета запасов нефти (и газа) объемно-генетический основан на количественной оценке масштаба нефтегазообразования на нефтяных площадях. С его помощью производится подсчет прогнозных запасов (категория D) в областях и районах, слабо изученных и с еще недоказанной промышленной нефтегазоносностью. Исходные данные для подсчета величины удельной плотности запасов (в т/км 2 площади) или величины коэффициента продуктивности (К_пр в т/м 3 осадочных отложений) могут быть получены соответственно двумя методами: объемно-генетическим — на основе геолого-битуминологического изучения пород прогнозируемого района, области, бассейна, и принятого по аналогии К_ак (коэффициента аккумуляции) и объемно-статистическим — на основе использования средних мировых данных для седиментационных бассейнов. аналогичного типа по величине К_пр (в т/км 3 осадочных отложений).

МАТЕРИАЛЬНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ

Материальный баланс в геологии — это простейшая форма динамической модели нефтяного или газового месторождения. Это простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения масс , согласно которому извлечённый объём равен сумме изменения первоначального и привнесённого объёмов (в пласте , например).

V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} + V_{привнесённый} некорректно оперировать объёмами, так как мы имеем дело со сжимаемой средой, лучше перейти к массам

Любое гидродинамическое моделирование должно поддерживаться проверкой с использованием материального баланса

данные необходимые для расчёта материального баланса

• давление (замеры пластового давления),
• объёмы флюидов,
• свойства флюидов,
• свойства породы.

Ограничения материального баланса

• одномерная модель коллектора, не учитывающая распространение флюидов в пространстве,
• не учитывается время,
• чувствительность к качеству данных.

Применение материального баланса

• подсчёт балансовых запасов нефти и газа,
• расчёт размеров газовой шапки,
• диагностика и расчёт притока воды,
• расчёт параметров (характеристик) притока воды,
• подтверждение механизма добычи (нефтеотдачи),
• расчёт зависимости закачки/извлечения нефти.

Обозначения

• N — балансовые запасы нефти (м³),
• N_p (oil production) — накопленная добыча нефти (м³),
• W_p (water production) — накопленная добыча воды (м³),
• W_inj (water injection) — накопленная закачка воды (м³),
• W_e (aquifer) — приток воды из-за контура ( аквифера ) (м³),
• G_p (gas production) — накопленная добыча газа (м³),
• B_o, B_w, B_g — объёмные коэффициенты воды, нефти, газа (м³/м³),
• C_o, C_w, C_f — сжимаемость воды, нефти, породы,
• S_o, S_w — насыщенность нефтью, водой,
• S_wir — связанная вода ,
• R_s — содержание растворённого газа в нефти ,
• R_p — накопленное газосодержание ,
• ΔP — изменение давления от начального пластового (атм),
• V_o, V_w, V_f — объёмы нефти, воды, пор (м³),

подстрочный индекс «i» обозначает начальные условия.

Вывод уравнения материального баланса

При добыче из пласта нефти (N_p×B_o) при давлении в пласте (P_r) ниже первоначального (P_ri) на ΔP, но выше давления насыщения (P_b), имеем недонасыщенный пласт P_ri > P_r > P_b. При условии отсутствия притока воды имеем
N_p×B_o = V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} = ΔV_w + ΔV_o + ΔV_f

Изменение объёма воды (ΔV_w) равно произведению объёма воды (V_w) на сжимаемость воды (C_w) и на изменение давления (ΔP):
ΔV_w = V_w × C_w × ΔP.

Объём воды V_w равен произведению начального объёма воды V_wi на коэффициент изменения насыщенности воды S_w / S_wi :

Метод материального баланса

один из методов подсчета запасов нефти, основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Является динамическим, и 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).

Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

где Q — промышленные запасы, т;
V — объем нефтенасыщенных пород, м 3 ;
k_н — коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
η_п — коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ — плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м 3 ;

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

где F — площадь нефтеносности; h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта; m — коэффициент открытой пористости; b_н — коэффициент нефтенасыщения; h_н — коэффициент нефтеотдачи; r — плотность нефти в поверхностных условиях; q — коэффициент, учитывающий усадку нефти, величина, обратная объемному коэффициенту В_н, т.е. q = 1/В_н.

Эффективная мощность определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи.

Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи — отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

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.

Начальные запасы нефти рассчитываются по данным изменения газосодержания в пласте по формуле (5)

Q = B — (R-R_o)V + d (V-V_o) , (1.7)

где Q_н — суммарная накопленная добыча нефти; В₁ — двухфазный объемный коэффициент нефти, В₁ =В+(R_o-R)V_o; В_о, В — объемные коэффициенты пластовой нефти соответственно на начало разработки и дату расчета; R_o, R — объемы растворенного газа в 1 м 3 нефти при давлении r_о и r; V_o, V — соответствующие объемные коэффициенты газа; W,w — объемы вошедшей в пласт воды и добытой; d — доля объемной газоносной части пласта.

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.

Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов свободного газа определяют объемным методом и реже методом по падению давления.

При объемном методе извлекаемые запасы газа V рассчитывают по формуле

где F — площадь в пределах контура газоносности; h — эффективная газонасыщенная мощность; f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям f=(Т+t_ст)/(Т+t_пл), Т=273 0 С, t_ст=20 0 С, t_пл — пластовая температура; p, p_к — средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное остаточное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов и снижения на устье давления до 0,1 МПа; a, a_к — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и r_к,

b_г — коэффициент газонасыщенности; h_г — коэффициент газоотдачи.

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.

Подсчет запасов по завершении разведочного этапа

При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход возможен в первую очередь за счет равномерного изучения разреза отложений нефтяных и газовых залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно с точки зрения повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий С₁ и С₂ выделяются по ним в единых границах. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. Если пласты изучены неравномерно, то границы площадей с запасами категорий С₁ и С₂ выделяются по каждому из пластов в соответствии с их изученностью.

Определение параметров при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей объемным методом осуществляется следующим образом.

Продуктивные площади F пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллекторов, составляемыми по данным поисковых и разведочных скважин с учетом сейсмической карты по ОМГ, а также границами контуров нефтегазоносности, проведенными на основе данных о положении ВНК, ГНК и ГВК, уточненных по результатам вновь пробуренных скважин.

Определенная по данным ГИС эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина h_н.эф(h_г.эф) продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, в которых фактические значения a_сп выше, а DJ_y, DJ_ny ниже принятых кондиционных. При составлении карт эффективных толщин и на этой стадии в случаях литолого-фациального замещения применяется интерполяция только “на середину”.

Коэффициенты открытой пористости k_п.о и нефте(газо)насыщен-ности k_н(k_г) коллекторов могут быть рассчитаны.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти d_н в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменения этих параметров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их изменение по площади залежи, то составляются карты каждого параметра, и подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

Начальное пластовое давление р_о в газовых залежах рассчитывается по данным каждой скважины с приведением их к уровню центра тяжести залежи.

Особенности подсчета запасов на разрабатываемых залежах

Подсчет запасов нефти на разрабатываемых залежах базируется на значительно большей степени их изученности вследствие более плотной разбуренности эксплуатационными скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями инструкции по применению Классификации (1984 г.).

Большая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах, находящихся в разработке и связанных с неоднородными горизонтами и пластами, позволяет не только детализировать границы распространения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять карты эффективных нефтенасыщенных толщин как нерасчлененных пластов, так и отдельных пропластков, участвующих в строении расчлененных пластов. В результате появляется возможность для более детальной дифференциации объектов по площади и разрезу. Дифференцированный подсчет запасов основан прежде всего на выделении пропластков и определении их объема при резкой неоднородности продуктивных пластов, обусловливающей различие их параметров по площади и разрезу.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин на данной стадии производится по данным ГИС в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов, обоснованными результатами опробования и гидродинамическими исследованиями, позволяющими более достоверно определить удельную продуктивность пластов. Исследования, проводимые на разрабатываемых залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности пропластков или пластов. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефтегазонасыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов, устанавливаемого по разведочным скважинам.

При подсчете запасов разрабатываемых залежей в зависимости от их геологического строения применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов. Объекты подсчета многопластовых залежей дифференцируются:

по пластам, а в расчлененных пластах в свою очередь — по пропласткам;

по категориям запасов С₁ и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А — при разбуривании по проекту разработки;

по нефтяной, водонефтяной, газовой, водонефтяной зонам;

по зонам разных коллекторских свойств и литологических разностей пород, продуктивности коллекторов (ВПК и НПК).

Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Q_н0 и конечного коэффициента извлечения нефти k_извл.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.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Для оценки коэффициентов извлечения используются зависимости, рассчитанные с помощью многофакторного анализа данных разработки достаточно большого числа залежей нефти аналогичного геологического строения, находящихся на поздней стадии разработки или законченных разработкой.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. Методической основой экономического обоснования извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти являются положения Временной методики экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Извлекаемые запасы определяются по результатам расчетов технико-экономических показателей вариантов разработки с использованием методов, применяемых при проектировании разработки. Эти методы, основанные на математическом описании пластовых систем и процессов, происходящих при разработке залежей, позволяют учесть в рамках имеющейся информации влияние особенностей геологического строения каждого эксплуатационного объекта на технологические показатели разработки. Варианты различаются границами и числом эксплуатационных объектов, способами и агентами воздействия на пласт, схемами размещения и плотностью сетки скважин, темпами разбуривания, режимами работы и способами эксплуатации скважин с учетом ограничений, связанных с технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, требованиями по обеспечению охраны недр и окружающей среды.

В рассматриваемых вариантах необходимо предусматривать применение прогрессивных технологий, освоенных промышленностью. Расчетная динамика технологических показателей разработки по вариантам позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения с учетом необходимых технико-экономических критериев. Сравнение и выбор рекомендуемых вариантов разработки проводится по технико-экономическим критериям эффективности их применения с учетом полноты и комплексности использования запасов нефти. Технико-экономическая оценка величины извлекаемых запасов производится по максимуму народнохозяйственного эффекта от разработки месторождения. Если на месторождении выделяется несколько эксплуатационных объектов, то извлекаемые запасы определяются для каждого объекта раздельно и для месторождения в целом. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн.т извлекаемые запасы определяются отдельно по нефтяным (НЗ), водонефтяным (ВНЗ), газонефтяным (ГНЗ) и водогазонефтяным (ВГНЗ) зонам.

При составлении ТЭО для залежей с балансовыми запасами до 30 млн.т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением и повариантных технико-экономических расчетов.

Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн.т может проводиться по этой же методике без повариантной технико-экономической оценки.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин могут применяться методы, основанные на использовании различных двумерных статистических зависимостей между накопленными отборами нефти, жидкости и воды.

Материальный баланс первой ступени сепарации

Пример расчета материального баланса Установки подготовки нефти (УПН)

Годовая мощность установки по товарной нефти 2,5 млн. т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 25 % масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,2% масс. (I группа).

Химический состав нефти приведен в табл. 3.45.

Химический состав нефти

Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 0,5 МПа; t = 20 0 С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

,

где — мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящегося в равновесии с жидким остатком.;

— мольная доля этого же компонента в жидком остатке;

— константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,5 МПа и температуре t = 20 0 С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

,

где — мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

— мольная доля отгона.

Поскольку , то получим:

Уравнение используется для определения методом последовательного

приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии — 2,5 млн. тонн/год, часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.46.

Исходные данные для расчета

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие:

Подбор величины приводится в табл. 3.47.

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,71	14,5
N2	0,44
CH4	23,01
С2Н6	4,25
С3Н8	8,27	1,7
изо-С4Н10	1,61	0,6
н-С4Н10	5,71	0,45
изо-С5Н12	2,03	0,17
н-С5Н12	3,53	0,13
С6Н14+	50,44	0,04
å	å = 100

Компонент смеси	= 31	= 32,3	= 33
CO2	0,020	0,019	0,019
Азот N2	0,014	0,013	0,013
Метан CH4	0,698	0,672	0,659
Этан С2Н6	0,100	0,098	0,096
Пропан С3Н8	0,116	0,115	0,114
Изобутан изо-С4Н10	0,011	0,011	0,011
Н-бутан н-С4Н10	0,031	0,031	0,031
Изопентан изо-С5Н12	0,005	0,005	0,005
Н-пентан н-С5Н12	0,006	0,006	0,006
С6Н14 +	0,029	0,029	0,030
åYi	1,029	1,000	0,985

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,3 молей газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.48.

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z’i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z’i — N0 г i)	Мольный состав нефти из блока сепараторов x’i=( z’i— N0 г i) . 100, % Σ(z’i— N0 г i)
Молярная концентрация (y’i)	Моли
CO2	0,710	0,019	0,62	0,09	0,13
N2	0,440	0,013	0,43	0,01	0,01
CH4	23,010	0,672	21,71	1,30	1,89
С2Н6	4,250	0,098	3,15	1,10	1,60
С3Н8	8,270	0,115	3,70	4,57	6,65
изо-С4Н10	1,610	0,011	0,36	1,25	1,82
н-С4Н10	5,710	0,031	1,01	4,70	6,85
изо-С5Н12	2,030	0,005	0,15	1,88	2,73
н-С5Н12	3,530	0,006	0,21	3,32	4,84
С6Н14+	50,440	0,029	0,94	50,44	73,47
Итого	100,000	1,000	32,29	68,66	100,00

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведён в табл. 3.49.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

R_см г = 0,1369 – массовая доля отгона.

Средняя молекулярная масса газа:

M_ср г = 830,61 / 32,3 = 25,73

кг/м 3 ,

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ.

Исходя из этого, составим материальный баланс блока сепарации с учётом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 25 % масс.

Производительность общего потока Q сырого продукта составляет 297,62 т/ч.

Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 0,75 . Q = 0,75 . 297,62 = 223,21 т/ч.

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = 0,1369 . 223,21 = 30,57 т/ч.

Из сепаратора будет выходить поток жидкого продукта, с производительностью Q_н сеп по нефти и общей производительностью Q сеп , соответственно:

Q сеп = Q_н сеп + Q_н . 0,25 = 192,65 + 74,40 = 267,05 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса определится выполнением условия:

åQ до сеп = åQ после сеп ;

åQ до сеп = Q = 223,21 кг/ч;

åQ после сеп = Q сеп + Q_г;

Q сеп + Q_г = 192,65 + 30,57 = 223,21 кг/ч.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 3.51.

Материальный баланс сепарации первой ступени

Блок отстоя

Отстой используется в случае высокообводнённой эмульсии, а также в целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и технико-экономических показателей.

Процесс обезвоживания может протекать без нагрева эмульсии, либо с незначительным её подогревом.

Поток сырой нефти производительностью Q сеп входит в блок отстоя с содержанием нефти и воды по массе, соответственно:

R_н сеп = 100 . (Q_н сеп / Q сеп )

R_н сеп = 100 . 192,65 / 267,05 = 72,14 %.

R_в сеп = 100 — R_н сеп = 100 – 72,14 = 27,86 %.

На выходе из блока отстоя первичный поток разделяется на два, в частности:

— некондиционная нефть: вода – 5%; нефть – 95%;

— пластовая вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%.

Обозначим: Q_н от =Н – количество некондиционной нефти из блока отстоя, т/ч;

Q_в от = В – количество пластовой воды из блока отстоя, т/ч.

Тогда составим систему уравнений:

Q сеп . R_н сеп = 0,95 . Н + 0,001 . В

Q сеп . R_в сеп = 0,05 . Н + 0,999 . В

Решая эту систему, получаем:

Таким образом, количество некондиционной нефти и количество пластовой воды после блока отстоя, соответственно равны:

Q_н от = 202,72 т/ч, в том числе:

— нефть – 0,95 . Q_н от = 0,95 . 202,75 = 192,58 т/ч;

— вода – 0,05 . Q_н от = 0,05 . 202,75 = 10,14 т/ч.

Q_в от = 63,33 т/ч, в том числе:

— вода 0,999 . Q_в от = 0,999 . 63,33 = 64,27 т/ч;

— нефть – 0,001 . Q_в от = 0,005 . 63,33 = 0,06 т/ч.

Правильность расчёта материального баланса блока отстоя определяется выполнением условия:

åQ сеп = Q сеп = 267,05 кг/ч;

Q_н от + Q_в от = 192,58 + 64,33 = 267,05 кг/ч.

Данные по расчету блока отстоя заносим в таблицу 3.52.