лов. Банников. 1 Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе страны

• Название: 1 Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе страны
• Дата: 01.12.2021
• Размер: 419.94 Kb.
• Имя файла: Банников.docx
• Тип: Реферат; #287676
• страница: 6 из 13

2.8 Оценка запасов нефти

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.

Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.

Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: К_оп  0,145, проницаемость  0,4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.

При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.

Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений…» (1983 г.). В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С₁, С₂.

Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения.

Запасы категории С₁ выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С₂. Граница между категориями С₁ и С₂ проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500 500 м), как это и предусмотрено «Классификацией…».

Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых, с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых, с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.

На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС₁₀ и АС₁₂. Данный участок содержит 5,5% запасов м/р. 19,5% запасов пласта АС₁₀; 2,4%–АС₁₁; 3,9%–АС₁₂.

3 Технико-технологический раздел

3.1 Условия фонтанирования нефтяных скважин

Для подъема каждой тонны нефти из фонтанирующей скважины расходуется количество энергии, которое определяется по формуле:

где – глубина скважины;

– плотность нефти;

;

–

– давление на устье скважины.

Если гидростатический напор слишком мал, а газ на забой из пласта не поступает, то очевидно для подъема жидкости необходимо подать гах из вне, т.е. с поверхности. В этом случае для подъема каждой тонны нефти необходимо было бы затратить энергию, определяемую по формуле:

где - удельный расход нагнетаемого газа;

– давление на забое скважины;

– давление на устье скважины

– глубина скважины.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы соблюдалось условие по формуле:

Подставляя значения W₁ и W₂ и делая некоторые сокращения, получаем формулу:

где - определяет долю энергии, затрачиваемую на подъем 1 т жидкости

газом, выделяющимся из раствора и расширяющемся при снижении давления от до .

Давление в фонтанном подъемнике по мере подъема газоносной смеси уменьшается от до . Среднее значение давления будет определяться по формуле:

Поэтому можно принять, что только половина газа будет участвовать в работе по подъему жидкости и что общее количество газа, получаемое с каждой тонны нефти на поверхности (т.е. газовый фактор), рассчитывается по формуле:

где – коэффициент растворимости

При наличии воды объем растворенного в нефти газа также надо относить к 1 т поднимаемой жидкости. Тогда при наличии воды условие фонтанирования скважины можно записать согласно формуле:

Здесь предполагается, что колонна подъемных труб спущена до забоя скважины, и, следовательно, давление у башмака равно забойному давлению .

Рассматривая соотношение (6), можно сделать следующие выводы: при уменьшении процентного содержания воды в добываемой жидкости и при всех прочих равных условиях количество энергии у забоя скважины уменьшается. А это значит, что с увеличением процентного содержания воды создаются условия, способствующие прекращению фонтанирования. При уменьшении количества энергии, поступающего к забою скважины (уменьшается пластовое давление), также возникают условия, способствующие прекращению фонтанирования. Могут быть случаи, когда давление на забое выше давления насыщения , тогда газонефтяная смесь движется не по всей длине труб, а в некотором интервале ).
Здесь не учтены потери на трение, но они, как уже было указано ранее, очень малы по сравнению с давлением столба жидкости в скважине. При соблюдении условия:

Газовый фактор остается постоянным, равным количеству газа, растворенного в 1 т нефти. В процессе разработки того или иного месторождения часто необходимо снижать забойное давление.

Минимальную величину давления, при которой скважина еще будет фонтанировать, определяют по формуле (9). Левая часть неравенства представляет собой эффективно действующий газовый фактор _эф.

Правую часть этого неравенства можно записать при условии замены на , тогда:

где – расстояние от устья до глубины, где давление равно давлению

насыщения ;

– соответственно давление на забое и на устье скважины;

- высота подъема жидкости, м