
- •Методика выполнения курсовой работы Теоретический раздел
- •Физические основы добычи нефти и газа
- •Распределение температуры по глубине добывающей скважины
- •2.Расчет пластового давления в добывающей скважине
- •3. Приведенное пластовое давление
- •4.Расчет распределения давления в добывающей скважине
- •5. Расчет дебита нефтяной скважины
- •6. Расчет дебита газовой скважины
- •7. Гидродинамическое совершенство скважин
- •8. Подсчет запасов нефтяной залежи
- •9. Подсчет запасов газовой залежи
- •10. Расчет времени разработки нефтяной залежи
- •11. Рассчет коэффициента сепарации свободного газа у приема погружного оборудования
- •12.Влияние сепарации свободного газа на физические свойства нефти
8. Подсчет запасов нефтяной залежи
Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные) .
Наиболее распространенный способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи объемный метод. Расчет балансовых запасов ведется по следующей формуле (при пластовых условиях):
=Fhm
,
(80)
где
балансовые запасы нефти;
площадь нефтеносности залежи; средняя
нефтенасыщенная толщина пласта, м; h
средний коэффициент открытой пористости
ненасыщенных пород; m
средняя нефтенасыщенность пласта;
плотность нефти в пластовых условиях,
кг/
м3.
Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным уловиям , рассчитывают по формуле
=Fhm
,
где
балансовые запасы при стандартных
условиях, т;
плотность дегазированной нефти, кг/м;
объемный коэффициент нефти при пластовых
условиях.
Извлекаемые
запасы нефти зависят от достижимого
коэффициента нефтеотдачи
и
рассчитываются так:
=
, (81)
=
, (82)
Где
соответственно извлекаемые запасы при
пластовых и стандартных условиях, т.
Задача 13. Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных:
радиус
залежи
=
4,75
км; средняя нефтенасыщенная толщина
пласта 7
м, средний коэффициент открытой пористости
0,27;
средняя нефтенасыщенность пласта 0,7;
плотность дегазированной нефти 808
кг/м2;
газонасыщенность пластовой нефти
Г0
= 149 м3/м3;
плотность газа при стандартных условиях
1,165
кг/м3;
пластовая температура 720
С;
пластовое давление 23,3МПа.
Решение. Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи
F = πR32 = 3,14159(4,75 103)2 = 70,882 106 м2.
Чтобы
воспользоваться формулой (2.80) , необходимо
предварительно определить ρнп.
Плотность пластовой нефти рассчитывают
по (1.45), для чего сначала необходимо
вычислить объемный коэффициент нефти
.
Расчет объемного коэффициента нефти ведем в соответствии с изложенным в разделе 1.7. Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:
__
ρнд = ρнд / ρн = 808/1000 = 0,808.
Находим значение коэффициента λ0 по (1.43) :
λ0 = 10-3[ 4,3 + 0,858*1,165 + 5,2 10-3(1-1,5 10-3 149) 149- 3,54 0,808] = 0,00304.
Рассчитываем
по (1.44)
:
=
10-3
2,638( 1,169 – 0,808) = 0,952
10-3.
Принимая = 5,6 10-4 1/МПа, вычисляем по (1.42) объемный коэффициент нефти:
= 1 + 0,00304 149 + 0,952 10-3(72-20) – 6,5 10-4 23,3 = 1,487.
Таким образом, объемный коэффициент нефти = 1,487. Определяем по (1.45) плотность нефти в пластовых условиях:
= (808 + 1,165 149) = 660 кг/м3.
Балансовые запасы по (2.80)
=
70,882
106
7
0,27
0,7
660
10-3
=
61892744 т
Балансовые запасы по (2.81)
= 70,882 106 7 0,27 0,7 808 10-3 (1/1,487) = 50956101 т
Совершенно
очевидно, что разница
-
составляет
массу растворенного в нефти при пластовых
условиях газа
,
которая в нашем случае равна 10936643т.