3.3. Объёмный метод подсчета запасов свободного газа

Объёмный метод подсчета запасов газа является универсальным методом. Он применим для залежей и месторождений природных газов, находящихся на любых стадиях разработки и любых природных режимах [2].

Расчет запасов свободного газа производится по формуле

где V - балансовые запасы газа на дату расчета, м³;

F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м²;

h - средняя мощность пористой частя газоносного пласта, м;

m - коэффициент пористости;

Р_ф - среднее абсолютное пластовое давление в залежи газа на дату расчета, МПа;

Р_к - конечное среднее остаточное абсолютное давление в залежи ,МПа, после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважин абсолютного давления, равного 0,1 МПа.

α_φ и α_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давления Р и Р_к;

f - поправка на температуру для приведения объёма газа к стандартной температуре -20 °С;

β_Г- коэффициент газонасыщения с учётом содержания связанной воды.

Площадь газоносности F, средняя газонасыщенная мощность h, средние значения пористости m и газонасыщенности β_Г определяются и рассчитываются аналогично тем же параметрам, что и при подсчете запасов нефти объёмным методом (см. раздел 3.1). ' Поправка на- температуру f рассчитывается по формуле

(3.7)

где Т - абсолютная температура, равная -273 °С;

- 20°С;

- пластовая температура, °С.

Зная величины геометрической ступени, среднегодовой температуры и глубину залегания слоя с постоянной температурой, плас-

16

товую температуру можно рассчитай, пользуясь формулой

(3.8)

где Н - средняя глубина залегания продуктивного пласта, м;

- глубина залегания слоя с постоянной температурой, м;

К - геотермическая ступень, м/°С;

- средняя годовая температура воздуха на поверхности, °С.

Для определения среднего пластового давления на дату под­счета запасов предварительно рассчитываются величины пластовых давлений по скважинам на основании данных о манометрических давлениях на их устье по формуле

(3.9)

где - давление на устье скважины (при временном её закрытии) на дат; расчета, МПа;

е - основание натуральных логарифмов, равное 2,71;

Н - глубина залегания продуктивного пласта, м;

ρ_Г - плотность газа по воздуху, кг/м³.

Среднее пластовое давление по залежи определяется на основании данных о величинах пластового давления по скважинам.

Чтобы сократить расчетную часть, при выполнении настоящего задания можно воспользоваться формулой ( 3.9 ) для определения среднего пластового давления P_ср,. на дату расчета. Для этого, имея замеры давления на устьях скважин, подсчитывают среднее значение манометрического давления по залежи.

Конечное среднее остаточное пластовое давление P_Kcp рассчитывается по той же формуле, что и среднее пластовое давление на дату расчета, только в этом случав P_Kcp =0,1МПа, и формула (3.9 ) будет иметь следующий вид:

(ЗЛО)

Для расчета величин поправок на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта α_φ и α_к необходимо предварительно определить коэффициент сжимаемости газа Z по графику, в котором он представлен в виде функции от приведенного псевдокритического давления и приведенной псевдокритической температуры. При определении коэффициента сжимаемости для газов, состоящих

17

из смеси компонентов, имеющих различные критические давленая я температуры, необходимо предварительно подсчитать ах псевдокритические давления и температуру по фракционному составу. Данные о фракционном составе газа, критических давлениях и критических температурах каждого из компонентов газа приведены в задании.

Псевдокритическое давление и псевдокритическая температура определяется исходя из следующих выражений:

где Р_r и Т_r- сумма средневзвешенных значений критических давлений и температур отдельных углеводородов, называемые соответственно псевдокритическим давлением и псевдокритической температурой;

у - объёмное или мольное содержание данного компонента в газе, %;

Р_С Т_С - критические давления и температуры отдельных составляющих газа.

Отношение давления, под которым находится смесь газов к псевдокритическому давлению, называется приведенным псевдокритическим давлением Р_R

Отношение температуры смеси газов к псевдокритической температуре, называется, приведенной псевдокритической температурой Т_R:

По данным приведенных псевдокритических давлений я температур можно найти значение коэффициента сжимаемости реального газа по графику, приведенному на рис. 3.1. Зная коэффициент сжимаемости газа Z, легко определять поправку на отклонение данного газа от закона Бойля-Мариотта по соотношению

18

19

Разберем цифровой пример определения поправки на отклонение углеводородных газов от закона для идеальных газов.

Предположим, что газ есть смесь метана 90% (процент по объёму), этана 5%, пропана 3%, бутана плюс высшие 1%, азота 1%. Зная критические давления и критические температуры для каждой составляющей, можно определить псевдокритические давления и температуру данного газа:

Определим приведенные псевдокритические давления и температуру для случая, когда газ находится в пласте при давлении 10,0 МПа и температуре 50 °С

Теперь по графику получаем коэффициент сжимаемости Z = 0,86 и определяем поправку α

Поправки рассчитываются соответственно при среднем и конечном пластовом давлениях.

В таблице 3.2 приводятся исходные данные для подсчета запасов свободного газа объёмным методой по вариантам. Численные значения площади газоносности, коэффициентов пористости и газонасыщенности брать равными аналогичным параметрам при подсчете запасов нефти объёмным методом.

21