Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Подсчет запасов этана, пропана и бутанов

ачальные балансовые запасы газа бг.рсъ растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовымзапасам нефти У_н0 и начальному газосодержанию г₀, определенному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании:

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти бг.р.извл, оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе раз­работки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянна. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти бн. нач. извл ^и начальным газосодержанием:

Если залежь работает на режиме растворенного газа, газонапорном (газовой шапки) или смешанном (при Ро=р_нас) режимах, то извлека­емые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по формуле, выводимой из уравнения материального баланса. Они будут опре­деляться разницей между начальными балансовыми запасами рас­творенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа бг._Р. неизвл-

Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются суммой объемов свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизв­лекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:

где

конечному давлению /?_к, принимаемому равным 1 МПа, поправка на сжимаемость

реальных газов; К_г — термический коэффициент; г_к— остаточное газосодержание при давлении р_к. Отсюда

*

На практике нередко пользуются упрощенной формулой

т. е. извлекаемые запасы растворенного газа равны сумме объемов газа в извлеченной нефти и неизвлеченной нефти с учетом конечного газосодержания за вычетом свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти.

Балансовые запасы этана, пропана и бутана подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м³. Указанная концентрация этана — минимально рентабельная при со­временном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9%. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5%, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе. Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, серо­водорода, азота и углекислого газа (в тыс. т) производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенци­альное содержание этих компонентов /7_КОМП (в г/м³) в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого ком­понента в пластовом газе /_К0мп/Ю0 на его плотность 5_КОМП при 0.1 МПа и 20° С (см. табл. 12):

Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента (в тыс. т) в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание (в г/м³) умножить на балансовые запасы свободного газа (в млрд. м³) в залежи: 6_КОмпо = бго' Дюмп- Например, можно определить потенци­альное содержание и запасы этана по данным табл. 12 и 13: Я_С2 = (4,96х х 1251)/100-62,05 г/м³; б(с_а)о= 100-62,05 = 6205 тыс. т при 2_г0=100 млрд. м³.

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода.

Балансовые запасы газовой серы (в тыс. т) определяются умно-жением запасов сероводорода на 0,94 — отношение атомной массы серы А$ (32) к молекулярной массе сероводорода Л/н₂$ (34):

Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа (в млн. м³) на долю компонента в его составе:

. Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона (в тыс. м³)