Категории запасов и методы их подсчета

Статьи по предмету «Энергетика»
Информация о работе
  • Тема: Категории запасов и методы их подсчета
  • Количество скачиваний: 2
  • Тип: Статьи
  • Предмет: Энергетика
  • Количество страниц: 5
  • Язык работы: Русский язык
  • Дата загрузки: 2015-05-21 05:33:14
  • Размер файла: 31.71 кб
Помогла работа? Поделись ссылкой
Ссылка на страницу (выберите нужный вариант)
  • Категории запасов и методы их подсчета [Электронный ресурс]. – URL: https://www.sesiya.ru/staty/energetika/1482-kategorii-zapasov-i-metody-ih-podscheta/ (дата обращения: 23.06.2021).
  • Категории запасов и методы их подсчета // https://www.sesiya.ru/staty/energetika/1482-kategorii-zapasov-i-metody-ih-podscheta/.
Есть ненужная работа?

Добавь её на сайт, помоги студентам и школьникам выполнять работы самостоятельно

добавить работу
Обратиться за помощью в подготовке работы

Заполнение формы не обязывает Вас к заказу

Информация о документе

Документ предоставляется как есть, мы не несем ответственности, за правильность представленной в нём информации. Используя информацию для подготовки своей работы необходимо помнить, что текст работы может быть устаревшим, работа может не пройти проверку на заимствования.

Если Вы являетесь автором текста представленного на данной странице и не хотите чтобы он был размешён на нашем сайте напишите об этом перейдя по ссылке: «Правообладателям»

Можно ли скачать документ с работой

Да, скачать документ можно бесплатно, без регистрации перейдя по ссылке:

В соответствии с действующей классификацией запасов полезных ископаемых на нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы.
В соответствии с «Требованиями к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов», к попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (подземные воды, рассолы), добыча которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйстве являются экономически целесообразными.
К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, которые при переработке полезных ископаемых могут быть рентабельно извлечены и использованы в народном хозяйстве страны (табл.2.3).
В зависимости от форм нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к разработке, попутные полезные ископаемые и компоненты подразделяются на группы.
К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты, залежи в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к нефтяным и газовым месторождениям это подземные воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.
Табл. 2.3. Структура основных, попутных полезных ископаемых и компонентов
основные полезные ископаемые попутные полезные ископаемые и компоненты
I группа II группа III группа
Горючий газ - конденсат Этан, пропан, бутан, Н2S, He, Ar, CO2,
Hg и др.
- Подземные воды Йод, бром, бор, Мg, K, Li, Rb, St и др.
Ко второй группе, относится компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. B нефтяных залежах - это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных - конденсат.
К третьей группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, а также могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений могут присутствовать, как отмечалось выше, йод и бром, а также соединения различных металлов, относимые к полезным компонентам III группы (табл.2.4).
Табл. 2.4. Минимальные промышленные концентрации попутных компонентов
Основное или попутное полезное ископаемое Попутные
компоненты Промышленная
концентрация*


Свободный газ
и газ газовых шапок Этан 0.5 %
Пропан-бутан 120 г/т
Сероводород 3 %
Гелий 0,9 %
Азот 0,5 %
Двуокись углерода 0,005 %



Попутные воды Йод 10 мг/л
Бром 200 мг/л
Окись бора 250 мг/л
Литий 10 мг/л
Рубидий 3 мг/л
Цезий 0.5 мг/л
Стронций 300 мг/л
Германий 0,05 мг/л
Вольфрам 0.03 мг/л
Магний 100 г/л
Калий 1000 мг/л
*при утверждении соответствующих регламентирующих документов концентрация минимального содержания попутных компонентов может корректироваться.
При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов полезных ископаемых и компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
Прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.
Подсчет, учет и оценка запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1013 МПа при 20 °С).
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и недоразведанные (предварительно оцененные) – категория С2.
Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3 и прогнозные – категории Д1 и Д2.
Таким образом А, В, С1 – промышленные запасы газа.
Запасы газа категории А – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектом разработки.
Запасы газа категории В – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин согласно технологической схеме разработки.
Запасы газа категории С1 – это запасы залежи или части залежи, нефтегазоносность которой установлена по результатам испытания пласта в колонне и получен промышленный приток газа, а также часть залежи, примыкающая к запасам категории В, на расстоянии не более 2 (двух) км от линии запасов категории В (для одиночной скважины - в виде квадрата или круга).
Приток является промышленным, если дебит газа (qг) более 5000 м3/сут. Не следует путать с рентабельным дебитом газа, величина которого может составлять 200 тыс.м3/сут и более.
Запасы газа категории С2 – это недоразведанные запасы залежи или части залежи, выявленные по вторичным признакам:
1. отобран нефтенасыщенный или с запахом газа керн из пласта;
2. выделены газонасыщенные интервалы по ГИС;
3. получен непромышленный приток (qг < 5000 м2/сут) или приток воды с пленкой нефти;
4. часть залежи (на которой отсутствуют пробуренные скважины), примыкающая к запасам категории С1 на расстоянии не более 2 км от линии запасов категории С1;
5. на площадях, где в пробуренных поисковых или разведочных скважинах получены притоки газа при помощи испытателей пластов в процессе бурения скважин (приток получен в стволе скважины, что не позволяет точно установить приточный пласт).
Ресурсы категории С3 – это перспективные ресурсы, находящиеся в подготовленных для глубокого бурения ловушках, выявленные по данным интерпретации сейсмики.
Чем отличаются запасы от ресурсов? Степенью изученности. Для запасов газа отобраны пробы газа, отобран керн с запахом газа, выявлены газонасыщенные интервалы. Ресурсы оцениваются «умозрительно» при наличии в пласте ловушки и сходных геолого-физических условий.

Какие мероприятия намечаются на залежь или участок залежи с запасами или ресурсами газа?
Перспективные ресурсы категории С3 выделяют по данным сейсмоисследований и локализуют в куполах (ловушках). На данной площади намечают к бурению поисковые скважины с целью поиска залежей газа.
Запасы категории С2 – недоразведаны. Здесь намечаются к бурению разведочные скважины с целью доизучения и доразведки залежей, перевода запасов в более высокую категорию С1 или списание.
Запасы категории С1 - промышленные. Здесь намечается эксплуатационная сетка скважин для разбуривания и промышленной эксплуатации залежи.
Запасы категории А и В уже разбурены и частично выработаны. На них намечаются ГТМ для довыработки запасов газа и/или конденсата и достижения утвержденного КИГ и КИК.
Подсчет запасов газа
Подсчет запасов газа осуществляется либо объемным методом, либо методом падения давления.
Объемная формула расчета запасов газа имеет вид:

где S – площадь газоносности, тыс.м2; hгн – средняя газонасыщенная толщина пласта, м; m – коэффициент пористости, д. ед.; Кгн – коэффициент газонасыщенности, д. ед.; Рпл – начальное пластовое давление, атм; α - коэффициент, учитывающий отклонение от закона Бойля-Мариотта (α = 1/z, где z – коэффициент сверхсжимаемости); Рк – конечное пластовое давление; f = 293.15/(273.15+T0C) – поправка на температуру; Qгеол – геологические запасы газа, млн.м3.
Конечное пластовое давление при разработке пласта определяется по конечному устьевому давлению газа добывающих скважин, на основании барометрической формулы:
, (1.3)
где Pк – конечное пластовое давление, МПа; Pу – среднее устьевое давление добывающих скважин, МПа; е – основание натурального логарифма; Δ — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина скважины, м; z и Т - средние коэфф. сверхсжимаемости и температура по стволу скважины.
Метод падения давления основан на уравнении материального баланса для газовой залежи, описывающее зависимость текущего пластового давления (Pt) от накопленной добычи газа и имеет вид:
, (1)
где Рн – начальное давление, МПа; – начальный поровый объем, млн.м3; – начальная газонасыщенность, д.ед., Vt – объем воды, внедрившейся в залежь на момент времени t, м3; Qt – накопленная добыча пластового газа на момент времени t, млн.м3; Рат – атмосферное давление, МПа; Zн, Zt – начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа, д.ед., Tпл, Tст – соответственно пластовая и стандартная температура, К.
Частным случаем уравнения (1) является формула газового режима, когда Vt=0 и формула принимает вид: