3.Причины ликвидации поисковой продуктивной скважины
Поисковая продуктивная скважина ликвидируется в случае, если в ближайшей округе нет нефтепромысла и организации, которая начала бы разрабатывать это месторождение и в ближайшие 20 лет не предусматривается эксплуатация этой скважины, т.е. строительство и обустройство этого месторождения. Все затраты в финансовом отношении для эксплуатации скважины не окупятся дебитом этой скважины - Гайдукова
4.Методы подсчёта запасов газа
- объёмный метод подсчёта запасов свободного газа;
В соответствии с Временной классификацией для свободного газа подсчитываются только геологические запасы. Сущность объёмного метода подсчёта запасов газа заключается в определении объёма порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках. При подсчёте запасов свободного газа используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации. Подсчётные параметры зависят не только от объёма порового пространства, но и от величин пластового давления, пластовой температуры, а также от физических свойств и химического состава природного газа. Для подсчёта геологических запасов свободного газа применяют формулы:
Qг.геол. = F*hг*kпо*kг*Kp*Kt;
Kp=
;
Kt=
;
α=1/z; где Qг.геол – геол. запасы газа, млн м3; F- площадь газоносности, тыс м3; hг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м; kпо – коэф. открытой пористости, д.ед.; kг – коэф. газонасыщенности,д.ед.; Kp- барический коэф., д.ед.; Kt- термический коэф.,д.ед.; Ро – нач. пл. давление в залежи, МПа; αо – соответствующая давлению Ро поправка на сжимаемость газа, д.ед., αо=1/zo; Рост – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; αост – соответствующая давлению Рост поправка на сжимаемость газа, д.ед., αост=1/zoст; Рст – стандартное давление, равное 0,1 МПа; Z – коэф. сжимаемости газа, д.ед., То – абс. температура, = 273,15 К; tст – стандартная температура, = 20оС; tпл- температура пласта, оС. Подсчётные параметры F, hг. Kпо и kг определяются таким же образом, как и при подсчёте запасов нефти объёмным методом.
- метод подсчёта запасов свободного газа по падению давления;
В соответствии с Временной классификацией для свободного газа подсчитываются только геологические запасы. Метод по падению давления основан на использовании зависимости между кол-м газа, отбираемого в определённые периоды времени, и падением пластового давления в залежи. Основной задачей является установление средневзвешенного давления по объёму порового пространства и определение кол-ва добытого газа. Запасы свободного газа подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Считается, что для газ. залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. кол-во газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:
;
α=1/Z;
(где
- добытое кол-во газа соответственно на
вторую и первую даты; Р1 и Р2 – соответствующие
на эти даты пластовые давления в залежи,
МПа; α1 и α2 – поправки на сжимаемость
газа при давлениях соответственно Р1 и
Р2, д.ед.; Z
– коэффиц. сверхсжимаемости газа, д.
ед.). Полагая, что в дальнейшем при падении
давления до конечной величины Рк будет
добываться то же кол-во газа на 1 атм
снижения давления, получаем формулу
для подсчёта запасов по методу падения
давления:
Qг.геол.
=
;
Данный метод применим на залежах, работающих на газовом режиме. При подсчёте запасов свободного газа методом падения давления по разрабатываемым месторождениям газа обосновываются и подсчитываются:- нач. и текущ. положение ГВК; - нач. пласт. давление и температура; - изменение во времени пластовых и устьевых давлений; - газогидродинамическая связь залежей месторождения; - степень дренируемости отдельных частей залежи; - режим работы залежи отдельных её частей; - динамика вторжения пластовой воды; - потери или перетоки газа; - величина отбора газа, конденсата и воды по скважинам и залежам. Обязательными графическими документами являются: -КВД по скважинам после остановки; - графики ППД во времени по скважинам и в целом по залежи; - индикаторные кривые по скважинам; - карты изобар нач. пластового давления; - карты изобар текущ. пластового давления; - графики изменения пластового давления во времени по залежи; - изотермы конденсации стабильного конденсата.
- метод подсчёта запасов газа, растворённого в нефти.
Начальные геологические запасы газа, растворённого в нефти, Qг.р.геол. при любом режиме залежи подсчитываются по начальным геологическим запасам нефти Qн.геол. и начальному газосодержанию Го, определённому по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:
Qг.геол. = Q н.геол.*Го.
На величину извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти, Qг.р.извл. влияет режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянная. Начальные извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, Qг.р.извл. определяются начальными извлекаемыми запасами нефти Qн.извл. и начальным газосодержанием Го:
Qг.р.извл. = Qн.извл.*Го.
При работе залежи на газонапорном или смешанных режимах, режиме растворённого газа извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, подсчитываются по формуле, выводимой из формулы материального баланса. Поэтому извлекаемые запасы растворённого газа определяются как разница между начальными геологическими запасами растворённого газа Qг.р.геол. и неизвлекаемыми запасами этого газа Qг.р.неизвл. по формуле:
Qг.р.извл. = Qг.р.геол. – Qг.р.неизвл.
Неизвлекаемые запасы растворённого газа определяются суммой объёмов свободного газа в объёме пор, освобождённом за счёт извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объёма неизвлекаемого растворённого газа в неизвлекаемой нефти.
Используют упрощенную формулу М.А.Жданова для определения извлекаемых запасов растворённого газа Qг.р.извл., определяются как сумма объёмов газа в извлечённой нефти Qн.извл. и неизвлечённой нефти Qн.неизвл. с учётом конечного газосодержания Гк за вычетом свободного газа в объёме пор, освобождённом за счёт извлекаемой нефти:
Qг.р.извл.
= Qн.извл.*Го+Qн.неизвл.*(Го-Гк)-Qн.извл.*bо*(