23. Геофизический способ подсчета газа
Извлекаемые запасы газа также можно определять графическим путем.
z – коэффициент сжимаемости
z=VУВ.Г/VИД.Г
Наметившаяся в течение первых лет разработки (точки) экстраполируют пунктиром до пересечения с осями ∑QГ, Т и определяют извлекаемые запасы газа по месторождению т.А и когда закончится их выработка т.В.
24.Конденсат, его состав и подсчет запасов.
Конденсат- легкая увлаж-я жидкость, кот выделяется из газа при снижении давления. Подсчитывают запасы стабильного конденсата, кот состоит из С5Н12,С6Н14,гептана. Расчет производится по формуле:
Qконд.извл. = V0qΘ
V0-запасы газа в газовой шапке или в газовой залежи
q- потенциальное содержание конденсата в граммах в м3 газа
ϴ-коэф-т извлечения конденсата определяется эксперементально в установке высокого давления при снижении Р от пластового до атмосферного.
25. Стадия разработки нефтяных мест и их хар-ка.
По нефтяным мест независимо от з-сов выделяют стадии разработки:
1. нарастающей добычи. В этот период оборудуется промысел, строят нефтепроводы. Мест разбуриваются доб-ми скв согласно проекту разработки, основной объем добычи производится фонтанным способом, при безводном периоде или при небольшой обводненности продукции. 1 стадия завершается когда достигается максимальный уровень годовой добычи. За 1 стадию добывают 20-25 % изв-х з-сов. Чем меньше вязкость нефти и больше проницаемость коллектора, тем меньше продолжительность 1 стадии. На длительность этой стадии также влияет глубина залегания продуктивных пластов и условие бурения доб-х скв.
2. постоянной добычи (стабилизации добычи).
В этот период заканчивают разбуривание мест основным фондом доб-х скв. Т.к. все скв вводят в эксплуатацию, то отмечается резкое снижение пласт давл. Скв начинают обводняться. 2 стадия завершается, когда добыча н снижается на 2 % от макс добычи, а обводненность продукции достигает около 50%. За 2 стадию отбирают 40-45 % от извл з-сов. 1=2 стадии составляют основной период разработки, когда отбирается 60-70% от извл з-сов.
3. падающей добычи. Ежегодно добыча н снижается на 10-15%, скв обводняются и выводятся из эксплу-и. в связи с резким падением плат давл на 2 стадии внедряют заводнение. Увеличение объемов закачки воды на 3 стадии приводят к росту пласт давл, обводненню высокопроницаемых коллекторов и изоляции остаточных запасов на участках с низкопроницаемыми коллекторами. В связи с ростом пластового давления затрудняется бурение новых скв. На этой стадии проводят изоляционные работы для снижения обводненности скважин. Для этого в выработанные в обводненные прослои закачивают высоковязкие композиции:
-полимеры,
- кремний-органические соединения (жидкое стекло),
- цементно-бетонные смеси.
После их изоляции начинается подток н из низкопроницаемых коллекторов, кроме этого на участках с низкопроницаемыми коллекторами бурят дополнительно уплотняющие скважины. Для их выработки также меняют систему заводнения (например, вместо блокового применяют площадное заводнение) или бурят допол-е разрезающие ряды наг-х скважин. Производят смену фильтрационных потоков от наг-х скважин. К концу 3 стадии обводненность скважин достигает 90 %, а в год лоб добывают не менее 1 % от извлекаемых запасов.
4. завершающая стадия.
По продолжительности 4 стадия в 2-3 раза больше, чем первые три стадии вместе взятые. Это
обусловлено тем, что на 4 стадии добывают нефть с водой и вырабатывают низкопроницаемые коллектора.
На 4 стадии добывают менее 2 % от извлекаемых з-сов в год и она продолжается пока добыча н рентабельна.
Т.к. к этому времени детально изучено геологическое строение месторождения, выявлены участки с невыработанными запасами, то проводят ГРП на этих участках, бурят боковые стволы и горизонтальные скважины, внедряют методы повыше нефтеотдачи.