Для подсчёта запасов газа и при анализе разработкики месторождений природного газа коэффициент газоотдачи принимают = 1 или близким. Коэффициент газотдачи – отношение объёма извлекаемого газа к его начальным запасам.
Потери газа в пласте зависят в основном от конечного Рпл и от величины минимального рентабельного отбора из месторождения => эти факторы необходимо учитывать при определении к-та газоотдачи. Если экономически оправданной является разработка до конечного Рпл, то β = отношению Qизвл к начальным запасам газа. Коэффициент газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темпа отбора газа, расстояния до потребителя и необходимого давления. β тем больше, чем больше начальная газонасыщенность пласта α, чем больше коэффициент пористости m.
Чем больше микро- и макронеоднородность, тем больше β.
Текущий β – отношение V добытого в данный момент газа к его начальным запасам в пласте.
Конечный β – отношение V газа, добытого к моменту достижения проектного давления в пласте, к начальным запасам.
Коэффициент конденсатоотдачи (от 0,2 до 0,8) – отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте. Пока не найдено универсальной зависимости, позволяющей теоретически находить коэффициент конденсатоотдачи.
При содержании конденсата, превышающем 35 г/cм³ рекомендуетсяся формула:
Qп – потенциальное содержание стабильного конденсата. qп – пластовые потери конденсата, cм³/м³ (определяется в лабораторных условиях при анализе газоконденсатной залежи). Для коэффициента конденсатоотдачи также применимы понятия конечной и текущей конденсатоотдачи. Общие запасы конденсата можно определить по формуле:
Qг. общ п – общие потенциальные запасы газа ;
q – потенциальное содержание конденсата в газе ;
ρконд – плотность конденсата
Поможем написать любую работу на аналогичную тему