Материальный баланс служит для контроля производства, регулирования состава продукции, установления производственных потерь. С помощью материального баланса можно определить экономические показатели технологических процессов и способов производства (производственные потери, степень использования составных частей молока, расход сырья, выход готового продукта)

В основе материального баланса лежит закон сохранения вещества, записанный математически в виде двух уравнений.

Первое уравнение – это баланс сырья и вырабатываемых из него продуктов

где m с , m г , m п – масса соответственно сырья, готового и побочного продуктов, кг, П – производственные потери, кг.

После переработки масса получаемых продуктов меньше массы переработанного сырья. Разницу между ними составляют производственные потери. Производственные потери выражают также в процентах от количества переработанного сырья:

Тогда уравнение (1) примет вид

(2)

Второе уравнение материального баланса составляют по массе сухих веществ молока или отдельных составных частей

Если составные части молока не претерпевают химических изменений в ходе технологических процессов, то количество их в сырье должно быть равно количеству в готовом и побочном продуктах. Баланс составных частей молока при его переработке можно составить так:

(3)

где ч с , ч г , ч п – массовая доля составных частей молока соответственно в сырье, в готовом и побочном продуктах, %; П ч, – потери составных частей молока, кг.

Потери выражают в процентах от составных частей молока, cодержащихся в сырье:

где n ч – потери составных частей молока, %.

После подстановки П ч в уравнение (3) второе уравнение материального баланса примет вид

(4)

Потери составных частей молока n ч и потери сырья n , выраженные в процентах, численно равны.

Баланс можно составить по любой части молока – жиру Ж , сухому остатку молока С , сухому обезжиренному молочному остатку (СОМО) О . Так, баланс по жиру при сепарировании молока

где Ж м , Ж сл , Ж об, – массовая доля жира соответственно в молоке, сливках и обезжиренном молоке, %; n ж – потери жира при сепарировании, %

Для производства сухого и сгущенного молока баланс можно составить по сухому молочному остатку:

(5)

где m сг – масса сгущенного молока, кг, С н.м , С сг – массовая доля сухого молочного остатка соответственно в нормализованном и сгущенном молоке, %; n c.в – потери сухих веществ при производстве сгущенного молока, %.

В уравнении (5) отсутствует одно слагаемое, так как при сгущении и сушке побочный продукт (вода) не содержит сухих веществ молока.

Решая совместно первое (2) и второе (4) уравнения материального баланса, можно определить массу сырья по готовому продукту при известном составе сырья, готового и побочных продуктов или установить массу готового продукта по массе сырья:

(6)

(7)

(8)

Материальные расчеты обычно проводят с учетом производственных потерь. При ориентировочных расчетах ими пренебрегают. Массу сырья готового и побочных продуктов без учета потерь определяют по формулам

(9)

(10)

(11)

Необходимо определить массу сливок для производства 500 кг масла, если массовая доля жира в масле составляет 78 %, в сливках – 38, в пахте – 0,7%. Нормативные потери при производстве масла составляют 0,6 %.

Для решения задачи воспользуемся формулой (7):

Массу готового продукта по сырью или массу сырья по готовому продукту можно определить как алгебраическим методом (по формулам), так и графическим (по расчетному треугольнику).

Сущность способа расчета с помощью треугольника состоит в следующем. В вершинах треугольника записывают массовую долю одной из составных частей молока, содержащихся в сырье ч с, в готовом ч г и побочном ч п продукта.

ч г На внутренних сторонах треугольника

записывают значение массы сырья т с,

ч г – ч с ч г – ч п готового т г и побочного m п продуктов

m п m c напротив соответствующей им массовой

им массовой доли составной части моло-

ч с m г ч п ка. На внешних сторонах треугольника

ч с – ч п располагают величину разности между массовыми долями составных частей молока (расположенными в вершинах треугольника), полученную вычитанием из большей величины меньшей.

В соответствии с правилом расчетного треугольника составляют пропорцию: отношение внутренних сторон к внешним – величина постоянная для данного треугольника:

Из этого соотношения определяют необходимые величины.

Уравнение материального баланса для ГЗ это одно из основных соотношений исп-ующиеся при расчете показателей разр-ки и анализе разр-ки.

Согласно принципу материального баланса

М ост (t) = М н - М доб (t) (1)

где М ост (t) – масса оставшегося г в пласте на момент времени t; М доб (t) – масса извлеченного г в пласте на момент времени t.

W н - начальный геометрический объем поровый залежи

Средняя газонасыщенность пласта

W н =const – начальный газонасыщенный объем залежи

Перепишем соотношение (1) через газонасыщенный объем залежи и соответствующие плотности газа.

W н r(t)= W н r Н -М доб (t) (2)

r=r(P,T) (3); Т пл =const (4);

r=r(Р,Т пл) (5)

r(t)= r( (t), Т пл) (6)

r Н = r(Р Н, Т пл) (7)

По з-ну Клайперона-Менделеева для любого давления и любой тем-ры можно записать соотношение:

r=Р×Т ст ×r ст /(z(Р,Т)××Р ст ×Т) (8)

Тогда из (6) следует, что

r t = (t)×Т ст ×r ст /(z( (t),Т пл)×Р ат ×Т пл) (9);

А из (7) будет следовать, что

r н =Р н ×Т ст ×r ст /(z(Р Н, Т пл)×Р ат ×Т пл) (10)

Обозначим z( (t),Т пл)= z̃

z(Р Н, Т пл)=z Н

Подставим соотношение (9)и (10) в (2) и получим

W н (t)×Т ст ×r ст / (z̃ Р ст ×Т пл)= W н Р н ×Т ст ×r ст /(z Н Р ст ×Т пл) - М доб (t) (11)

(t)/ z̃с М доб (t)/( W н Т ст ×r ст) (12)

Q доб (t)= М доб (t)/ ×r ст – объем добытого газа на момент времени t, приведенный к стандартным условиям.

Уравнение материального баланса при ГР следующие:

(t)/ z̃= Р н / z Н - Р ст ×Т пл Q доб (t)/ ( W н Т ст) (13)

24. 29 Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давлеия. Графический и аналитические способ обработки данных разработки. При опр-ении начальных (дренируемых) запасов г исп-ют метод падения Р пл. Извлекаемые промышленные запасы - это запасы г, к-е можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из мест-я. Извлекаемые запасы г, опр-яемые конечным коэф-нтом газоотдачи. В основе метода лежит уравнение материального баланса для ГЗ.

Опр-ив средние Р пл и соответствующие им добытые кол-ва г на различные моменты, по уравнению материального баланса с исп-нием метода наименьших квадратов можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства aW н, а затем и запасы г. Для более правильного опр-я запасов г по падению среднего Р пл промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения дефектные точки. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью опр-ять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Уравнение материального баланса при ГР:

(t)/z()=P н /z н -Р ат Q доб (t)T пл /(aW н ×Т ст) (1)

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы г Q доб, по оси ординат - /z() на разные моменты времени. Из уравнения (1) следует, что в этих координатах зав-мость /z()=f представляет собой прямую линию. При Q доб =0 из (1) вытекает, что /z()=P н /z н. При (t)=0 из (1) получаем:

Q доб (t)=aW н ×P н ×Т ст /(z н ×Р ат ×Т пл) (2)

Правая часть уравнения - начальные запасы г в пласте, приведенные к Р ат и Т ст. Следовательно прямая линия отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной начальным запасам г в пласте, приведенным к ст.у.

Если зав-мость /z()=f имеет начальный прямолинейный участок и выполняются достаточные условия для опр-я режима залежи, то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов г в пласте.

Из предыдущих рассуждений следует, что при ВНР зав-мость /z()=f криволинейная в отличие от прямой для ГР. Следовательно, в результате обработки промысловых данных в координатах /z()-Q доб (t) можно установить режим мест-я, а также оценить начальные запасы г в пласте. В начале разр-ки поступление воды в залежь может не оказывать существенного влияния на изменение среднего Р пл, т.е. начальный участок зав-ти /z()=f часто прямолинеен, и изменение Р пл описывается уравнением, справедливым для ГР. Экстраполяция подобных прямолинейных отрезков до оси абсцисс для опр-я начальных запасов г в пласте недопустима.

Накоплен значительный опыт применения метода падения среднего Р пл для опр-я запасов г в пласте. Анализ зав-ти /z()=f и других факторов во многих случаях позволил достоверно установить режим разрабатываемых мест-й. Метод падения Р пл следует исп-ть при отборе из пласта 5-10 % запасов г. Объясняется это тем, что обнаружить заметное изменение во времени среднего Р пл можно лишь в период второй фазы неустановившейся фил-и г, когда Р падает в каждой точке пласта.

При ВНР все чаще для опр-я начальных запасов г применяется метод материального баланса. Согласно этому методу на последние несколько дат строятся карты равных значений отметок ГВК. По этим картам и коэф-нту остаточной газонасыщенности оцениваются объемы поступившей в залежь воды и защемленного г на рассматриваемые даты. После этого с исп-нием уравнения материального баланса для водонапорного режима находятся запасы г на основе фактических данных разр-ки на требуемые даты. Искомая величина запасов устанавливается в результате усреднения полученных данных на разные даты.

Лекция 2. Уравнения разработки залежи (часть 1)

При расчетах показателей разработки месторождений основными являются уравнения:

• · материального баланса,
• · технологического режима эксплуатации скважин,
• · притока флюидов к скважине,
• · движения в подъемных трубах.

Решение этой системы уравнений позволяет находить закономерности движения флюидов в залежи и в скважине.

Уравнения материального баланса

Уравнения материального баланса используются для определения показателей разработки месторождений, запасов залежей по данным об отобранных из них объемах газа и жидкости.

Согласно принципу материального баланса, начальная масса Мн нефти в пласте равняется отобранной к моменту t массе нефти Мдоб и оставшейся в пласте массы нефти Мост:

Анализ разработки нефтегазовой залежи на основе промысловых данных с помощью метода материального баланса

Обозначим общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн, объем пласта, занятого газовой шапкой Vг. При начальном пластовом давлении, равном давлению насыщения нефти газом Рнас, объемный коэффициент нефти bно, объемный коэффициент газа газовой шапки bго, начальное газосодержание нефти Г0.

При отборе из залежи Qн нефти (в стандартных условиях) и воды Qв среднее пластовое давление снизилось до величины Р. При давлении Р объемные коэффициенты нефти bн, газа bг, воды bв, газосодержание нефти Г. За рассматриваемый период разработки в залежь вторглось пластовой воды Wв, а средний газовый фактор составил величину.

Используем метод материального баланса. В залежи при начальном пластовом давлении и температуре содержалось Gн* bно нефти. В момент времени разработки, когда давление снизилось до текущего значения Р, объем нефти стал (Gн? Qн) bн. Количество отобранной нефти определится:

Изменение количества свободного газа в пласте определим с учетом объема его, выделяющегося из нефти при понижении давления.

В начале разработки количество свободного газа в пласте определяется его содержанием в газовой шапке. Если относительный объем газовой шапки обозначить через

то объем свободного газа в пласте составит GнbноГш, а общее количество газа с учетом объема, растворенного в нефти определится выражением:

Если за рассматриваемый период разработки из залежи отобрано газа вместе с нефтью (- средний за этот период газовый фактор), то объем свободного газа в пласте при давлении Р выразится так:

Уменьшение объема свободного газа в пласте определится разностью между его запасами в начальный момент времени и при текущем давлении:

Объем воды в залежи изменился за рассматриваемый период разработки на величину:

Так как незначительные изменения объема порового пространства в пределах нефтегазовой залежи в процессе разработки не учитываем, то получаем, что сумма изменений объемов нефти, свободного газа и воды должна быть равна нулю. С учетом (2.1), (2.2) и (2.3) приходим к равенству выражения:

выражению (2.3)

Это равенство (под номером 2.4) и представляет собой обобщенное выражение материального баланса при разработке нефтегазовой залежи без учета изменения ее порового объема от давления.

Введем обозначение:

Этот «двухфазный объемный коэффициент», зависящий от давления, характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Очевидно, что при начальном пластовом давлении, когда, значение.

Преобразования уравнения (2.4) с учетом (2.5) приводят к расчетной формуле начальных запасов нефти в нефтегазовой залежи:

Если бы залежь не имела связи с законтурной областью, то вода в нее не смогла бы вторгаться () и не отбиралась бы с нефтью (). При этом начальные запасы нефти в нефтегазовой залежи определялись бы последним выражением без члена в ее числителе.

Для оценки влияния механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи приведем последнее уравнение к следующему виду:

Разделив обе части этого равенства на его правую часть, получим выражение, равное единице:

Числители слагаемых в левой части полученного выражения характеризуют соответственно изменение начального объема нефтяной части залежи, начальной газовой шапки и эффективный объем поступившей в залежь воды. Общий знаменатель всех слагаемых выражает пластовый объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении. Очевидно, каждое слагаемое представляет долю (коэффициент нефтеотдачи) в общей добыче из залежи, получаемую за счет различных механизмов. В обозначениях Пирсона, который впервые получил уравнение, запишем относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Пример 2.1

Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи.

Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн = 13,8·107 м3 , объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг = 2,42·107 м3.

Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом, =Рнас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давлении bно = 1,34 м3/ м3; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м3/ м3; начальное газосодержание нефти = 100,3 м3/ м3.

При отборе из залежи Qн = 3,18·106 м3 нефти (в стандартных условиях) и воды Qв = 0,167·106 м3 , среднее пластовое давление снизилось до Р=13,6 МПа, газосодержание уменьшилось до Г = 75 м3/ м3. При давлении Р=13,6 МПа объемный коэффициент нефти bн = 1,28 м3/ м3 , а объемный коэффициент газа bг = 0,00849 м3/ м3, объемный коэффициент воды bв = 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м3/ м3, в залежь вторглось воды из законтурной области

Wв = 1,84·106 м3.

Подсчитаем начальные запасы нефти. Сперва определим относительный начальный объем газовой шапки и величину двухфазного объемного коэффициента по соответствующим формулам:

Запасы нефти в пласте составят величину:

За рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеотдачи при относительном снижении пластового давления на 26,1% составил:

Разработка нефтегазовой залежи при отсутствии гидродинамической связи с водонапорным бассейном (количества вторгшейся и отобранной воды равны нулю) и исходных данных предыдущей задачи могла бы осуществляться при начальных запасах нефти и коэффициенте нефтеотдачи м3, .

Оценим влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для м3.

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Сумма участия трех механизмов в добыче нефти равна единице. Интересно, что на рассматриваемый момент времени разработки залежи доминирующей формой пластовой энергии является энергия выделяющегося из нефти растворенного в ней газа. За счет этого фактора добыто 45 % нефти. На долю механизма вытеснения нефти водой приходится 31 % добытой нефти, за счет расширения газовой шапки отобрано 24 %.

Пример 2.2.

Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефтегазовой залежи и суммарный отбор газа из нее, обеспечивающий постоянный объем газовой шапки при снижении среднего давления в залежи от начального до Пластовая температураС. Общий объем пласта, занятый газовой шапкой, составляет м3. Средняя пористость, насыщенность порового объема связанной водой, содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки. Относительная плотность газа равна 0,66.

Решение. Определим объем газа в газовой шапке по известному объему пласта, пористости и насыщенности (в млн м3):

Объемный коэффициент газа вычислим по формуле:

где стандартное и среднее текущее пластовые давления; стандартная температура (273K) и температура пласта; z коэффициент сверхжимаемости.

Найдем значения z. Так, при начальном давлении z=0,914, а при текущем Pпл = 16,1 МПа значение z равняется 0,892. Получим:

bго,= 0,3663* 10-3*0,914*(374/22,1) = 0,00566 м3/м3 .

bг= 0,3663* 10-3*0,892*(374/16,1) = 0,00759 м3/м3 .

Для перевода объема газа из пластовых в стандартные условия воспользуемся обратными значениями полученных объемных коэффициентов:

176,7 м3/м3 .

138,1 м3/м3 .

Начальные запасы газа в стандартных условиях:

Gг. ст = 3,09*106*176,6 =545*106 м3

При понижении пластового давления объем газовой шапки увеличится, если не отбирать газ. Чтоб объем газовой шапки не изменился, необходимо добыть следующее количество газа:

Для условий задачи имеем:

К рассматриваемому в задаче моменту времени, когда давление в залежи снизится до 16,1 МПа, необходимо отобрать из газовой шапки 25,4 % от первоначальных запасов, чтобы размеры газовой шапки не изменились.

Характер разработки залежи может быть определен заранее с помощью уравнения материального баланса , учитывающего такие переменные факторы, как объемы пластовых флюидов, пластовые давления и температуры, сжимаемость, товарные объемы нефти и газа и степень продвижения воды в залежь. Правильнее было бы сказать, что это целый комплекс уравнений , с помощью которого инженер-промысловик может рассчитать объемы нефти, газа и законтурной воды в пласте и предсказать характер и величины изменений этих объемов в будущем. Но их рассмотрение выходит за рамки данной книги. Следует лишь твердо помнить, что нефтегазоносный пласт характеризуется многими взаимосвязанными переменными факторами и что изменение одного из них может оказаться закономерной причиной изменения других факторов. Точность прогнозирования таких изменений зависит от точности используемых данных при решении уравнений с различными переменными. На основе данных о предшествующей разработке залежи можно сделать достаточно объективные количественные или полуколичественные прогнозы относительно поведения этой залежи в будущем.

Знание физических законов, на которых основано уравнение материаль­ного баланса, позволяет производить переоценку некоторых представлений, сложившихся в начальный период разработки залежи. Например, если пластовое давление в процессе разработки снижается медленнее, чем предполагалось по предварительным расчетам, то это свидетельствует о каком-то дополнительном источнике питания пласта. Так, на месторождении Мара в западной Венесуэле характер добычи нефти из продуктивного пласта в меловых отложениях не соответствовал уравнению материального баланса. Исследования показали, что эта залежь дополнительно подпитывалась из залежи в фундаменте (см. стр. 125 и фиг. 6-31). Если обнаруживается, что в какой-то части залежи пластовое давление и дебиты скважин поддерживаются на высоком уровне, несмотря на их общее снижение на всей остальной площади залежи, то это может служрггь указанием на возможность существования еще не разведанных участков месторождения и, таким образом, привести к открытию новых значительных запасов нефти .