obliczanie strefy czasowej

SPOSÓB POSTĘPOWANIA W OBLICZANIU ZASOBÓW ZŁÓŻ ROPY NAFTOWEJ NIEDOSYCONEJ, Z CZAPĄ GAZOWĄ I ZŁÓŻ GAZU ZIEMNEGO METODAMI OBJĘTOŚCIOWYMI OPRACOWALI: DR INŻ. KAZIMIERZ SŁUPCZYŃSKI DR INŻ. ADAM ZUBRZYCKI PROF. DR HAB. INŻ. MAREK NIEĆ Kraków 2008 2 Wprowadzenie Dokumentowanie złoża węglowodorów, obejmującego nagromadzenie w pułapce złożowej: - ropy niedosyconej gazem ( brak czapy gazowej); - ropy nasyconej gazem ( ropno – gazowe, gazowo – ropne ); - gazu ziemnego, wymaga poznania i określenia parametrów charakteryzujących taki obiekt geologiczny. Każde złoże węglowodorów znajdujące się w przestrzeni skalnej poziomu zbiornikowego jest otwartym układem dynamicznym (K.Słupczyński), złożonym z dwóch odrębnych składników: - ciała skalnego tworzącego naturalny zbiornik węglowodorów, którego forma zależna od warunków sedymentogenezy i rozwoju geostrukturalnego obszaru zapewnia istnienie złoża oraz wielkość jego zasobów geologicznych, - płynnych kopalin, wypełniających porową lub porowo – szczelinową przestrzeń zbiornika, posiadających określone właściwości fizyczne i chemiczne charakteryzujące dany typ i jakość kopaliny będącej przedmiotem wydobycia, oraz energii wewnętrznej skupionej w płynach, którą determinują wielkości wgłębnych ciśnień i temperatur, a utożsamianej z systemem energetycznym złoża. Warunkuje on procent końcowego sczerpania zasobów geologicznych, czyli wielkości zasobów wydobywalnych (uzyskiwanych bez stosowania wtórnych metod eksploatacji). Te współwystępujące elementy uwzględniane są w równaniu metody objętościowej, służącej do określenia wielkości zasobów geologicznych złoża. Dla oceny zasobów należy, z możliwie największą do osiągnięcia dokładnością, rozpoznać budowę geologiczną złoża, tzn. kształt i wielkość pułapki złożowej, położenie głębokościowe konturu złożowego, litofację zbiornika skalnego determinującą jego pojemność określoną przez wielkość porowatości efektywnej oraz rozkład nasycenia węglowodorami i wodą ruchomą. Niezbędne jest zmierzenie parametrów energetycznych: ciśnienia i temperatury złożowej. Za pomocą badań laboratoryjnych należy określić charakterystykę fizyczno-chemiczną płynów złożowych zarówno dla warunków powierzchniowych, jak i wgłębnych lub ocenić wielkość niektórych z nich, szczególnie wielkości współczynników objętościowych dla warunków wgłębnych. Istnieje szereg sposobów określania parametrów geologiczno-złożowych, które się wzajemnie uzupełniają i są ze sobą zgodne. W zależności od ich rodzaju są one mierzone bezpośrednio, wyznaczane za pomocą procedur interpretacyjnych np. na podstawie wyników pomiarów geofizyki wiertniczej lub określane metodami kartografii wgłębnej z wykorzystaniem danych rozpoznania sejsmicznego i wiertniczego danego obszaru złożowego. Podstawowe znaczenie ma określenie wielkości średniego ciśnienia złożowego, które wyznacza się albo jako wielkość ciśnienia przeliczonego w odniesieniu do hipsometrycznej powierzchni przechodzącej przez połowę miąższości strefy nasyconej ropą lub gazem albo jako średnią ważoną dla cząstkowych objętości złoża, w strefach oddziaływania poszczególnych odwiertów - osobno dla części ropnej i gazowej. W analogiczny sposób określa się średnią temperaturę złoża wykorzystując np. wielkość gradientu temperaturowego. Stosowanie średniej arytmetycznej dla tych parametrów z wykorzystaniem pomiarów wykonanych w różnych odwiertach i na różnej głębokości jest nieprawidłowe i niedopuszczalne w opracowaniach dokumentacji geologiczno – złożowych. 3 Metoda objętościowa w obliczaniu zasobów geologicznych złóż węglowodorów. Metoda objętościowa określania wielkości zasobów złóż węglowodorów – ropy naftowej i/lub gazu ziemnego jest metodą uniwersalną tzn. można ja stosować na dowolnym etapie rozpoznania złóż węglowodorów. Jej dokładność wzrasta w miarę jak rośnie ilość poznanych parametrów odkrytego złoża. Metoda ta polega na wyznaczeniu parametrów geometrycznych złoża, pojemności przestrzeni porowej/szczelinowej skały zbiornikowej nasyconej węglowodorami (ropą naftową i/lub gazem ziemnym), stopnia nasycenia tej przestrzeni węglowodorami, jak też warunków termobarycznych złoża. Podstawowe równanie metody objętościowej sprowadza się do prostej formuły (Selley R.C.): Q = F · hef · Φef · (1 – Sw ) / B [m3] gdzie: Q – całkowita ilość węglowodorów w m3 zawarta w złożu w przeliczeniu na warunki standardowe czyli ciśnienia 960 mm Hg = 1 atm = 0,101325 MPa = 14,65 psia i temperatury 15ºC = 288 K = 60ºF; F – powierzchnia złoża [m2] lub [ha · 10 000]; hef – średnia miąższość efektywna strefy nasycenia [m]; Φef – średnia porowatość efektywna strefy nasycenia [ułamek dziesiętny]; Sw – zawartość wody związanej w skale zbiornikowej lub (1 – Sw) nasycenie, [ułamek dziesiętny]; B – współczynnik objętościowy (FVF - formation volume factor) umożliwiający przeliczenie objętości węglowodorów z warunków złożowych na warunki standardowe ciśnienia i temperatury, czyli warunki powierzchniowe, przy czym dla ropy jest to Br , a dla gazu Bg [bezwym.] Ogólnie można zapisać: Q = Vw / B [m3] gdzie: Vw = F · hef · Φef · (1 – Sw) czyli objętość przestrzeni porowej wypełnionej węglowodorami w warunkach temperatury i ciśnienia panującego w złożu. B – jak wyżej. W zależności od istniejących warunków termobarycznych układ faz węglowodorów istniejący w złożu można sprowadzić do 3 prostych przypadków: - A - złoża ropy naftowej z rozpuszczonym w ropie gazem – gdy ciśnienie złożowe przewyższa ciśnienie nasycenia gazu w ropie (złoża ropy niedosyconej); - B - złoża ropy naftowej z czapą gazową – gdy ciśnienie złożowe jest niższe od ciśnienia nasycenia; - C - złoża gazu ziemnego. Obliczanie wielkości zasobów geologicznych metodą objętościową dla tych przypadków polega zawsze na określeniu objętości przestrzeni porowo-szczelinowej Vw, a następnie sprowadzeniu jej do warunków standardowych oraz uwzględnieniu gęstości kopaliny. 4 Przy opracowaniu dokumentacji geologicznych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce metodę tę stosuje się do określenia zasobów geologicznych ( początkowych zasobów w złożu ) ropy naftowej w t i gazu ziemnego w m3 . Sposób obliczania zasobów złóż ropy naftowej zależy od układu faz (głównie węglowodorów płynnych i gazowych) zdeterminowanych warunkami termobarycznymi istniejącymi w złożu, co warunkuje relacja ciśnienia złożowego do ciśnienia nasycenia gazu w ropie. Ciśnienie gazu, przy którym w ropie rozpuszcza się maksymalna jego ilość tj. przy którym gaz znajduje się w termodynamicznej równowadze z ropą nosi nazwę ciśnienia nasycenia (bubblepoint pressure). Gdy ciśnienie nasycenia jest niższe od ciśnienia złożowego ropa będzie niedosycona gazem, a w złożu będzie istnieć tylko jedna faza ciekłej ropy. Jeżeli ciśnienie nasycenia jest wyższe od ciśnienia złożowego to nadmiar gazu, który nie rozpuści się w ropie utworzy czapę gazową. Wartość ciśnienia nasycenia może być wyznaczona za pomocą standardowej analizy PVT w laboratorium dla określonych warunków złożowych lub można go wyznaczyć za pomocą nomogramów przedstawionych poniżej. Równanie określające wielkość zasobów węglowodorów można podzielić na dwa stałe człony, z których pierwszy określa objętość przestrzeni porowo-szczelinowej zajętej przez węglowodory: Vw = F · hef · Φef · (1 – Sw) w m3, a drugi określany jako Br lub Bg jest współczynnikiem objętościowym, odpowiednio dla ropy naftowej i gazu ziemnego, uwzględniający warunki termobaryczne płynów w złożu. Wprowadzenie do pierwszego członu równania gęstości ropy w warunkach powierzchniowych - ρrp umożliwia określenie wielkości zasobów geologicznych ropy naftowej w tonach. Przy obliczaniu zasobów złóż ropy naftowej charakteryzujących się warunkami produkowania w postaci gazu rozpuszczonego w ropie, czyli przy ciśnieniem złożowym większym od ciśnienia nasycenia (solution gas drive) oraz czapy gazowej (gas cap expansion), kluczowym zagadnieniem jest prawidłowe określenie współczynnika objętościowego dla ropy – Br . Ze względu na podane niżej empiryczne nomogramy do wyznaczania współczynnika objętościowego Br (oil FVF – formation volume factor), opracowane w jednostkach niemetrycznych , podaje się dokładne formuły przeliczenia jednostek wg SI Metric System of Units and SPE Metric Standard (Bradley H.B.): ºAPI 141,5/ (131,5 + ºAPI ) = g·cm-3 atm x 1,013 250 E+05 = Pa bar x 1,0 E+05 = Pa ft x 3,048 E-01 = m ft3 x 2,831 685 E-02 = m3 º F (ºF – 32) / 1,8 = ºC º F (ºF + 459,67) / 1,8 = K psi x 6,894 757 E+00 = kPa 1 bbl x 1,589 873 E-01 = m3 5 A. Obliczanie zasobów geologicznych złóż ropy naftowej z rozpuszczonym gazem ziemnym w warunkach ciśnienia złożowego większego od ciśnienia nasycenia. Równanie metody objętościowej w rozszerzonej wersji ma w tym przypadku postać: Qgr = F · hef · Φ · (1 – Sw ) · ρrp / Br [t], gdzie: Qgr – zasoby geologiczne ropy naftowej [t]; Vr = F · hef · Φef · (1 – Sw) – objętość ropy naftowej w złożu [m3]; ρrp – gęstość ropy w warunkach powierzchniowych [g · cm-3 ]; Br – współczynnik objętościowy ropy (współczynnik skurczu ropy). Współczynnik objętościowy ropy Br, jako wartość bezwymiarowa, oznacza stosunek objętości 1 m3 lub 1 baryłki ropy (STB – stock tank oil barrel) wraz z rozpuszczonym w niej gazem w warunkach złożowych (danego ciśnienia i temperatury) do tej samej objętości, ale w warunkach powierzchniowych (standardowych). Wielkość tego współczynnika zależy od składu ropy i gazu, lecz praktycznie określa się go poprzez wartość wykładnika gazowego – WG [m3/m3] lub [m3/t], czyli ilości rozpuszczonego gazu w 1 m3 lub 1 tonie ropy. Wielkość Br uzyskuje się zazwyczaj wykonując standardową analizę PVT w laboratorium dla określonych warunków złożowych lub posługując się empirycznym nomogramem opracowanym przez M.B.Standinga. W przypadku tym wielkość współczynnika objętościowego Br jest funkcją wiążącą parametry WG, γr, γg i T w postaci zależności: Br = 0,972 + 0,000147 · F1,175 , gdzie F = WG · (γg / γrp )0,5 + 1,25 T WG – wykładnik gazowy – (solution gas – oil ratio) w CFB; γg – ciężar właściwy gazu w stosunku do powietrza, bezwymiarowy; γrp – ciężar ropy w ºAPI w warunkach powierzchniowych (tank oil gravity); T – temperatura złożowa w ºF. Prezentowany na fig.1 nomogram jest graficznym rozwiązaniem powyższego równania. Korzystanie z niego wymaga przeliczenia wartości pomierzonych w jednostkach metrycznych na jednostki niemetryczne stosowane w nomogramie. Sposób korzystania pokazują strzałki w następującej kolejności: WG (gas/oil ratio w CFB) → γg (gas gravity/air) → γr (tank oil gravity º API) → temperature [ºF] → Br . Przeliczenie na jednostki metryczne: 1CFB (ft3/bbl) = 0,178 m3/m3 czyli 1 m3/m3 = 5,618 CFB – wykładnik gazowy º API = ( 141,5 / γr ) – 131,5 czyli ρr [g·cm3] = 141.5 / (131,5 + ºAPI) – wielkość zbliżona º C = (ºF - 32) / 1.8 czyli ºF = 1,8 · ºC + 32 - temperatura Przykład: Parametr Jednostki metryczne Jednostki niemetryczne wg nomogramu Wykładnik gazowy WG 267 m3 / m3 1500 CFB Gęstość ropy - ρrp 0.835 g·cm3 38º API Temperatura 89ºC 192,2º F Podana metodyka wyznaczania współczynnika objętościowego Br jest rekomendowana do stosowania przy sporządzaniu dokumentacji geologiczno – złożowych, w ich częściach dotyczących obliczenia zasobów metodą objętościową. 6 7 Na podstawie obliczonych zasobów geologicznych ropy naftowej określa się ilość gazu ziemnego zawartego w ropie mnożąc ich wielkość przez wartość wykładnika gazowego: Qgg = Qgr · WG [m3] gdzie: Qgg – zasoby geologiczne gazu ziemnego [m3]; Qgr – zasoby geologiczne ropy naftowej [t]; WG – wykładnik gazowy [m3/t]. B. Obliczanie zasobów geologicznych złóż ropy naftowej z czapą gazową. Obliczenie zasobów złóż tego typu wykonuje się stosując formułę metody objętościowej, osobno dla czapy gazowej i osobno dla części ropnej. Ilość gazu w czapie gazowej wylicza się identycznie jak zasoby złóż gazowych (pkt. C), przy czym za dolną granicę czapy gazowej przyjmuje się uśrednioną głębokość powierzchni konturu gaz – ropa. Wielkość zasobów części ropnej złoża określa się stosując formułę metody objętościowej jak w pkt. A, ale wartość parametru Br musi być określona z wykorzystaniem nomogramu prezentowanego na fig.2, w którym dodatkowo uwzględniono ciśnienie złożowe. Sposób korzystania z nomogramu pokazują strzałki w następującej kolejności: WG (gas/oil ratio w CFB) → γg (gas gravity/air) → tank oil gravity [º API] → temperature [ºF] → pressure [lbf/in2 – psi] → Br Przeliczenia na jednostki metryczne: 1CFB = 0,178 m3/m3 czyli 1 m3/m3 = 5,618 CFB – wykładnik gazowy º API = ( 141,5 / γr ) – 131,5 czyli ρr [g·cm3] = 141.5 / (131,5 + ºAPI) – wielkość zbliżona º C = (ºF - 32) / 1.8 czyli ºF = 1,8 · ºC + 32 1 psi (lbf/in2) = 6.894 757 · 10-3 MPa czyli 1 MPa = 1,450 377 · 102 psia (lbf/in2) Przykład: Parametr Jednostki metryczne Jednostki niemetryczne wg nomogramu Wykładnik gazowy WG 534 m3 / m3 3000 CFB Gęstość ropy - ρrp 0.857 g·cm3 33,6 º API Temperatura 112º C 233,6º F Ciśnienie 27,0 MPa 3916 psia Należy podkreślić, że podawane czasem w literaturze uproszczone sposoby określania współczynnika objętościowego ropy Br oparte na prostej jego zależności od WG lub jako stosunek ciężaru właściwego ropy na powierzchni i w złożu są sposobami dalece uproszczonymi. Ich stosowanie w obliczeniach wielkości zasobów geologicznych ropy naftowej w dokumentacjach geologiczno – złożowych jest niedopuszczalne, gdyż obciąża wyniki obliczeń błędem systematycznym. 8 9 C. Obliczanie zasobów geologicznych złóż gazu ziemnego ( bez kondensatu). Równanie metody objętościowej do obliczania zasobów geologicznych gazu ziemnego ma postać: Qgg = F · hef · Φ · (1 – Sw ) / Bg [m3], gdzie: Qgg – zasoby geologiczne gazu ziemnego [m3]; F · hef · Φef · (1 – Sw) = Vg – objętość gazu ziemnego zawartego w przestrzeni porowo-szczelinowej poziomu zbiornikowego [m3]. Bg – współczynnik objętościowy gazu, bezwymiarowy. Wielkość współczynnika objętościowego dla danego złoża gazu określa następujące równanie: Bg = z · Tzł · Po / To · Pzł , gdzie: Po – ciśnienie standardowe = 1 atm = 101 kPa = 0,101 325 MPA = 960 mm Hg To – temperatura standardowa [K], czyli 15ºC = 288 K ( w Polsce stosuje się nieprawidłowo 0ºC = 273,15 K); Tzł – temperatura złożowa [K]; z – współczynnik odchyłki gazu rzeczywistego od gazu doskonałego (współczynnik ściśliwości gazu o uśrednionym składzie chemicznym danego złoża dla Tzł i Pzł ); Pzł – ciśnienie złożowe w jednostkach takich jak dla Po . Wielkość współczynnika ściśliwości gazu ziemnego z zależy od jego składu chemicznego oraz warunków ciśnienia i temperatury złożowej. Wyznacza się go za pomocą formuły addytywnej, uwzględniającej zawartość poszczególnych składników węglowodorowych oraz ewentualnie azotu, siarkowodoru i dwutlenku węgla. Do tego celu wykorzystać można odpowiednie nomogramy lub procedury komputerowe. Literatura wykorzystana: 1. Bradley H.B. editor - Petroleum Engineering Handbook – SPE, Richardson, 1992. 2. Selley R.C. – Elements of Petroleum Geology – Academic Press, N.York –1985. 3. Standing M.B. – Volumetric and phase behavior of oil field hydrocarbon systems. N.York-1952. 4. Biedrzycki W., Słupczyński K.– Metodyka reinterpretacji wyników pomiarów hydrodynamicznych w złożach gazu ziemnego. Gosp. Sur. Min.– PAN, Kraków 1992.

Antropomotoryka

Antropomotoryka

1.Pojęcie oraz znaczenie akt fiz w W-f
Akt-fiz ( ujęcie fizjologiczne) to każdy ruch ciała spowodowany przez mięśnie szkieletowe związany z wydatkiem energetycznym na poziomie wyższym od metabolizmu spoczynkowego...

Antropomotoryka

1.Pojęcie oraz znaczenie akt fiz w W-f
Akt-fiz ( ujęcie fizjologiczne) to każdy ruch ciała spowodowany przez mięśnie szkieletowe związany z wydatkiem energetycznym na poziomie wyższym od metabolizmu spoczynkowego
Akt-fiz ( ujęciu b...