Месторождение газовое или газоконденсатное

Последнее сообщение
softland 280 13
Дек 11

Помогите найти нормативку в которой был бы критерий отнесения месторождения к газовому либо газоконденсатному.

Иначе говоря, когда необходимо считать запасы конденсата, а когда нет?

Я исхожу из того, что физически залежей газа без содержания компонентов С5 и выше в природе быть не может.

По моему мнению — считать надо всегда, а вот если запасы конденсата окажутся меньше 1 тыс т, то значит месторождение чисто газовое...

SBI 11 10
Дек 11 #1

Необходимость учета С5+ зависит не от их запасов, а от потенциального содержания в газе. Вам нужно "Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, не углеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе".

softland 280 13
Дек 11 #2

Спасибо, поищу.

visual73 2141 15
Дек 11 #3

Потенциальное содержание С5+ менее 30 г/м3.

Но вообще неправильно. Считать нужно тогда когда экономически целесообразно добывать конденсат из газа.

Не правильно исходите. Есть нефтегазовые месторождения в которых состав пластового газа газовой шапки не имеет С5+ совсем. Эта часть самая вкусная и её съедают бактерии оставляя нам лишь сухой газ и битуминозную нефть. ))

Я уж не говорю про чисто газовые месторождения в которых тоже может отсутствовать С5+. А есть чисто метановые залежи газа, в которых и С2+ нет ))

softland пишет:

Помогите найти нормативку в которой был бы критерий отнесения месторождения к газовому либо газоконденсатному.

Иначе говоря, когда необходимо считать запасы конденсата, а когда нет?

Я исхожу из того, что физически залежей газа без содержания компонентов С5 и выше в природе быть не может.

По моему мнению — считать надо всегда, а вот если запасы конденсата окажутся меньше 1 тыс т, то значит месторождение чисто газовое...

Вар 391 15
Дек 11 #4

Методическое руководство "конденсат" :

"Концентрация этана в газе 3% является минимально рентабильной

при современном технологическом уровне извлечения этана из газа."

Т.е. при концентрации этана менее 3%, запасы C5+ или стаблиного

конденсата не проводят.

Вар 391 15
Дек 11 #5

visual73 пишет:

 А есть чисто метановые залежи газа, в которых и С2+ нет ))

оч. интересно, например какие? :)

 

SBI 11 10
Дек 11 #6

visual73 пишет:
Есть нефтегазовые месторождения в которых состав пластового газа газовой шапки не имеет С5+ совсем.

Не путайте пластовый газ и газ газовой шапки.

visual73 пишет:
А есть чисто метановые залежи газа, в которых и С2+ нет ))

Скорее содержание С2+ ничтожно. Чтобы "совсем не было" - не встречал. Отсюда, видимо и вопрос Вар

Вар пишет:
оч. интересно, например какие? :) 

Что касается

Вар пишет:
Т.е. при концентрации этана менее 3%, запасы C5+ или стаблиного конденсата не проводят
, то конденсат все-таки считают не в зависимости от концентрации этана, а в зависимости от концентрации конденсата. 30 гр/м3 - кажется именно эта величина концентрации принята за предельную, ниже которой допускается не учитывать конденсат, visual73 абсолютно прав.

volvlad 2255 15
Дек 11 #7

Все очень просто, смотрим на фазовую диаграмму, если конденсат может выпадать в пласте при снижении давления, т.е. при ретроградной конденсации, то месторождение называем газоконденсатным. Если только в сепараторе или стволе скважины, то газовое.

visual73 2141 15
Дек 11 #8

Например сланцевый газ или газ угольных пластов. Такие залежи с успехом разрабатываются в США, да и у нас уже Газпром добывает.

Содержание метана в таких залежах достигает 98%. С учётом наличия попутных азота, CO2, содержанием этана (если он есть) можно принебречь.

Вар пишет:

visual73 пишет:

 А есть чисто метановые залежи газа, в которых и С2+ нет ))

оч. интересно, например какие? :)

 

visual73 2141 15
Дек 11 #9

В чём же разница между пластовым газом и газом газовой шапки?  Назовите характерные черты того и другого? И хотя бы одно стоящее отличие? Чем они отличаются?

SBI пишет:

visual73 пишет:
Есть нефтегазовые месторождения в которых состав пластового газа газовой шапки не имеет С5+ совсем.

Не путайте пластовый газ и газ газовой шапки.

 

30 грамм - чисто условная граница, всё решает экономика. Выгодно - считаем и 10 грамм, а выше 30- забанят при подсчёте )))

Rocky 2 10
Дек 11 #10

ведичина содержания конденсата 30г/м3 достаточно условна, на месторождениях с меньшим содержанием тоже может добываться конденсат, и они будут называться газоконденсатными, если это экономически выгодно. Так например "отмечается наличие газового конденсата в газовых (сеноманских) залежах и газовых месторождениях в количествах не превышающих 1 г./м3. Однако, несмотря на относительно малое содержание при больших объемах добычи природного газа это приводит к значительному извлечению газового конденсата. Например, на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении за 2005 год из недр, таким образом, было извлечено более 2000 тонн нестабильного газового конденсата".

зходя из методических рекомендаций 1984г. месторождения делятся на "газовые - содержащие только газ" и "газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат"

на практике, же в основном всё проще, месторождения где ведётся  добыча конденсата - "газоконденсатные" где это экономически не выгодно "газовые"

SBI 11 10
Дек 11 #11

Изначально вопрос стоял о нормативном документе, регламентирующем необходимость учета запасов газоконденсата. Предельная кондиция в 30 гр/м3 является условной, это ни у кого не вызывает сомнений, но она регламентирована. Если же при содержании выше этого значения Вы не будете считать запасы конденсата и принесете в ГКЗ результаты подсчета газа без конденсата, то вас отправят назад досчитывать то, что не было подсчитано сразу. Даже если добыча конденсата в данных конкретных условиях нерентабельна. Ибо государство требует осуществлять комплексную добычу, а рентабельность рассматривает в целом по разработке месторождения. Если рентабельность добычи газа покрывает финансовые потери при добыче конденсата, будете обязаны добывать также и конденсат.

visual73 2141 15
Дек 11 #12

SBI пишет:

...

Просто мне очень интересно как человеку изучающему пластовые флюиды. По английски например есть такой термин "Reservoir Gas". Он к чему относится, к газу свободному или к газу газовой шапки?

То что запасы этого газа учитываются по разным таблицам, ещё не говорит о том, что флюиды эти принципиально разные. Одни и те же пластовые газы могут быть и в виде шапки и в свободном виде. Ни по составу, ни по свойствам отделить их в разные классы нельзя.

И термин газоконденсат только вносит путаницу. Есть пластовый газ и есть пластовая нефть. Одно находится в газовом виде, другое в жидком в условиях пласта. И не надо делить на газ и газоконденсат, это чушь. Есть пластовый газ, из которого при снижении давления может выделяться конденсат, а может и не выделяться. Термин Пластовый Газ вбирает в себя все разновидности флюида находящиеся в пласте в газовом состоянии.

С термином "конденсат" тоже идёт у всех постоянная путаница. В особенности у всяких юристов, бухгалтеров и других людей не знакомых с геологией. В пласте нет никакого конденсата. Конденсат есть только на поверхности. Термин "конденсат" говорит нам о том что эта жидкость конденсировалась из пластового газа. А зачем тем кто продаёт эту жидкость знать то что она конденсировалась откуда-то? Незачем. Есть слово "товарная нефть" и больше другого ничего нет для продавцов и всех других. Тем более никакой границы между конденсатом и нефтью тоже нет. В сепараторе у нас - насыщенная нефть! Могу частично согласиться с термином насыщенный конденсат, когда мы строим изотерму конденсации, но с другой стороны зачем мне этот термин? Я и так вижу в бомбе, что жидкость конденсируется. А название можно заменить на насыщенная жидкая фаза.

Так что и термин "газоконденсат" и "конденсат" морально устарели. На западе давно это хорошо понимают и называют флюиды просто "пластовая нефть", "пластовый газ", "товарная нефть". У нас же продолжают судиться за то, что "налогов уплачено меньше как за перевозку конденсата, а перевозили нефть(!), за которую положено больше налогов платить" "Штраф вам!". Тупизм беспредельный.

SBI 11 10
Дек 11 #13

Учет по отдельным таблицам происходит по нескольким причинам, одной из которых является различный подход к разработке. Но и состав флюидов в какой-то степени также имеет значение. Если рассматривать процесс формирования залежей, то в отличие от залежей свободного газа газ газовых шапок вытеснял из коллектора нефть, а не воду. Поэтому в пустотном пространстве породы в газовых шапках в общем случае присутствет остаточная нефтенасыщенность, которую необходимо учитывать. В залежах свободного газа Кно равно нулю. И к чему тут английские термины?

visual73 2141 15
Дек 11 #14

SBI пишет:

Учет по отдельным таблицам происходит по нескольким причинам, одной из которых является различный подход к разработке. Но и состав флюидов в какой-то степени также имеет значение. Если рассматривать процесс формирования залежей, то в отличие от залежей свободного газа газ газовых шапок вытеснял из коллектора нефть, а не воду. Поэтому в пустотном пространстве породы в газовых шапках в общем случае присутствет остаточная нефтенасыщенность, которую необходимо учитывать. В залежах свободного газа Кно равно нулю. И к чему тут английские термины?

Ой, да ладно вам. Ни таблицы, ни уж тем более процесс формирования, о котором кстати мы можем только догадываться, не могут являться доказательством различия этих флюидов. И всё потому что доказать, что газам газовых шапок присущи одни свойства (или состав) а свободному газу другие  - нельзя.

Конечно есть некоторые закономерности распространения этих залежей по глубине. Это понятно и описано в литературе. Всё это единый процесс формирования углеводородов, от зарождения до разрушения. Одни формируются в одних условиях и у них свой путь, другие в других и у них свой. Всё зависит от органического материала из которого формируются флюиды.

Но флюид "Пластовый газ" он один на всех. Уговорил? :)

SBI 11 10
Дек 11 #15

Уговорили :) про "пластовый" газ. Различия оставим для "свободного" и "газовых шапок" :)

Но про процессы формирования термин "догадываться" уже не очень хорош. Ибо целое научное направление в этом отношении получило значительное развитие. Первоначально это было "бассейновое моделирование". Сейчас из него выделено отдельное нпаравление "моделирование углеводородных систем". Другое дело, насколько широко эти знания применяются на практике. Уж в России-то весьма скромно.

softland 280 13
Дек 11 #16

В моём случае начальное конденсатосодержание составляет 2,9 г/м3 << 30 г/м3 нормативных.

В связи с этим получается, что считать не надо Smile Однако, ссылка на рентабельность оставляет неприятный осадок... 

В приведённых выше "Методических руководствах..." 1984 года НЕТ прямого указания на то, что запасы считать НЕ надо при содержании конденсата ниже 30 г/м3. Более того, там приведён пример определения запасов конденсата по мере разработки месторождений с содержанием МЕНЕЕ 30 г/м3.

Я в лёгком недоумении.

visual73 2141 15
Дек 11 #17

SBI пишет:

Но про процессы формирования термин "догадываться" уже не очень хорош.

Но органическая всё ещё теория, хотя и наиболее продуманная и объясняющая всё. Иногда рушатся законы, что уж говорить про теории ))

К бассейновому моделированию отношусь хорошо, хоть и считаю эту область умозрительными ресурсами ))). Пока скважину не пробуришь ничего не угадаешь )

visual73 2141 15
Дек 11 #18

30 г точно есть в Инструкции...вниигаза, там даже прописано что PVT делать не надо, можно посчитать всё если менее 30

SBI 11 10
Дек 11 #19

Если интересуетесь с целью выполнения подсчета запасов для ГКЗ, то учитывать конденсат при таком содержаении не нужно. :)

softland 280 13
Дек 11 #20

Считаю для ГКЗ, но здесь два вопроса: защита и понимание.
Вот выше упомянуто было про выпадение конденсата в пласте, и про 30 г/м3 мнения уже два. Экономика и рентабельность уже три. Еще мое собственное (см первый пост)
Придется выложить найденные методические рекомендации, поскольку просмотрел еще раз и не нашел.

Вар 391 15
Дек 11 #21

:) прав не прав. Инстркция ВНИИГАЗ ? ээээ не иснтрукция - а методические рекомендации 1990 г.

Походу никто методу  внимательно не читал.

Из недавнего опыта (защита была летом 2011). 

Кондей с содержанием 16 г/м3 - считали запасы.

Для залежей, в которых флюид хар-ся содержанием этана менее 3 %  - ЗАПАСЫ конденсата и

сопутствующих компонентов НЕ СЧИТАЕМ. :) 

Удачи В ГКЗ!

visual73 2141 15
Дек 11 #22

Я вообще-то имел ввиду "Инструкцию по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" ВНИИГАз, 1980 под ред. Зотова Алиева. Поэтому именно инструкция а не рекомендации.

Вар пишет:

:) прав не прав. Инстркция ВНИИГАЗ ? ээээ не иснтрукция - а методические рекомендации 1990 г.

volvlad 2255 15
Дек 11 #23

Для решения инженерных задач, например, о том как оптимально разработывать месторождение, мне больше нравится подход с фазовыми диаграммами.

Для задач налогообложения в России придется пользоваться теми требованиями, которые изложены во всевозможных инструкциях, регламентах и пр. Конденсат облагается НДПИ по более выгодной ставке, чем нефть. Но даже в этом случае, на газовых/ГК месторождениях комании не очень-то торопятся заниматься его учетом и разработкой. Вот только с определениями не все однозначно. Есть такой пункт, что если проектом разработки предусмотрена подготовка конденсата до стабильного состояния, то он становится объектом налогооблажения. Проблема в том, что ГКЗ утверждает запасы до составления проекта, а там посчитают все. В итоге проект будет составлен опираясь на подсчет, и при достаточном кол-ве конденсата отвертется от его учета будет сложно.

 

Определение с сайта ГКЗ:

Цитата:

42. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на:1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;2) газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%;4) газовые (Г), содержащие только газ;5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;6) нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.43. В газовых залежах по содержанию C выделяются следующие5+Bгруппы газоконденсатных залежей:1) низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м3;2) среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м3;3) высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м3;4) уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м3.

Вар 391 15
Дек 11 #24

:) Опять же, надо В ПЕРВУЮ очередь рассматривать рентабильность

выделения, стабилизации и транспорта стаблиного конденсата, в условиях конкретного

объекта, для определенных рыночных условий.

Например Штокман - проект на грани рентабильности.

 

В ГКЗ всё проще - бумажка, протокол, методичка + инструкция...

без фантазий.

Go to top