Page 253 - 4290

манометром на гирлі свердловини, яка тимчасово закрита. У
виміри вводять поправку на масу стовбура газу у свердловині.
Величину початкового пластового тиску P розраховують за
0
формулою:

P  P max e 1293 * 10  9 H г , (9.9)
0
де P max – максимальний тиск на гирлі закритої свердловини,
заміряний манометром, МПа;
е – основа натурального логарифму, дорівнює 2,71;
H – середня глибина залягання покладу, м;

ρ – відносна густина газу за повітрям.
г
Якщо необхідно визначити запаси вільного газу в покладі,
який експлуатується, на будь-яку дату, в формулу замість

початкового пластового тиску P і коефіцієнта надстисливості
0
газу Z підставляють значення середнього поточного пластового
0
тиску P і коефіцієнта стисненості Z при поточному пластовому
тиску.

Для розрахунку поточного пластового тиску, приведеного
на одноіменну дату, використовують спосіб середньої кривої або
карту ізобар. За картою ізобар середній поточний пластовий тиск

на дату підрахунку визначають шляхом зважування величин
тиску за об’ємом колекторів.
Числові значення коефіцієнта надстисливості Z визначають

графічно за дослідними кривими.
Коефіцієнт газовіддачі при підрахунку запасів газу
приймають рівним 1 незалежно від режиму покладу та його

геолого-промислових характеристик. Однак, практика розробки
газового покладу і теоретичних досліджень свідчать, що повне
вилучення запасів газу досягається дуже рідко. На практиці
коефіцієнт газовіддачі при підрахунку запасів газу приймають

рівним 0,96-0,98. Для ряду американських родовищ коефіцієнт
газовіддачі становить 0,85.
Для підрахунку запасів газу і конденсату в

газоконденсатних покладах попередньо визначають за формулою
(9.7), де об’єм пластового газу V приведений до стандартних
ум
умов. Цьому об’єму в пластових умовах відповідає об’єм
газоконденсатної суміші в однофазовому стані. При вилученні

газу на поверхню з нього виділяється рідинна фаза (конденсат),

245