Контрольная работа Физика нефти и газа. КР ФНГ Силантьев В.К.. самарский государственный технический университет
 Скачать 281.33 Kb.
|
КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине Физика нефтяного и газового пласта Вариант № 10 Выполнил: Силантьев В.К. студент 2 курса 216/ИС группы №20130110 Проверила: Песков А.В. Самара, 2022 Содержание Введение 3 Теоретическая часть Практическая часть 6 Выводы 9 Список используемой литературы 10 Введение Дисциплина «Физика газового пласта» является одной из основных при изучении нефтегазового дела. Она неразрывно связана с дисциплиной «Физика нефтяного пласта», т.к. добыча нефти всегда сопровождается добычей газа. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа, при этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы, в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней ,будет различной. Проницаемость песчаных пород для газа больше, чем для керосина, а для керосина больше, чем для соленой воды и особенно для пресной. Проницаемость в пористой среде с размером форм больше 1 мкм для жидкости и газа одинакова. Различие проницаемостей пористой среды для газа и жидкости возможно только в породах с размером пор меньше 1 мкм. При движении многофазных систем через пористую среду относительную проницаемость определяем для каждого компонента, входящего в смесь. Проницаемость нефтегазосодержащих пород изменяется от тысячных долей до единиц мкм2. Газ может находиться в пористой среде или в результате закачки его извне («внешний» газ), или за счет его выделения из нефти при снижении давления («собственный» газ). Фазовая проницаемость для «внешнего» газа при одинаковой газонасыщенности больше, чем для («собственного»). Это объясняется тем, что выделяющийся из нефти газ находится вблизи поверхности поровых каналов. «Внешний газ» занимает при движении целые поровые каналы. Поэтому и сопротивление при движении «внешнего газа» оказывается меньше, чем при перемещении «собственного». Результатом исследования пластовых проб газа и нефти является в первую очередь их компонентный состав, зная который можно рассчитать практически все физико-химические свойства газа, используемые в расчетах. 1.ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Наряду с пористостью проницаемость является важнейшим параметром нефтяного коллектора. Если первая обуславливает объем залежи, который может быть заполнен нефтью, водой и газом, то вторая определяет пропускную способность пористой среды, а, следовательно, производительность скважины. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы.[1] Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. И.М. Губкин считает, что правильнее подразделять породы на трудно- и легкопроницаемые. Жидкость (вода, нефть) может содержаться как в проницаемых, так и в непроницаемых при необычных давлениях породах. В условиях нефтяных месторождений глинистые породы, обладающие иногда достаточной пористостью, но имеющие поры субкапиллярных размеров, являются практически непроницаемыми, поэтому они часто выполняют роль перекрытий в кровле и подошве пласта. Представителями проницаемых пород являются пески, песчаники с умеренной цементацией, оолитовые известняки, доломитизированные известняки и др., т.е. как раз те пористые породы, которые слагают нефтяные коллекторы. Проницаемость пористой среды зависит не только от размера пор, но и от характера движения в них жидкостей и газов. Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера.[2] В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа, или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей. Ф.И. Котяхов [5] дает следующие определения видов проницаемости: - под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость, которая характеризует только физические свойства породы; - под эффективной проницаемостью принято понимать проницаемость пород для какой-то одной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличие в порах неподвижной жидкости; - относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости. По К.Г. Оркину [1] под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость пористой среды для газа или однофазной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью. Эффективной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы – жидкости или газа. Относительная проницаемость характеризуется отношением между эффективной и абсолютной проницаемостями и выражается безмерным числом меньше единицы. По определению Ш.К. Гиматудинова [1] под абсолютной принято называть проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Эффективной или фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движения в порах многофазных систем. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. По определению А.Х. Мирзаджанзаде [2] под абсолютной понимается проницаемость пористой среды при фильтрации через нее воздуха или газа, не вступающего во взаимодействие с породой. Эффективная проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз, например при совместной фильтрации воды и нефти. Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости: (1.1) где V – скорость линейной фильтрации, см/сек; Q – объемный расход жидкости в единицу времени, см3/сек; F – площадь фильтрации, см2; - динамическая вязкость жидкости, мПа•с; P – перепад давления, МПа; L – длина пористой среды, см. В этом уравнении способность породы пропускать жидкость и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k , который называют коэффициентом пропорциональности: (1.2) При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.1) следует подставлять средний расход газа в условиях образца: (1.3) где - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца. Закон Дарси справедлив только для условий ламинарного течения. Размерность проницаемости совпадает с размерностью площади. В системе СИ проницаемость измеряется в м2 или мкм2. Проницаемость нефтегазосодержащих пород изменяется от тысячных долей до единиц мкм2. 1.2 ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПОРОД В РАЗНЫХ НАПРАВЛЕНИЯХ Многочисленные исследования проницаемости горных пород показывают, что в разных направлениях она различна. Так, проницаемость гранулярных пород в перпендикулярном направлении к напластованию может быть в несколько раз меньше проницаемости его по напластованию. Такое различие в проницаемостях обуславливается, с одной стороны, наличием тонких глинистых перемычек, с другой – расположением частиц при их осаждении и направлением движения основной массы пластовых вод. Если имеются глинистые перемычки, проницаемость пород перпендикулярно напластованию может оказаться равной нулю, а по напластованию быть значительной. Но и при отсутствии глинистых перемычек проницаемость гранулярных пород в разных направлениях обычно различна. В случае отклонения формы частиц от шарообразной они укладываются в процессе осаждения своей плоской частью. В результате этого просветность пород и их проницаемость по напластованию больше, чем перпендикулярно к нему. Это различие в проницаемости тем больше, чем больше форма частиц отклоняется от шарообразной. Влияние направления потока пластовых вод на проницаемость пород может заключаться в следующем. Если основная масса воды в пласте в процессе формирования коллектора в основном движется в горизонтальном направлении по его простиранию, то в этом же направлении создаются и наименее благоприятные условия для отложения в поровых каналах различных цементирующих пласт солей. Вследствие этого размер поровых каналов в горизонтальном направлении остается более близким к своему первоначальному размеру, чем в вертикальном, в котором и отлагается основная масса цементирующего материала. Учитывая, что основная масса нефтесодержащих терригенных пород состоит из более или менее окатанных частиц. Главной причиной различия проницаемости пластов в горизонтальном и вертикальном направлениях следует считать направление потока основной массы пластовых вод. Коэффициент проницаемости для осадочных пород параллельно напластованию обычно бывает больше по величине, чем коэффициент проницаемости, определенный перпендикулярно напластованию. Это объясняется тем, что осадочные породы в направлении, перпендикулярном напластованию, уплотнены больше, чем вдоль слоев. Это явление имеет положительное значение в практике нефтедобычи, так как потоки газа и жидкости направляются к скважине в основном вдоль напластования. В известняках весьма мощные зоны имеют часто чрезвычайно низкую проницаемость. Эти зоны переслаиваются тонкими зонами высокой проницаемости, которые играют роль проводящих каналов в общей толще слабопроницаемой породы и тем самым создают видимость общей высокой проницаемости параллельно напластованию. Несцементированные пески в своей массе обычно более однородны по проницаемости. 1.3 ФАЗОВАЯ И ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД В природных условиях пустоты пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений заполнены водой, газом или нефтью, т.е. них одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации смесей проницаемости породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютного значения. Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависит от нефте-, газо-, и водонасыщенности порового пространства породы физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, от градиента давления. Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами. В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков. Характер каждого из потоков изучается экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. Простейший их анализ позволяет сделать выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи. При проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач при разработке нефтяных месторождений. Рассмотрим графики двухфазного потока (Рисунок 1.1). Водонасыщенность, S Рисунок 1.1- Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности водой порового пространства На рисунке 1.1 приведена зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой. (1.4) (1.5), где и - фазовые проницаемости для воды и нефти: - абсолютная проницаемость Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для неё всё еще остается равной нулю (т.е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в виде неподвижных местных пленках. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость для нефти снижается в два раза. Из этого следует, что необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность пласта в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне). В результате значительно уменьшаются относительная проницаемость пород для нефти и дебит скважины. Если водонасыщенность песка составляет 80 %, то относительная проницаемость равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20 %, в песчаниках оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами. При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит в основном от насыщенности. Для пород незначительной проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано недостаточно. С уменьшением проницаемости повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы, лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности. Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы. На относительную проницаемость системы влияют также градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Наиболее сложный случай для оценки фазовой проницаемости имеет место при насыщении породы тремя фазами (вода, нефть, газ). Состояние насыщения породы представляется в этом случае треугольными диаграммами (Рисунок 1.2). Рисунок 1.2 Вершины треугольников соответствуют 100 %-ному насыщению породы одной из фаз. Стороны треугольника, противоположные этим вершинам, соответствуют нулевому насыщению породы данной фазой, промежуточные линии, параллельные этим сторонам треугольника – промежуточным значениям (от 0 до 100 %) насыщения породы соответствующей фазой. Кривые линии (проведенные на основании обработки многочисленных экспериментальных данных) ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Область существования трехфазного потока (заштрихованная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью – от 23 до 50 %, водой – от 33 до 64 %, газом – от 14 до 30 %. Эти пределы получены для несцементированных песков, для других пород они могут быть несколько отличными. 1.4 ВЛИЯНИЕ ГОРНОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПОРОД Проницаемость горных пород зависит от многих факторов – горного давления в условиях их залегания, от температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Влияние горного давления на проницаемость пород послужило предметом ряда исследований. Наибольший интерес представляют исследования Т.Д. Дахкильгова [2], так как они были выполнены в условиях, при которых исключалось влияние побочных факторов, и позволили выявить степень влияния внешнего давления на газопроницаемость гранулярных пород в зависимости от содержания в них глинистого материала. Результаты этих исследований приводятся на рисунке 1.3, на котором по оси абсцисс отложены давления, а по оси абсцисс отложены давления, а по оси ординат – отложение приращения проницаемости к проницаемости образца при атмосферном давлении, в процентах. Рисунок 1.3- Кривые вероятной зависимости относительного изменения проницаемости от давления Цифры на кривых (0,27 – 1,7) обозначают средние (для группы образцов) величины отношений содержания в них глинистого материала к пористости при атмосферном давлении. Из рисунка 1.3. видно, что с увеличением внешнего давления до 50 МПа проницаемость хорошо отсортированных песчаников уменьшается на 15 – 20 % , а при содержании в них глин до 25 – 30 %, вес – на 70 % и более. Столь значительное уменьшение проницаемости пород при увеличении внешнего давления, в отличие от малых изменений пористости, нетрудно объяснить. Формула может быть представлена в нескольких видах: (1.6) Имея в виду, что эффективная пористость равна, (1.7) где n- число пор на одном см2 поверхности фильтрации, выражение (1.1) можно представить в виде  (1.8)Т.к. с уменьшением пористости структурный коэффициент увеличивается, что означает увеличение коэффициента извилистых поровых каналов и уменьшение коэффициента проточности . Под структурным коэффициентом понимается величина, характеризующая совокупность элементов, отличающих реальную породу от идеального грунта, под которым подразумевается пучок параллельных цилиндрических каналов одинаковых по площади поперечного сечения и длине. Физическую сущность формулы (1.8) легко представить, если учесть, что стенки поровых каналов имеют различные выступы, которые при значительном внешнем давлении смыкаются, усложняя структуру порового пространства. Следовательно, при внешнем давлении на породу изменение величины, и направлено к уменьшению дроби (1.9), а значит, и к уменьшению проницаемости [2]. Исследованиями также установлено, что наибольшее влияние внешнего давления на уменьшение проницаемости наблюдается при увеличении содержания в породах глинистой фракции. Также с повышением температуры в пористой среде уменьшается влияние внешнего давления на снижение проницаемости, особенно при малых внешних давлениях. В природных условиях породы испытывают не только внешнее, но и внутреннее давление. Поэтому на проницаемость их оказывает влияние разность между указанными давлениями, именуемая эффективным давлением. 1.5 СУЩНОСТЬ ЛИНЕЙНОГО ЗАКОНА ФИЛЬТРАЦИИ ДАРСИ Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости: V=Q/F = K∆P/ µL (1.10) где V- скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости в единицу времени; F - площадь фильтрации; µ -динамическая вязкость жидкости; P - перепад давления; L - длина пористой среды. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности К , который называют коэффициентом проницаемости. В международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па , расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1м3/с . Физический смысл размерности К (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Единица измерения проницаемости - мкм2. Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие незначительную пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей, и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что проницаемые породы часто и более пористые. 1.6. ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД Проницаемость горных пород зависит от многих факторов: горного давления в условиях их залегания, от температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т. д. Установлено, например, что газопроницаемость в атмосферных условиях существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, практически не взаимодействующих с породой. Это объясняется частичным проскальзыванием газа вдоль поверхности каналов пористой среды вследствие незначительного внутреннего трения молекул - газа (эффект Клинкенберга). По данным Н. С Гудок, иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.[3]. Установлено, что с увеличением температуры среды газопроницаемость пород уменьшается, что связано с возрастанием скоростей движения молекул, уменьшением длины свободного их пробега и возрастанием сил трения вследствие интенсификации обмена количеством движения между отдельными слоями. По данным Н. С. Гудок, рост температуры с 20 до 90 °С может сопровождаться уменьшением проницаемости пород на 20-30%. Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и по различным жидкостям приводит к необходимости конструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Поэтому для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы ,все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлении, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы . Различаются они лишь тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие - при малых, а третьи- при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому от¬дельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление. Кроме стационарных приборов, для измерения проницаемости используются также упрощенные устройства. Образец в кернодержателе одной стороной соединен с атмосферной трубкой, конец которой опущен под уровень воды. Создав через вентиль разрежение под керном, уровень воды в трубке поднимают на некоторую высоту. После закрытия этого вентиля фильтрация воздуха через керн осуществляется под действием переменного разре¬жения, характеризующегося высотой столба воды в трубке. Мерой проницаемости породы служит (при постоянстве размеров образца) время опускания мениска в трубке в заданном интервале. На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов ). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса, давление. В пластовых условиях проницаемость горных пород практически мало зависит от состава газа. Как уже упоминалось, фазовые проницаемости, кроме степени насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойств конкретной пластовой системы. В результате фактические показатели иногда значительно отклоняются от расчетных, поэтому при определении зависимости относительных проницаемостей от насыщенности следует проводить специальные опыты, поставленные с учетом специфических свойств исследуемой пластовой системы. Устройство установок, применяемых для этих целей, более сложное, чем установок, рассмотренных ранее, так как необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать на¬сыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей: 1) приспособления для приготовления смесей и питания керна; 2) кернодержателя специальной конструкции; 3) приспособления и устройства для приема, разделения и измерения расхода жидкостей и газа; 4) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды; 5) приборов контроля и регулирования процесса фильтрации. Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовой метод) и т. д. В первом случае измеряется электропроводность участка пористой среды, строится график, который сравнивается с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз), затем определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси) . 2. Практическая часть. Пример расчета коэффициента сверхсжимаемости газа. Определить степень отклонения природной газоконденсатной смеси от закона идеального газового состояния методами:1) по графикам Брауна-Катца; 2) по уравнению состояния Редлиха-Квонга; вычислить среднюю молекулярную массу газа; плотности газа при нормальных, стандартных условиях; относительную плотность газа по воздуху; объем газа добываемого с 1 м3 нефти. Данные для расчета приведены в таблице№ 1 .А также P=13,8 МПа, T=3150 K, относительная плотность газа =1,12;объем газа добываемого с 1 м3 нефти при р0=0,1 МПа и Т0=2730K - V0=60 м3/м3. Таблица 1 Состав и характеристика газа
Решение. Pпр=13,8/5.02=2,65; Tпр=315/246=1.28 по графикам Брауна-Катца zг=0,63; 2) по уравнению состояния Редлиха-Квонга   (a2-b2p-b)p=0,239 a2bp2=0,146 z3-z2+0,239 z -0,146 =0 z=0,63 Средняя молекулярная масса газа  Плотность газа: при нормальных условиях  при стандартных условиях  относительная плотность газа по воздуху  плотность газа при p=4,6 МПа и T=311,20 K  Расчет коэффициента сверх сжимаемости природного газа. Исходные данные для расчета 10 варианта приведены в табл. 1 Таблица 1
Решение: Pпр=13,8/5.02=2,65; Tпр=315/246=1.28 по графикам Брауна-Катца zг=0,63; 2) по уравнению состояния Редлиха-Квонга (a2-b2p-b)p=0,239 a2bp2=0,146 z3-z2+0,239 z -0,146 =0 z=0,63 Средняя молекулярная масса газа Плотность газа : при нормальных условиях при стандартных условиях относительная плотность газа по воздуху плотность газа при p=4,6 МПа и T=311,20 K Выводы Выполнили оперативный подсчет начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа объемным методом, при проектном конечном коэффициенте нефтеотдачи составляет КИН = 0,461 д.ед., газовый фактор Г = 27 м3/т и рассчитали количество остаточных извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа через 15 лет разработки, если накопленная добыча нефти по проекту составит ΣQн = 3240 тыс т. Определение запасов углеводородов объемным методом при условии развития замкнутого и упруговодонапорного режимов разработки при одинаковых геолого-физических характеристиках залежи позволяет утверждать, что за счет действия естественной пластовой энергии без применения дополнительных мероприятий по воздействию на пласт из пласта отбирается небольшая часть извлекаемых запасов. Использованная литература Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с., ил. Технология и техника добычи нефти: учеб. для вузов / А. Х. Мирзаджанзаде ; ред. А. Х. Мирзаджанзаде. – М. : Недра, 1986. – 382 с. Мищенко И. Т., Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко, А. Т. Кондратюк; АЕН РФ. - М. : Нефть и газ, 1996. – 190 с. Гафаров Ш.А., Физика нефтяного пласта: учеб. пособие / Ш. А. Гафаров, А. Ю. Харин, Г. А. Шамаев ; УГНТУ. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 1999. - 86 с. Зейгман Ю. В., Справочник нефтяника: справочное издание / Ф. Ф. Галиев, Ю. В. Зейгман, Г. А. Шамаев ; Самотлорнефтегаз, УГНТУ. - Уфа : Башкортостан, 2001. - 260 с. Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти: учеб. для вузов / В. И. Щуров. - М. : Недра, 1983. - 510 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
