Физика пласта вариант 21. Задача 1 Определение пористости пород коллекторов
![]()
|
Решение: 1) Доли газовой составляющей V = 0,27, жидкой составляющей L= 0,73. V = 0,06 + 0,04 + 0,16 = 0,26; L = 0,18 +0,2 +0,36 = 0,74. 2) Для данных условий находим константы фазовых равновесий Крi =f (t, P) из таблиц 6.4 – 6.9, используя метод линейной интерполяции: Кр (C3H8) = 5,91; Кр (i-C4H10) = 2,06; Кр (n-C4H10) = 1,35; Кр (i-C5H12) = 0,54; Кр (n-C5H12) = 0,364 ; Кр (C6H14) = 0,091. 3) Рассчитываем состав газовой фазы (Nyi) в газонефтяной смеси по формуле: ![]() ![]() Ny (C3H8) = 0,06 / ( 0,74 / 5,91 + 0,26 ) = 0,1558; Ny (i-C4H10) = 0,04 / ( 0,74 / 2,06 + 0,26 ) = 0,0646; Ny (n-C4H10) = 0,16 / (0,74 / 1,35 + 0,26) = 0,1980; Ny (i-C5H12) = 0,18 / ( 0,74 / 0,54 + 0,26 ) = 0,1104; Ny (n-C5H12) = 0,2 / ( 0,74 / 0,364 + 0,26 ) = 0,0872; Ny (C6H14) = 0,36 / ( 0,74 / 0,091 + 0,26 ) = 0,0429; Nyi 1. 4) Рассчитываем состав жидкой фазы (Nxi) в газонефтяной смеси по формуле: ![]() ![]() Nx (C3H8 ) = 0,06 / ( 0,74 + 0,26 • 5,91 ) = 0,0264; Nx (i-C4H10) = 0,04 / ( 0,74 + 0,26 • 2,06 ) = 0,0314; Nx (n-C4H10) = 0,16 / ( 0,74 + 0,26 • 1,35 ) = 0,1466; Nx (i-C5H12) = 0,18 / ( 0,74 + 0,26 • 0,54 ) = 0,2045; Nx (n-C5H12) = 0,2 / ( 0,74 + 0,26 • 0,364 ) = 0,2396; Nx (C6H14) = 0,36 / ( 0,74 + 0,26 • 0,091 ) = 0,4714; Nxi 1. 7. Свойства нефти в пластовых условиях Задача 7.1. Расчет параметров пластовых нефтей Определить давление насыщения (Рнас), объемный коэфффициент нефти в пластовых условиях (b), плотность нефти в пластовых условиях (пл.н), коэффициент усадки нефти (U), вязкость пластовой нефти (н.газ) для условий Рпл – 300 атм – пластовое давление; tпл = 80 °С – пластовая температура; н = 850 кг/м3 – плотность нефти при н.у.; ог = 0,7 – относительная плотность газа (по воздуху) для н.у.; Г = 120 м3/м3 – газовый фактор. Решение: 1. Определение давления насыщения (Рнас) Для оценки Рнас используют номограммы М. Стендинга (рис. 7.1). Для этого из точки, соотвествующей газовому фактору, (Г = 120 м3/м3), в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, ог = 0,7). Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса, н = 0,85 т/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры (tпл = 80°С) и, опускаясь по вертикали вниз, находим на пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом: Рнас = 225 атм. Т.е. при пластовом давлении, равном 300 атм, нефть в пласте будет находиться в недонасыщенном состоянии. 2. Определение объемного коэффициента нефти (b) Воспользуемся номограммой М. Стендинга (рис. 7.2). В левой части номограммы находим значение газового фактора (Г = 120 м3/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, о.г = 0,7) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти (удельного веса нефти, н = 0,85 т/м3). Затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры (tпл = 80°С), опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления (Рпл = 300 атм) и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти: b = 1,01 Т.о., 1 м3 нефти при н.у. в пластовых условиях будет занимать 1,01 м3. ![]() Рис. 7.1. Номограмма М. Стендинга для определения давления насыщения ![]() Рис. 7.2. Номограмма для определения объемного коэффициента нефти в пластовых условиях 3. Определение плотности нефти в пластовых условиях (пл. н) 3.1. Находим вес газа, растворенного в 1 м3 нефти (Gпл.г): ![]() ![]() где н – плотность нефти при н.у., равная 0,85 т/м3; Go – весовой газовый фактор ![]() ![]() Gв – вес 1 м3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг; ог – относительная плотность газа по воздуху, равная 0,7. ![]() ![]() Gо =120 / 0,85 = 141 м3/т, Gпл.г = 0,85 •141 • 1,22 • 0,7 = 102 кг. 3.2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у.(Gнг) равен: ![]() ![]() ![]() ![]() Gнг = 850 + 102 = 952 кг. 3.3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях (пл. н): ![]() ![]() пл. н = 952 / 1,01 = 943 кг/м3. 4. Определение усадки нефти (U) Усадка нефти происходит за счет выделения из нее растворенного газа (дегазации): ![]() ![]() U = (1,01 – 1) / 1,01 = 0,0099 или 0,99 %. 5. Определение вязкости нефти в пластовых условиях (н. газ) 5.1. Для нашей задачи нефть в пластовых условиях находится в недонасыщенном состоянии. Тогда, пользуясь рис.7.3, определяем вязкость дегазированной нефти (н. дег): н. дег = 2 спз. Вязкость насыщенной газом нефти (при давлении насыщения Рнас. = 225 атм и газовом факторе Г = 120 м3/м3) определяем по рис. 7.4: н. газ = 0,6 спз. 5.2. Для перенасыщенных газом нефтей существуют более сложные методики определения вязкости пластовых нефтей. ![]() ![]() Рис. 7.4. Кривые вязкости насыщенной газом нефти Задача 7.2. Сжимаемость нефтей Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях (b) и процент усадки нефти (U), если даны: плотность нефти при н.у. (н = 860 кг/м3), относительная плотность газа по воздуху (ог = 0,9 ), газовый фактор (Г = 100, м3/т), пластовое давление (Рпл = 80 атм), температура (tпл = 55°С). Решение: 1. Определение кажущейся плотностирастворенного газа (г.к) Пользуясь рис.7.5, находим кажущуюся плотность газа (г.к) для относительной плотности газа ог = 0,9, плотности нефти н = 860 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа равна г.к = 441 кг/м3 (0,441 кг/л). ![]() Рис. 7.5. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями 2. Определение веса газа (Gг) Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти, оценивается по уравнению: ![]() ![]() где Г – газовый фактор, равный 100 м3/т; н – плотность нефти, равная 0,86 т/м3; ог – относительная плотность газа, равная 0,9; Gв – вес 1 м3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг. Gг = 100 • 0,86 • 0,9 • 1,22 = 94 кг. 3. Определение объема газа в жидкой фазе (Vг) Объем газа в жидкой фазе составляет: ![]() ![]() Vг = 94 / 441 = 0,213 м3. 4. Определение общего объема насыщенной газом нефти(Vнг) Общий объем насыщенной газом нефти при атмосферном давлении оценивается по формуле: ![]() ![]() Vнг = 1 + 0,213 = 1,213 м3. 5. Определение веса насыщенной газом нефти(Gнг) Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле: ![]() ![]() Gнг = 860 + 94 = 954 кг. 6. Определение плотности насыщенной газом нефти(нг) Плотность насыщенной газом нефти расчитывается следующим образом: ![]() ![]() нг = 954 / 1,213 = 786,5 кг/м3. 7. Опреление плотности нефти в пластовых условиях('нг) Плотность нефти в пластовых условиях ('нг) определяется по формуле: ![]() ![]() Плотность нефти в пластовых условиях имеет еще две поправки: 1) на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (∆t); 2) на изменение плотности за счет сжатия под давлением (∆р). ∆t - поправка на расширение нефти за счет увеличения температуры, ее определяем по рис. 7.6: ∆t = 860 – 840 = 20 кг/м3. ∆р - поправка на сжимаемость нефти, ее определяем по рис. 7.7, для Р пл = 80 атм, ∆р = 5,3 кг/м3. Таким образом, рассчитываем плотность нефти в пластовых условиях: 'нг = 786,5 - 20 + 5,3 = 771,8 кг/м3. 8. Определение коэффициента изменения объема нефти (b) Коэффициент изменения объема нефти b, насыщенной газом, для пластовых условий, будет равен: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() b = 860 / 771,8 = 1,11. Т.е. каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объем 1,11 м3. 9. Определение усадки нефти (U) Усадка нефти составляет: ![]() ![]() U = ( 1,11 – 1 ) / 1,11 = 0,099 или 9,9 %. ![]() Рис. 7.6. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры (∆ρt) ![]() давления (∆ρР), (1МПа = 10 атм) |