Физика пласта вариант 21. Задача 1 Определение пористости пород коллекторов

• Название: Задача 1 Определение пористости пород коллекторов
• Дата: 24.02.2022
• Размер: 2.04 Mb.
• Имя файла: Физика пласта вариант 21 .docx
• Тип: Задача; #372628
• страница: 4 из 4

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

К_рi =f (t, P) из таблиц 6.4 – 6.9, используя метод линейной интерполяции:

К_{р (C3H8)} = 5,91; К_{р (i-C4H10)} = 2,06; К_{р (n-C4H10)} = 1,35;

К_{р (i-C5H12)} = 0,54; К_{р (n-C5H12)} = 0,364 ; К_{р (C6H14)} = 0,091.

3) Рассчитываем состав газовой фазы (N_yi) в газонефтяной смеси по формуле:

 ,
N_{y (C3H8)} = 0,06 / ( 0,74 / 5,91 + 0,26 ) = 0,1558;

N_{y (i-C4H10)} = 0,04 / ( 0,74 / 2,06 + 0,26 ) = 0,0646;

N_{y (n-C4H10)} = 0,16 / (0,74 / 1,35 + 0,26) = 0,1980;

N_{y (i-C5H12)} = 0,18 / ( 0,74 / 0,54 + 0,26 ) = 0,1104;

N_{y (n-C5H12)} = 0,2 / ( 0,74 / 0,364 + 0,26 ) = 0,0872;

N_{y (C6H14)} = 0,36 / ( 0,74 / 0,091 + 0,26 ) = 0,0429;

 N_yi  1.
4) Рассчитываем состав жидкой фазы (N_xi) в газонефтяной смеси по формуле:

 ,
N_{x (C3H8 )} = 0,06 / ( 0,74 + 0,26 • 5,91 ) = 0,0264;

N_{x (i-C4H10)} = 0,04 / ( 0,74 + 0,26 • 2,06 ) = 0,0314;

N_{x (n-C4H10)} = 0,16 / ( 0,74 + 0,26 • 1,35 ) = 0,1466;

N_{x (i-C5H12)} = 0,18 / ( 0,74 + 0,26 • 0,54 ) = 0,2045;

N_{x (n-C5H12)} = 0,2 / ( 0,74 + 0,26 • 0,364 ) = 0,2396;

N_{x (C6H14)} = 0,36 / ( 0,74 + 0,26 • 0,091 ) = 0,4714;

 N_xi  1.

7. Свойства нефти в пластовых условиях
Задача 7.1. Расчет параметров пластовых нефтей
Определить давление насыщения (Р_нас), 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

Р_пл – 300 атм – пластовое давление;

t_пл = 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 (Р_нас)

Для оценки Р_нас 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 (t_пл = 80°С) и, опускаясь по вертикали вниз, находим на пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом:

Р_нас = 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 (t_пл = 80°С), опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления (Р_пл = 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 (G_пл.г):

 ,

где _н – плотность нефти при н.у., равная 0,85 т/м³;

G_o – весовой газовый фактор  ;

G_в – вес 1 м³ воздуха при н.у., равный 1,22 кг;

_ог – относительная плотность газа по воздуху, равная 0,7.

 ,

G_о =120 / 0,85 = 141 м³/т,

G_пл.г = 0,85 •141 • 1,22 • 0,7 = 102 кг.

3.2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у.(G_нг) равен:

 ,

 ,

G_нг = 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):

 , (7.9)

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 Р_нас. = 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. 7.3. ависимость между вязкостью и удельным весом нефти при различной температуре



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 (Р_пл = 80 атм), температура (t_пл = 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 (G_г)

Вес газа (G_г), 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;

G_в – вес 1 м³ воздуха при н.у., равный 1,22 кг.

G_г = 100 • 0,86 • 0,9 • 1,22 = 94 кг.

3. Определение объема газа в жидкой фазе (V_г)

Объем газа в жидкой фазе составляет:

 ,

V_г = 94 / 441 = 0,213 м³.

4. Определение общего объема насыщенной газом нефти(V_нг)

Общий объем насыщенной газом нефти при атмосферном давлении оценивается по формуле:

 ,

V_нг = 1 + 0,213 = 1,213 м³.

5. Определение веса насыщенной газом нефти(G_нг)

Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле:

 ,

G_нг = 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 (∆ρ_t)

Рис. 7.7. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового

давления (∆ρ_Р), (1МПа = 10 атм)