Визначення запасів нафти, відносної густини газу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Донбаський державний технічний університет

Краснолуцька філія

КОНТРОЛЬНА РОБОТА

З технології розробки родовищ нафти і газу

Студента ІІ курсу, групи ГІ-13-ІІ

напряму підготовки гірництво

Лузан А. В

Викладач Склепович К. З.

м. Красний Луч,

2014 - 2015 н. р.



Завдання № 1. Визначення запасів нафти

Вихідні данні:

№ п/п	11
Загальний об'єм усіх пор породи , VЗП , м3	2100
Загальний об'єм породи , VГП , м3	6200
Об'єм з'єднаних між собою (відкритих) пор VВП , м3	1000
Витрати рідини або газу, Q, м3/с	0,0230
В'язкість µ, Па с	0,042
Довжина зразка породи L, м	0,17
Площа перерізу зразка породи, F, м2	0,0001
Перепад тиску на вході, P1, Па	19
Перепад тиску на виході , P2, Па	15
Площа нафто насиченості F, тис. М2	100
Середній коефіцієнт нафто насиченості вH	0,17
Коефіцієнт нафтовіддачі зH	0,156
Середня густина нафти на поверхні, , P1, с, т/м3	0,81
Середня ефектина нафто насичена товщина шару,м	8

Розв'язання задачі

1. Знайдемо коефіцієнт пористості:

(1.1)

де об'єм всіх пор;

загальний об'єм гірської породи.

2. Знайдемо коефіцієнт відкритої ( ефективної ) пористості:

(1.2)



де об'єм сполучених між собою (відкритих) пор;

загальний об'єм гірської породи.

3. Знайдемо коефіцієнт проникності:

(1.3)

де витрати рідини чи газу, м³/с;

в'язкість, Па с;

довжина зразка породи, м;

площа перетину зразка породи, м²;

перепад тиску на вході та виході, Па

4. Знайдемо запаси нафти:

(1.4)

де видобувні запаси нафти, тис.т;

площа нафтонасиченості,тис. м²;

середня ефективна нафто насичена товщина пласта, м;

середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од.;

середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.;

коефіцієнт нафтовіддачі , частках од.;

0,3 середній перерахунковий коефіцієнт, частках од.;

середня густина нафти на поверхні після її дегазації, т/м³.



Завдання № 2. Розрахунок відносної густини газу

Вихідні данні:

№ п/п	Об'ємний вміст компонентів газу, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
11	40	26	17	12	1	1	3

Експериментально визначена густина газу за стандартних умов с_єк = 1,223 кг/м³. нафта пористість фонтанування башмак

Розв'язання

1. Молярні маси компонентів газу в кг/моль: МСН₄ =16, МС₂Н₆ = 30,

МС₃Н₈ = 44, МС₄Н₁₀ = 58,18, МС₅Н₁₂ = 72,15, МСО₂ = 44, МN₂ =28.

2. Знайдемо Молярну масу цього газу:

(2.1)

3. Знайдемо розрахункову густину газу за стандартних умов:

с_r.ст = кг/м³(2.2)

де об'єм 1 кмоля газу за стандартних умов (24,055

с_r.ст = кг/м³

4. Знайдемо відносну густину газу:

(2.3)

де густина повітря за стандартних умов, (

5. Знайдемо відносну похибку між експериментальною та розрахунковою густиною:

(2.4)

де густина визначена за експериментом (

%

Відповідь: Відносна густина нафтового газу родовища за стандартних умов з молярною масою даного газу - 30,66, становить 1,057 з похибкою не більше 13,5 %.

Завдання № 3. Розрахунок відносної густини нафти

Розрахувати відносну густину нафти родовища за умовах відомої пластової температури (К) і відносній густині нафти за стандартних умов.

Вихідні данні:

№ п/п	11
Пластова температура, Т, К	330
Відносна густина нафти за стандартних умов,	0,890
Середня температура кипіння, Тс.к, К.	532,5
Молекулярна маса нафти, Мн	204
Динамічний коефіцієнт в'язкості, мПа с	4,85
Характеристичній фактор, Ф	11,53



Розв'язання

Відносна густина нафти за стандартних умов - відношення густини нафти за стандартних умовах с_нст до густини води с в 4, за Т= 4^о С і атмосферному тиску (с _{в. 4} = 1000 кг/м³).

1. Зміни відносної густини нафти за стандартному тиску р_ст=10⁵ Па, в залежності від температури, можливо розрахувати:

а) в інтервалі температур 51-120^оС за формулою:

,(3.1)

де - відносна густина нафти за стандартному тиску і температурі;

б - температурна поправка, визначається в залежності від відносної густини нафти при стандартному тиску і температурі Т_ст = 293 К;

Т - Пластова температура, К.

при 0,860??0,960

) (3.2)

б) в залежності від відносної густини нафти і середній температурі кипіння нафти Т_с.к., К.

, (3.3)



Молярну масу розгазованої нафти розраховуємо:

а) за формулою

(3.4)

де динамічний коефіцієнт в'язкості, мПа с

211,76

б) за формулою Крега

(3.5)

в) за формулою Андриасова

(3.6)

Г) за формулою Воїнова (для легкої нафти)

, (3.7)

де Ф - характеристичний фактор нафти;

- середня температура кипіння нафти, ⁰С.



Завдання № 4. Визначення умов та мінімального вібійного тиску фонтанування

Теоретичні положення.

Умови фонтанування визначаються співвідношенням між ефективним газовим фактором суміші, яка надходить з пласта, і питомими витратами газу, необхідного для роботи газорідкістного підйомника (газліфта), принцип підйому котрого полягає у зменшенні густини середовища в підйомних трубах.

Ефективний газовий фактор Г_еф - середній об'єм вільного газу, на ділянці НКТ, де рухається газорідкісна суміш, що приходиться на одиницю маси рідини. Питомі витрати газу R_опт визначають за оптимальним режимом роботи газо-рідкістного підйомника.

Для фонтанування свердловини необхідно, щоб Г_еф ? R_опт.

(4.1)

де V_гв(Р_б) і V_гв (Р_у) - об'єми вільного газу, який приходиться на одиницю маси рідини при тиску біля башмака і на усті підйомника, а n_в - масова зводненість, Р_у - тиск на усті, необхідний для транспортування нафти від устя свердловини до пункта сбору і підготовки, Па.

Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування, якщо глибина свердловини 1660м, внутрішній d HKT 55 мм, протитиск на усті 0,68 мПа, тиск насичення 9,8 мПа, газовий фактор 42 м³/т, густина пластової нафти , густина дегазованої нафти , зводненість продукції , азот у супутньому газі відсутній.

Розв'язання

1. Визначимо коефіцієнт розчинності газу у нафті:

(4.1)

2. Визначимо ефективний газовий фактор (випадок б):

м³/т (4.7)

м³/т

При зменшенні Р_виб, довжина газово-рідинного підйомника збільшується і визначається Н = L - (P_виб - Р_нас)/с_жg, що веде до роста витрат газу, і коли він стане рівним Г_еф, фонтанування закінчеться. Розрахунок формули (4.1) за граничних умовах відносно Н, отримаємо:

Н _max = 0,5 [ h +], м, (4.8)

де м (4.9)

с_ж - середня густина рідини на довжині газорідинного підйомника, h - висота стовба нафти з невідокремленим газом, м.

Визначимо середню густину нафти:



с_{н cр} кг/м³. (4.10)

с_{н cр} кг/м³

Визначимо середню густину зводненої нафти на довжині газорідинного підйомника:

(4.11)

Визначимо максимальну довжину газорідинного підйомника (глибина спуску НКТ):

Н _max = 0,5 [ 100 +

Визначимо мінімальний вибійний тиск фонтанування (за формулою 4.5):

(4.12)

мПа

Висновок: свердловина устаткована НКТ d 55 мм із зводненістю 7% припинить фонтанування при зниженні Р_виб до 36,3 мПа.

Завдання № 5. Визначення тиску біля башмака фонтанного лифта

Розрахувати тиск біля башмака (кінця підйомних труб) фонтанного лифта, а також вибійний тиск, якщо дебіт рідини Q_ж=23,0 м³/сут, об'ємна зводненність n_o = 0,058, внутрішній діаметр свердловини D_св=0,1503 м, внутрішній діаметр НКТ d_вн=0,055м, густина дегазованої нафти с_нд=800 кг/м³, густина води, що видобувається с_в=1090 кг/м³, глибина свердловини L_c=1880м, глибина спуску НКТ Н_н=1680м, тиск в затрубному просторі Р_затр = 0, висота динамічного рівня Н_дин = 200м, тиск біля башмака лифта Р_б=13,4 мПа.

1. Розрахуємо занурення башмака лифта під динамічний рівень:

h_п = Н_н - Н_дин (5.1)

h_п = 1680 - 200 =1480 м.

2. Розрахунок середньої густини нафти в затрубному просторі, так як тиск у башмака Р_б=13,4 мПа більше тиску насичення Р_нас=9 мПа, то вільного газу в затрубному просторі не буде с _{н затр} = (с_нп +с_нд)/2. с_нп=804 кг/м³, н_н = 3,3 10^-6 м²/с, в_н = 1,16 тому, с _{н затр} = 800+804/2=802 кг/м³

3. Розрахуємо тиск біля башмака лифту по форулі:

, мПа(5.2)

мПа

4. Розрахунок об'ємної витратної зводненності при тиску Р_б>Р_нас, попередньо визначивши дебіт нафти:

м³/доб (5.3)

м³/доб

Тоді об'ємна витратна зводненність рівна (при в_в=1):

(5.4)

5. Визначаємо число Рейнольдса для нафти:

, (5.5)

де и_н - кінематична в'язкість нафти в пластових умовах, м²/с,

в_н - об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення_.

6. Визначимо необхідну глибину спуска колонн НКТ:

(5.6)

де Н_нґ - необхідна глибина спуска колонни НКТ, м; D_св - внутрішній діаметр свердловини (D_св =0,1503), м.

7. Перевіряємо виконання умов:

а) для зводнених свердловин умови повного виносу води з інтервалу вибій - прийом. Re_н = 747< Re_{н пр} (1600), б) Н_н (фактична глибина спуска НКТ) = 1680>Н_нґ (необхідна глибина спуска НКТ = 1659,6) Н_н < Н_нґ - умова неповного виносу води.

8. Розрахуємо нафтовміст при умові повного виносу води:

ц_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 Re)(5.7)

ц_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 •1659,6) • 0,942 = 0,94

9. Визначимо густину водонафтової суміши при повному виносі води (вибій - приймач):

кг/м³ (5.8)

кг/м³

10. Тому, що різниця між глибинами спуску ліфта і свердловини складає 200 м, на цьому інтервалі густина водонафтової суміші не змінюється (Р_б>Р_нас), розрахуємо вибійний тиск:

мПа (5.9)

мПа

Фактично виміряний пластовий тиск 26,42 мПа (похибка 1,5%). Критерій Рейнольдса - визначає співвідношення між силами інерції і силами в'язкого тертя в рухливій рідині або газі, тобто при Re <Re_крит вірний закон Дарсі (Q = К_ф ДНF/Дl), ні - нелінійний закон.



Список літератури

1. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. Підручник. - Київ: ІСДО, 1995. - 496 с.

2. Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Основи гірничого виробництва. Підручник. - Київ: Українська книга, 2000. - 360 с.

3. Возний В.Р., Якименко Я.Я., Фем'як Я.М., Овецький С.О. Основи гірничого виробництва: Лабораторний практикум. - Івано - Франківськ: Факел, 2002. - 79 с.

4. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - Москва: Недра, 1984. - 487с.

5. Аренс В. Ж. Основы геотехнологий. - М: Недра, 1988.

6. Бобрицький Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра, 1988.

7. Глоба В.М., Венгерцев Ю.О. Спорудження нафтобаз і газосховищ. - Київ, 1999.

8. Ю.П. Шубін. Технологія розробки родовищ нафти і газу: Консп. лекцій. / Ю.П. Шубін. - Алчевськ: ДонДТУ, 2008. - 52 с.

Размещено на Allbest.ru

...