Свойства нефти в пластовых условиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Задача 1. Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1.2 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом)

Условные обозначения:

Р_с - вес сухого образца на воздухе, г;

Р_к - вес на воздухе образца, насыщенного керосином, г;

Р_к.к - вес в керосине образца, насыщенного керосином, г;

_к - плотность керосина, кг/м³.

Дано:

В	78
Рс	22,5
Рк	24,2
Рк.к	16
к	709

Найти m_o

Решение

1) Определить объем открытых взаимосвязанных пор:

,

.

2) Определить объем образца исследуемой породы:

,

.

3) Определить коэффициент открытой пористости:

,

или 20.7%.

Задача 2. Рассчитать среднюю проницаемость неоднородного пласта, имеющего i - пропластков, длиной L_i, с проницаемостью k_i для случая горизонтальной фильтрации

L_i - длина i-го пропластка, м;

k_i - проницаемость i-го пропластка, мД;

N_i - номер пропластков;

Дано:

В	78
Ni	Li	ki
1	25	160
2	80	150
3	46	260
4	100	80

Найти:

Решение:

,

.

Задача 3. Рассчитать среднюю проницаемость пласта для условий

Дано:

№ участка	hi	ki
1	1,5	120
2	0,5	60
3	4,2	120
4	6,0	300

Найти:

Решение:

,

Задача 4. Рассчитать среднюю проницаемость пласта для условий

Дано:

№ участка	ri, м	ki, мД
1	70	100	rc= 20см=0,2м
2	140	150
3	520	160	rk= 720м
4	720	200

Найти:

Решение:

,

.

Задача 5

Дан кубик породы размером 10х10х10 см. Определить дебиты (Q₁), (Q₂), (Q₃), (Q₄), (Q₅) при: 1. равномерной субкапиллярной и неравномерно-проницаемой фильтрациях; 2. равномерной субкапиллярной и трещиноватой фильтрациях и сравнить их для условий, представленных в таблице 3.1, имеющих следующие обозначения:

k_пр - проницаемость при субкапиллярной фильтрации, мД;

- вязкость жидкости, спз;

?Р/L - перепад давления, атм/м;

N_к - число капилляров;

D_к - диаметр капилляра, мм;

L_тр - длина трещин, см;

h_тр - высота трещины, мм;

М_тр - число трещин;

Дано

kпр	17
	3
ДP/L	0,28
Nk	1
Dk	0,26
Lтр	10
hтр	0,23
Мтр	2

Решение

Дебит жидкости при линейном режиме оценивается уравнением Дарси:

,(3.1)

гдеk_пр - проницаемость, Д;

F - площадь фильтрации, см²;

?P - перепад давления, атм;

- вязкость, спз;

L - длина, см.

,

.

Найдем Q₂ - дебит при фильтрации через капилляр;

Q₃ - суммарный дебит за счёт субкапиллярной и капиллярной фильтрации.

K_{пр кап}= ,

Где

Подставим значения:

Рассчитаем дебит через этот капилляр:

см³/с

см³/с

Найдем Q₄ - дебит при фильтрации через капилляр;

Q₅ - суммарный дебит за счёт субкапиллярной и капиллярной фильтрации

,

,

.

см³/с

а суммарный дебит с учетом субкапиллярной фильтрации:

см³/с

Капилляры и трещины значительно увеличивают дебит породы. Субкапиллярная фильтрация составляет 0,0016 см³/с, она сравнима с дебитом через капилляр 0,001 см³/с.

Дебит через трещины значительно больше, чем субкапиллярная и капиллярная фильтрация. Если есть трещины, то именно они определяют дебит жидкости.

Задача 6

Для известного состава газа найти коэффициент сжимаемости (z), объем газа в пластовых условиях (V_пл, м³), объемный коэффициент b для пластовых условий (Р_пл, атм; t_пл, °С) при первоначальном объеме (V_о, м³).

Компонент	Ni, доли	Pкр, атм	Ткр, К	Ni * Pi кр, атм	Ni * Ti кр, К
CH4	90,1	47,32	191	42,6353	172,09
C2H6	6,8	49,78	305	3,38504	20,74
C3H8	2	43,38	370	0,8676	7,4
i-C4H10	0,9	38,25	407	0,34425	3,663
n-C4H10	0,2	38,74	425	0,07748	0,85
				= 47,30	= 204,74

Vo	2200
Pпл	240
tпл	58

1) Рассчитываем приведенное давление по формуле:

.

2) Рассчитываем приведенную температуру по формуле:

=1,617

3) Определяем z по графикам z = f ( P ) при Т = const Z=0.85

4) Объем газа в пластовых условиях определяем, используя закон Бойля-Мариотта (формула 4.12):

,

.

5) Объемный коэффициент газа оценивается отношением объемов газа в пластовых условиях к объему при н.у

,

Задача 7

Найти зависимости растворимости углеводородных газов в пластовой воде от температуры (t_i) и давления (P_i): _Рt = f (t), _Рt = f (P) при постоянной минерализации (М, %). Дано:

Таблица

В	78
t1	40	Рсоnst 100
t2	60
t3	100
Р1	40	tсоnst 70
Р2	150
Р3	210
М	3,5

Решение

Определяем , k, вычисляем коэффициент растворимости углеводородных газов в пластовой воде

.

Растворимость природного газа в пресной воде при разных температурах и при различных давлениях определяем по графику

Поправочный температурный коэффициент k (табл. 5.1) рассчитаем методом линейной интерполяции.

При Р_соnst = 100 атм

t₁ = 40 ⁰С;₁ = 2,03 м³/м³;k₁ = 0,0723;

t₂ = 60 ⁰С;₂ = 1,80 м³/м³;k₂ = 0,055;

t₃ = 100 ⁰С;₃ = 1,75 м³/м³;k₃ = 0,0412.

м³/м³;

;

.

При t_соnst = 70 ⁰С

Р₁ = 40 атм;₁ = 0,86 м³/м³;k₁ = 0,0491;

Р₂ = 150 атм;₂ = 2,24/м³;k₂ = 0,0491;

Р₃ = 210 атм;₃ = 2,7 м³/м³;k₃ = 0,0491.

;

;

.

Задача 8

Дан состав жидкой фазы (N_xi, доли). Для заданной температуры (t,°С) рассчитать равновесный состав газовой фазы (N_yi)

Дано:

Компонент, Vi	Nxi, доли
пропан (C3H8)	0,09
изобутан (i-C4H10)	0,09
н-бутан (n-C4H10)	0,17
изопентан (i-C5H12)	0,1
н-пентан (n-C5H12)	0,17
гексан (C6H14)	0,38

t = 11°C

Найти: N_yi.

Решение:

1) Давления насыщенных паров (упругости паров) углеводородов (Q_i) при различных температурах определяем по таблице 6.1, используя метод линейной интерполяции:

Q_С3Н8 = 6,464 атм;

Q_i-С4Н10 = 2,715 атм;

Q_n-С4Н10 = 1,556 атм;

Q_i-С5Н12 = 0,566 атм;

Q_n-С5Н12 = 0,397 атм;

Q_С6Н14 = 0,105 атм.

2) Рассчитываем общее давление в системе по формуле:

,

P = 0,09 * 6,464 + 0,09 * 2,715 + 0,17 * 1,556 + 0,1 * 0,566 +

+ 0,17 * 0,397 + 0,38 * 0,105 = 1,254 атм.

3) Для расчета состава равновесной газовой фазы необходимо определить концентрацию каждого компонента в газовой фазе (формула):

,

N_С3Н8 = 0,09 * 6,464 / 1,254 = 0,4790;

N_i-С4Н10 = 0,09 * 2,715 / 1,254 = 0,1542;

N_n-С4Н10 = 0,15 * 2,432 / 1,254 = 0,2048;

N_i-С5Н12 = 0,17 * 1,556 / 1,254 = 0,0858;

N_n-С5Н120 = 0,1 * 0,566 / 1,254 = 0,0264;

N_С6Н14 = 0,38 * 0,105 / 1,254 = 0,0498;

N_yi = 0,4637 + 0,1947 + 0,2109 + 0,0451 + 0,0264 + 0,0538 = 1,0000.

Задача 9

Дан состав газовой фазы (N_yi, доли), Для заданной температуры (t, °С) рассчитать состав жидкой фазы (N_xi).

Дано:

Компонент	Nyi, доли
пропан (C3H8)	0,09
изобутан (i-C4H10)	0,09
н-бутан (n-C4H10)	0,17
изопентан (i-C5H12)	0,1
н-пентан (n-C5H12)	0,17
гексан (C6H12)	0,38

t = 22°C

Найти: N_xi

Решение

Согласно закону Дальтона - Рауля расчет состава равновесной жидкой фазы производится по формулам:

,

.

1) Давления насыщенных паров (упругости паров) углеводородов (Q_i) при различных температурах определяем по таблице 6.1, используя метод линейной интерполяции.

2) Находим общее давление в системе по формуле:

, ,

3) Находим концентрации компонентов в равновесной жидкой фазе (формула):

,

Компонент	Nyi, доли	Qi
пропан (C3H8)	0,09	8,804545	0,010222	0,00376
изобутан (i-C4H10)	0,09	3,602182	0,024985	0,009191
н-бутан (n-C4H10)	0,17	2,233273	0,076121	0,028001
изопентан (i-C5H12)	0,1	0,806909	0,12393	0,045588
н-пентан (n-C5H12)	0,17	0,605182	0,280907	0,103332
гексан (C6H12)	0,38	0,172545	2,202318	0,810127
			P = 2.718484	1

Задача 10

Даны составы газонефтяных смесей (N_zi, доли). Рассчитать равновесные составы газовой (N_yi) и жидкой (N_xi) фаз.

Дано:

Компонент	Nzi, доли
пропан (C3H8)	0,09
изобутан (i-C4H10)	0,09
н-бутан (n-C4H10)	0,17
изопентан (i-C5H12)	0,1
н-пентан (n-C5H12)	0,17
гексан (C6H12)	0,38

P = 1 атм = 0,1 МПаt°С = 8°C

Найти: N_xi, N_yi.

Решение

При расчете равновесных смесей используются константы фазовых равновесий и уравнение материального баланса:

дегазированный нефть пластовый фильтрация

при Р, t = const,

,

гдеV - доля газовой части смеси;

L - доля жидкой части смеси.

1) Определим доли газовой составляющей V и жидкой составляющей L

V = 0,09 + 0,09 + 0,17 = 0,35;

L = 0,1 +0,17 +0,38 = 0,65.

2) Для данных условий находим константы фазовых равновесий

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

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

4) Рассчитываем состав жидкой фазы (N_xi) в газонефтяной смеси по формуле (6.16):

,

,

4) Рассчитываем состав жидкой фазы (N_xi) в газонефтяной смеси по формуле (6.16):

,

Компонент	Nzi, доли	Крi
пропан (C3H8)	0,09	24	0,238674	0,009945
изобутан (i-C4H10)	0,09	4,928	0,186761	0,037898
н-бутан (n-C4H10)	0,17	3,04	0,301517	0,099183
изопентан (i-C5H12)	0,1	0,976	0,098427	0,100847
н-пентан (n-C5H12)	0,17	0,6996	0,132906	0,189974
гексан (C6H12)	0,38	0,189	0,100286	0,530615
			1,058571	0,968462

Задача 11

Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г): Ппл.н = f (Г), Г = f (tпл, Рпл, Рнас), количество которого зависит от пластовых температур (tпл) и давления (Рпл).

По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные:

Пластовое давление Рпл = 280 атм;

Пластовая температура tпл = 75°С;

Плотность нефти при н.у. н = 870 кг/м3 = 0,87 т/м3;

Относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. о.г = 0,85;

Газовый фактор Г = 150 м3/м3, весь газ растворен в нефти.

Определить свойства нефти в пластовых условиях.

Рпл	280
tпл	75
н	870
о г	0,85
Г	150

Решение:

1. Определение давления насыщения (Рнас)

Для оценки Рнас используют номограммы М. Стендинга (рис. 7.1). Для этого из точки, соответствующей газовому фактору, (Г = 150 м3/м3), в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, ог = 0,85). Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса, н = 0,87 т/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры (tпл = 75°С) и, опускаясь по вертикали вниз, находим на пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом:

Рнас = 245 атм.

Т.е. при пластовом давлении, равном 280 атм, нефть в пласте будет находиться в недонасыщенном состоянии.

2. Определение объемного коэффициента нефти (b)

Воспользуемся номограммой М. Стендинга. В левой части номограммы находим значение газового фактора (Г = 150 м3/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, о.г = 0,85) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти (удельного веса нефти, н = 0,87т/м3). Затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры (tпл = 60°С), опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления (Рпл = 280атм) и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти:

b = 1,28.

Т.о., 1 м3 нефти при н.у. в пластовых условиях будет занимать 1,28 м3.

3. Определение плотности нефти в пластовых условиях (пл. н)

3.1. Находим вес газа, растворенного в 1 м3 нефти (Gпл.г):

,

гден - 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

,

Gо =150 / 0,87 = 172,4 м3/т,

Gпл.г = 0,87 *150,6 * 1,22 * 0,85 = 136 кг.

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

,

,

Gнг = 870 + 136 = 1006 кг.

3.3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях (пл. н):

,

пл. н = 1006 / 1,28 = 786 кг/м3.

4. Определение усадки нефти (U)

Усадка нефти происходит за счет выделения из нее растворенного газа (дегазации):

,

U = (1,28 - 1) / 1,28 = 0,218 или 21,8 %.

5. Определение вязкости нефти в пластовых условиях (н. газ)

5.1. Для нашей задачи нефть в пластовых условиях находится в ненасыщенном состоянии. Тогда определяем вязкость дегазированной нефти (н. дег):

н. дег = 3,2 спз.

Вязкость насыщенной газом нефти (при давлении насыщения Рнас. = 245 атм и газовом факторе Г = 150 м3/м3).

н. газ = 0,7 спз.

Задача 12

Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях (b) и процент усадки нефти (U), если даны: плотность нефти при н.у. (_н, кг/м³), относительная плотность газа по воздуху (_ог), газовый фактор (Г, м³/т), пластовое давление (Р_пл, атм), температура (t_пл, °С).

н	810
о г	1,2
Г	95
Рпл	190
tпл	38

Решение:

1. Определение кажущейся плотности растворенного газа (_г.к)

Пользуясь находим кажущуюся плотность газа (_г.к) для относительной плотности газа _ог = 1,2, плотности нефти _н = 810 кг/м³.

Кажущая плотность растворенного газа равна _г.к = 505 кг/м³ (0,505 кг/л).

2. Определение веса газа (G_г)

Вес газа (G_г), растворенного в 1 м³ нефти, оценивается по уравнению:

,

гдеГ - газовый фактор, равный 95 м³/т;

_н - плотность нефти, равная 0,81 т/м³;

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

G_г = 95 * 1,2 * 0,81 * 1,22 = 112,65 кг.

3. Определение объема газа в жидкой фазе (V_г)

Объем газа в жидкой фазе составляет:

,

V_г = 112,65/ 505 = 0,223 м³.

4. Определение общего объема насыщенной газом нефти (V_нг)

Общий объем насыщенной газом нефти при атмосферном давлении оценивается по формуле

,

V_нг = 1 + 0,223 = 1,223 м³.

5. Определение веса насыщенной газом нефти (G_нг)

Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле

,

G_нг = 810 + 112,65 = 922,65 кг.

6. Определение плотности насыщенной газом нефти (_нг). Плотность насыщенной газом нефти рассчитывается следующим образом:

,

_нг = 922,65 / 1,223 = 754,4 кг/м³.

7. Определение 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 = 810 - 800 = 10 кг/м³.

?_р - поправка на сжимаемость нефти, ее определяем по рис. 7.7, для Р _пл = 190 атм, ?_р = 12,4 кг/м³.

Таким образом, используя формулу (7.15), рассчитываем плотность нефти в пластовых условиях:

'_нг = 754,4 - 10 + 12,4 = 756,8 кг/м³.

8. Определение коэффициента изменения объема нефти (b)

Коэффициент изменения объема нефти b, насыщенной газом, для пластовых условий, будет равен:

,

,

,

b = 810 / 756,8 = 1,07.

Т.е. каждый м³ нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объем 1,11 м³.

9. Определение усадки нефти (U)

Усадка нефти составляет:

,

U = ( 1,07 - 1 ) / 1,07 = 0,065 или 6,5%.

Размещено на Allbest.ru

...