- •1. Разработка нефтяных месторождений.
- •1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом
- •Решение
- •1.2 Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.
- •Решение
- •1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.
- •Решение
- •1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса
- •Задача 1
- •Решение
- •Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора
- •Задача 2
- •Решение в выражении (3) для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает пластовой объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении:
- •1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме
- •Решение
- •1.6 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме
- •1.7 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой
- •Решение
- •1.8 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой
- •Решение
- •2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
- •2.1Физико-химические свойства природных газов и конденсата.
- •2.1.1 Основные параметры Газовые законы
- •Параметры газовых смесей
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе. Объём паров после испарения жидкости
- •Критические и приведённые термодинамические параметры
- •2.1.2. Определение типа залежи По составу углеводородов
- •Метод Коротаева, Карпова
- •Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений
- •Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа
- •Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа
- •Единицы измерения
- •Пример расчета
- •Решение
- •Проверочные задания
- •2.1.2.1. Уравнения состояния. Плотность природного газа и конденсата.
- •1. Уравнение состояния совершенного газа Клайперона-Менделеева
- •2. Обобщённое уравнение состояния
- •3. Многопараметрические зависимости
- •Расчет плотности природного газа и насыщенного конденсата
- •Графо-аналитический метод Катца и Стендинга
- •Контрольные задания
Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа
Параметры |
Метан |
Этан |
Про-пан |
Изобу-тан |
Норм.. бутан |
Нормальн. пентан |
Гексан |
Формула |
СН4 |
С2 Н6 |
С3 Н8 |
i–С4Н10 |
n-С4Н10 |
n-С5 Н12 |
С6 Н14 |
Молекулярная масса, М |
16,04 |
30,07 |
44,1 |
58,12 |
58,12 |
72,15 |
86,18 |
Газовая постоянная R, Дж/кг К |
521 |
278 |
189 |
143 |
143 |
115 |
96 |
Температура кипения при 0,1МПа, К |
111,7 |
188,4 |
230,8 |
262,9 |
272,5 |
309,2 |
342,0 |
Критическая температура, К |
190,5 |
206 |
369,6 |
404 |
420 |
470,2 |
507,8 |
Критическое давление, МПа |
4,7 |
4,9 |
4,3 |
3,7 |
3,8 |
3,4 |
3,9 |
Критическая плотность, кг/м3 |
162,0 |
210,0 |
225,5 |
232,5 |
225,2 |
232,0 |
-- |
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с (станд. условия) |
10,3 |
8,3 |
7,5 |
6,9 |
6,9 |
6,2 |
5,9 |
Критический коэффициент сжимаемости zкр |
0,29 |
0,285 |
0,277 |
0,283 |
0,274 |
0,269 |
0,264 |
Ацентрический фактор w |
0,013 |
0,105 |
0,152 |
0,192 |
0,201 |
0,252 |
0,29 |
Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа
Параметры |
Углекислый газ |
Сероводород |
Азот |
Водяной пар |
Формула |
СО2 |
Н2 S |
N2 |
H2 O |
Молекулярная масса, М |
44,011 |
34,082 |
28,016 |
18/016 |
Газовая постоянная R, Дж/кг К |
189 |
245 |
297 |
463 |
Температура кипения при 0,1МПа, К |
194,5 |
212,0 |
77,2 |
373,0 |
Критическая температура, К |
304,0 |
373,4 |
125,9 |
647,15 |
Критическое давление, МПа |
7,54 |
9,18 |
3,46 |
22,54 |
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с(станд. условия) |
13,8 |
11,7 |
16,6 |
12,8 |
Критический коэффициент сжимаемости zкр |
0,274 |
0,268 |
0,291 |
0,23 |
Ацентрический фактор w |
0,42 |
0,1 |
0,04 |
0,348 |