- •5 Практические задачи
- •5.1 Практическая задача № 1.
- •5.1.1 Типовые задачи
- •5.1.1.1 Определение давления насыщения нефти газом
- •5.1.1.2 Определение объемного коэффициента нефти (Вп)
- •5.1.1.3 Определение плотности нефти в пластовых условиях
- •5.1.1.4 Определение усадки нефти (bн) в пластовых условиях
- •5.1.1.5 Определение вязкости нефти в пластовых условиях (μн)
- •5.2 Практическая задача № 2.
- •5.3 Практическая задача № 3.
- •5.3.1 Определение плотности сухого газа
- •5.3.2 Определение относительной плотности газа по воздуху
- •5.3.3 Определение критических и приведенных параметров газа
- •5.3.4 Пример расчета плотности сухого газа при нормальных
- •5.4 Практическая задача № 4.
- •5.4.1 Определение коэффициента сверхсжимаемости природного
- •5.4.2 Определение коэффициента сверхсжимаемости природного
- •5.4.3 Определение вязкости природного газа при атмосферном
- •5.4.4 Определение вязкости природного газа
- •В зависимости от относительной плотности газа ρо.Г
- •От приведенного давления ркр при различных приведенных Ткр
- •5.4.5 Пример расчета коэффициента сверхсжимаемости
- •5.5 Практическая работа № 5.
- •5.5.1 Определение плотности сухого газа при заданных давлении
- •5.5.2 Определение влажности природного газа
- •На содержание солей cs и относительную плотность сg (а) при содержании неуглеводородных компонентов не более 10 %
- •5.5.3 Определение плотности влажного газа при заданных
- •5.5.4 Определение плотности газа в газоконденсатных скважинах
- •5.6 Практическая задача № 6.
- •5.6.1 Порядок расчета параметров пласта по квд,
- •5.6.2 Пример расчета параметров пласта по квд,
- •Отработки скважины
- •5.6.3 Порядок расчета параметров пласта по квд,
- •5.6.4 Пример расчета параметров пласта по квд,
- •Отработки скважины
- •5.7 Практическая задача № 7.
- •5.8 Практическая задача № 8.
- •1. Общие сведения
- •2. Порядок проектирования операций грп
- •Трещины l/rк (rк – контур питания)
- •Приложения
- •Приставки для образования кратных и дольных и дольных единиц
- •Фундаментальные химические постоянные
- •Соотношения между единицами давления
- •Соотношения между единицами мощности
- •Коэффициенты теплопроводности, теплопередачи и теплоотдачи
- •Соотношение между единицами работы (энергии)
- •Соотношение между единицами динамической вязкости µ
- •Соотношение между единицами кинематической вязкости n
- •Соотношения между единицами силы
- •Давление насыщенного водяного пара
- •Переводные множители
- •Физико-химические свойства неуглеводородных газов
- •Приложение № 6 давления насыщеных паров Давление насыщенного пара легких углеводородов, аm
- •Приложение № 7 упругости паров углеводородов
5 Практические задачи
5.1 Практическая задача № 1.
Свойства нефти в пластовых условиях
5.1.1 Типовые задачи
Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г0), количество которого зависит от пластовых температур (Тпл) и давления (Рпл):
(5.1)
По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные: давление пласта Рпя = 200 атм, пластовая температура Тт = 60 °С, плотность нефти при н.у. (ρн = 850 кг/м3, (0,85 т/м3), относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. (ρог = 0,9; газовый фактор Г0 = 128 м3/м3, (G0 = Г0/ρн=128/0,85= = 150,6 м3/т), весь газ растворен в нефти.
Определим свойства нефти в пластовых условиях.
5.1.1.1 Определение давления насыщения нефти газом
Для оценки Рнас используют номограммы М. Стендинга (приложение 11, рисунок 11.1). Для этого из точки соответствующей газовому фактору, (Г0 = 128 м3/м3 в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа), ρог = 0,9. Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса), ρн = 0,85 т/м3, и проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры, tпл = 60 °С и, опускаясь по вертикали вниз, находим в пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом:
Рнас = 175 атм.
То есть, при пластовом давлении равном 200 атм, нефть в пласте будет находиться в недонасыщенном состоянии.
5.1.1.2 Определение объемного коэффициента нефти (Вп)
в пластовых условиях:
Воспользуемся номограммой М. Стендинга (приложение 11, рисунок 11.2). В левой части номограммы находим значение газового фактора, Г0 = 128 м3/м3 проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа, ρог = 0,9 (относительной удельного веса газа) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти, рн = 0,85 т/м3 (удельного веса нефти), затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры, tпл = 60 °С и опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления, Pпл = 200 атм, и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти:
Вп = 1,23.
Таким образом, 1 м3 нефти при н.у. в пластовых будет занимать 1,23 м3. Аналогично можно определить объемный коэффициент нефти с использованием номограмм Била и Катца (приложение 11, рисунок 11.3). Для нашего случая объемный коэффициент нефти В'н = 1,158, т.е., почти на 6 % меньше Bн определенного по номограммам М. Стендинга.
5.1.1.3 Определение плотности нефти в пластовых условиях
1. Находим вес газа, растворенного в 1 м нефти (Gг):
, (5.2)
где ρн – плотность нефти при н.у.= 0,85 т/м3; G0 – весовой газовый фактор, G0 = 150 м3/т; Gг – вес 1 м3 воздуха при н.у. = 1,22 кг; ρг – относительная плотность газа по воздуху, ρг = 0,9.
= 1500,851,220,9 = 140, кг
2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у. (Gнг) равен:
= 850 + 140 = 990, кг (5.3)
3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях:
= 990/1,23 = 805, кг/м3