- •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
2.1.2. Определение типа залежи По составу углеводородов
В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:
а) газовые - нет тяжелых углеводородов ( метан- 95-98%; относительная плотность
D » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);
б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, D » 1.1);
в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) ( метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, D » 0.7-0.9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.
Метод Коротаева, Карпова
Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:
а)газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1;
б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;
в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.
Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений
Месторождение |
Концентрация, % |
||||||||
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
i C4Н10 |
n C4Н10 |
С5Н12 +выс. |
N2+ инерт |
СО2 |
Н2S |
1.Северостав-ропольское |
98,9 |
0,29 |
0,16 |
0,03 |
0,02 |
-- |
0,4 |
0,2 |
-- |
2. Березовское |
95,1 |
1,1 |
0,3 |
0,04 |
0,03 |
0,03 |
3,0 |
0,4 |
-- |
3. Медвежье |
98,8 |
0,1 |
0,02 |
0,001 |
0,001 |
-- |
1,0 |
0,1 |
-- |
4. Заполярное |
98,6 |
0,07 |
0,02 |
0,007 |
0,006 |
0,01 |
1,1 |
0,18 |
-- |
5.Уренгойское |
97,8 |
0,1 |
0,03 |
0,001 |
0,001 |
0,01 |
1,7 |
0,3 |
-- |
6. Шатлыкское |
95,4 |
1,99 |
0,32 |
0,006 |
0,005 |
0,05 |
0,78 |
1,15 |
-- |
7. Ширяевское |
58,9 |
1,88 |
0,6 |
0,11 |
0,12 |
0,12 |
0,81 |
11,0 |
26,5 |
8.Шебелинское |
92,0 |
4,0 |
1,1 |
0,26 |
0,26 |
0,26 |
2,0 |
0,12 |
-- |
9. Вуктыльское |
74,8 |
8,7 |
3,9 |
0,85 |
0,95 |
6,4 |
4,3 |
0,1 |
-- |
10 Оренбургское |
84,0 |
5,0 |
1,6 |
0,34 |
0,36 |
1,8 |
3,7 |
1,7 |
1,3 |
11. Уренгойское БУ-8 |
88,3 |
5,29 |
2,42 |
0,55 |
0,45 |
2,52 |
0,48 |
0,01 |
-- |
12. Уренгойское БУ-14 |
88,27 |
6,56 |
3,24 |
0,45 |
0,55 |
5,62 |
0,32 |
0,5 |
-- |
13. Надымское |
75,1 |
8,62 |
3,9 |
0,66 |
0,78 |
10,22 |
0,38 |
0,35 |
-- |
14. Юбилейное |
75,9 |
9,06 |
4,43 |
0,82 |
0,82 |
4,38 |
0,48 |
0,54 |
-- |
15. Заполярное БТ-5 |
79,3 |
6,12 |
4,16 |
1,19 |
1,2 |
7,33 |
0,42 |
0,17 |
-- |
16Варьеганское |
70,35 |
6,48 |
7,33 |
1,38 |
1,5 |
10,04 |
2,71 |
0,21 |
-- |
17. Мыльджин-ское Ю12 |
87,9 |
2,93 |
2,36 |
0,51 |
0,65 |
2,101 |
2,65 |
0,84 |
|
18. ыльджин-ское Б10 |
85,4 |
3,27 |
3,48 |
1,0 |
1,13 |
2,72 |
3,02 |
0,01 |
|
19. Бавлинское |
35,0 |
20,7 |
19,9 |
3,7 |
6,1 |
5,8 |
8,4 |
0,4 |
-- |
20.Мухановское |
30,1 |
20,2 |
23,6 |
4,0 |
6,6 |
4,8 |
6,8 |
1,5 |
2,34 |
21Ишимбайское |
42,4 |
12,0 |
20,5 |
3,1 |
4,1 |
3,1 |
11,0 |
1,0 |
2,8 |
22Ромашкинско |
38,8 |
19,1 |
17,8 |
2,8 |
5,2 |
6,8 |
8 |
1,5 |
-- |
23Самотлорское |
53,4 |
7,2 |
15,1 |
3,8 |
4,5 |
6,3 |
9,6 |
0,1 |
-- |
24. Узеньское (XIII) |
50,2 |
20,2 |
16,8 |
3,2 |
4,5 |
3,0 |
2,3 |
-- |
-- |
25Жетыбайское (XIII) |
63,9 |
16,2 |
8,1 |
2,4 |
2,6 |
5,1 |
1,2 |
0,4 |
-- |