- •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
Расчет плотности природного газа и насыщенного конденсата
Плотность природного газа определяется из уравнения состояния, в частности ,обобщённого
. (2.8)
Плотность насыщенного конденсата можно определить следующими способами:
Графо-аналитический метод Катца и Стендинга
а) Определяем плотность жидкости при стандартных условиях
, (2.9)
где xi, Mi , ri - мольная доля, молекулярная масса и плотность i-го компонента.
в) Определяем поправки к стандартной плотности на давление Drр и температуру Drт.
с) Находим плотность насыщенного конденсата при заданных давлении и температуре
r=rст+Drр-Drт. (2.10)
Корреляционная зависимость приведённой плотности rпр от среднекритического коэффициента сверхсжимаемости zск.
Порядок расчета
Здесь:
а) ркр,7+ и Ткр,7+ - определяются по формулам (2.7) или части 1
в) w7+ - находится или по правилу аддитивности при известном групповом составе конденсата, или берётся просто w7 из таблиц, или при известных температурах кипения и критической находится по формуле Эдмистера
w = 3/7[ lg(pкр /pст)/(Tкр /Tкип-1)]-1, (2.11)
а для углеводородов парафинового ряда (до С7, включительно) Tкр /Tкип можно определить по корреляционной зависимости Гуревича
(2.12)
с) zcк - среднекритический коэффициент сжимаемости жидкой смеси
, (2.13)
где zкр,i - критический коэффициент сжимаемости i-го компонента и определяется из таблиц или по формуле Ганна и Ямаду
zкр,i= 0,2918 - 0,0928wi; (2.14)
d) Критический молярный объём i-го компонента находим из уравнения состояния
, (2.15)
где критические параметры компонент берём из таблиц.
e) Приведённая температура насыщенной жидкости
(2.16)
f) Приведённая плотность определяется по формуле Викса
. (2.17)
g) Плотность насыщенного конденсата
(2.18)
Пример
Определить плотность насыщенного конденсата по приведённому давлению и температуре, используя зависимость приведённой плотности от критического коэффициента сжимаемости. Компонентный состав конденсата в мольных долях при абсолютном давлении р = 70ата и температуре Т=3999,8 К и результаты расчетов приведены в таблице
Компонент |
xi |
xipкр,i |
xiTкр,i |
xiVкр,i |
xizкр,i |
xiMi |
СН4 |
0,22006 |
10,08 |
41,90 |
21,9 |
0,0640 |
3,52 |
С2 Н6 |
0,02130 |
1,03 |
6,51 |
3,15 |
0,0061 |
0,64 |
С3 Н8 |
0,01270 |
0,54 |
4,7 |
2,54 |
0,0035 |
0,56 |
i-С4 Н10 |
0,01240 |
0,46 |
5,04 |
3,26 |
0,0035 |
0,72 |
n-С4 Н10 |
0,00815 |
0,47 |
3.47 |
2,08 |
0,0022 |
0,47 |
i-С5 Н12 |
0,00770 |
0,25 |
3,55 |
2,37 |
0,0021 |
0,56 |
n-С5 Н12 |
0,00446 |
0,15 |
2,10 |
1,39 |
0,0012 |
0,32 |
С6 Н14 |
0,00783 |
0,23 |
4,00 |
2,88 |
0,0021 |
0,67 |
С7 Н16 |
0,70523 |
9,41 |
546,00 |
705,23 |
0,1480 |
208,00 |
N2 |
0,00017 |
0,06 |
0,02 |
0,01 |
0,0001 |
0 |
å |
1,00000 |
22,68 |
617,29 |
744,81 |
0,2328 |
215,46 |
`
zкр,7+в=0,2918-0,0928×0,855=0,21;
Vкр,7+в=0,21×82,057×775/13,35=1000 см3/моль;
Тпр=399,8/617,29=0,647;
r=215,46×2,99/744,81=0,863 г/см3.