Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Определение параметров фильтрационного течения нелинейно вязкопластичной нефти в условиях скважинной добычи. Методические указания к лабораторным рабо
.pdf
41
3. Девликамов, В.В. Физика пласта: учеб. пособ. / В.В. Девли-
камов, З.А. Хабибуллин. – Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1986.
– 82 с.
4. Злобин, А.А. Экспериментальные исследования процессов
агрегации и самосборки наночастиц в нефтяных дисперсных системах // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. –
2015. - № 15. – С. 57-72.
5. Мархасин, И.Л. Физико-химическая механика нефтяного
пласта / И.Л. Мархасин. – М.: Недра, 1977. – 215 с.
6. Можайская, М.В. Моделирование процесса осадкообразова-
ния в зависимости от состава асфальтено-смоло-парафиновых компонентов / М.В. Можайская, Г.С. Певнева, В.Г. Сурков, А.К. Головко //
Нефтепереработка и нефтехимия. – 2007. - № 12. – С. 32-35.
7. Мухаметзянов, И.З. Имитационная модель структурообразо-
вания в нефтяных дисперсных системах / И.З. Мухметзянов, А.С.
Шайхисламов // Вычислительные методы и программирование. Новые вычислительные технологии. – 2004. – Т.5, №. 1. – С. 214-218.
8. Мухаметзянов, И.З. Структурная организация макромолеку-
лярных ассоциатов в нефтяных средах / И.З. Мухаметзянов. - М.: Химия, 2003. – 156 с.
9. Ольховская, В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация не-
ньютоновской нефти: Учеб. пособ. / В.А. Ольховская. – М: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2011. – 224 с.
10. Сафиева, Р.З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные си-
стемы: состав и свойства (часть I). Учебное пособие / Р.З. Сафиева. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 112 с.
11. Хасанов, М.М. Нелинейные и неравновесные эффекты в рео-
логически сложных средах / М.М. Хасанов, Г.Т. Булгакова. – М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.
42
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Параметры
Пласт N1
Средняя глубина залегания, м
1121
Тип залежи
пластовая
Тип коллектора
карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2
4219
Средняя общая толщина, м
16,7
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
6,0
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
6,1
Коэффициент пористости, доли ед.
0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
0,83
Проницаемость, мкм2
0,084
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,87
Коэффициент расчлененности, доли ед.
2,9
Начальная пластовая температура, °C
26
Начальное пластовое давление, МПа
11,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
45,3
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с
58,6
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,871
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0,898
Абсолютная отметка ВНК, м
-1028
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,031
Содержание серы в нефти, %
2,54
Содержание парафина в нефти, %
4,67
Давление насыщения нефти газом, МПа
2,86
Газосодержание, м3/т
9,6
Газовый фактор, м3/т
8,4
Содержание сероводорода, %
0,58
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
1,4
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
1,152
Средняя продуктивность, м3/(сут·МПа)
1,6
Сжимаемость, 1/МПа×10-4
нефти
7,17
воды
2,83
породы
5,123
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0,504
Вариант 1
Таблица П.1.1
Геолого-физическая характеристика пласта N
1
43
Таблица П.1.2
Наименование параметра
Количество ис-
следованных
Диапазон
значений
Принятые
значения
скв.
проб
Пласт N1
Плотность при 20 0С, кг/м3
4 8 885,1 – 905,8
897,6
Вязкость, мПа·с
при 20 0С
4 7 34,40 – 72,50
58,6
при 50 0С
Молярная масса, г/моль
2
2
232,00 – 309,00
270,50
Температура застывания, 0С
2 5 -3 – (-16)
-11
Массовое содержание, %
серы
4 8 2,16 – 2,98
2,54
смол силикагелевых
3 5 8,00 – 10,47
9,61
асфальтенов
3 5 3,47 –4,60
3,93
парафинов
3 5 3,60 – 5,05
4,67
воды
3 7 0,50 – 85,00
26,21
механических примесей
– – –
–
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
– – –
–
никель
– – –
–
Температура плавления парафина,
0
С
2 4 51 – 56
53
Температура начала кипения, 0С
2 6 87 – 138
114
Фракционный состав, %
до 100 0С
1 1 –
1,0
до 150 0С
4 7 2,0 –8,0
4,0
до 200 0С
4 7 7,0 – 16,0
14,0
до 250 0С
4 7 17,0 –28,0
24,0
до 300 0С
4 7 28,0 – 38,0
34,0
Технологическая классификация
нефти
Высокосернистая, смолистая,
парафиновая
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
44
Таблица П.1.3
Наименование
параметра
Пласт N1
при однократном
разгазировании
пластовой нефти
при дифференциаль-
ном разгазировании
пластовой нефти
пластовая
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
Концентрация компонентов, % масс.
- сероводород
6,74
0,14
5,08
0,32
0,58
- углекислый газ
2,64
–
2,49
0,02
0,16
- азот + редкие
39,21
–
44,86
–
2,42
в т.ч. гелий
0,072
–
0,079
–
0,005
- метан
5,76
0,11
9,55
0,02
0,54
- этан
31,31
0,89
29,83
1,35
2,88
- пропан
4,70
0,50
3,15
0,65
0,79
- изобутан
4,96
1,22
2,29
1,40
1,45
- н. бутан
1,29
0,60
0,75
0,63
0,64
- изопентан
2,83
2,87
1,27
2,94
2,85
- н. пентан
0,06
0,11
0,03
0,10
0,10
- гексаны
0,50
3,45
0,32
3,44
3,27
- гептаны
–
3,69
0,38
3,63
3,44
- октаны
– – – – –
- остаток (С8+высшие)
–
86,42
–
85,50
80,88
Молекулярная масса
33,18
270,50
30,77
267,00
254,50
Плотность:
- газа, кг/м3
1,379
–
1,279
–
–
- газа относительная
(по воздуху), доли ед.
1,144
–
1,061
–
–
- нефти, кг/м3
–
898,0
–
897,0
871,0
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Изобары проведены через 20 ат (2 МПа), масштаб карты 1:25000.
На картах выделяются участки, в пределах которых расстояния между соседними изобарами равны: 1 см, 1,2 см, 1,5 см, 2,8 см, 3,4 см.
45
Вариант 2
Параметры
Пласт N2
Средняя глубина залегания, м
1645
Тип залежи
неполно пластовая
Тип коллектора
терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2
5802
Средняя общая толщина, м
17,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
16,9
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
5,4
Коэффициент пористости, доли ед.
0,23
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
0,94
Проницаемость, мкм2
0,246
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,97
Коэффициент расчлененности, доли ед.
1,4
Начальная пластовая температура, °C
29,5
Начальное пластовое давление, МПа
17,32
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
62,67
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с
117,12
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,894
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0,912
Абсолютная отметка ВНК, м
-1477
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,020
Содержание серы в нефти, %
3,40
Содержание парафина в нефти, %
5,04
Давление насыщения нефти газом, МПа
4,09
Газосодержание, м3/т
7,94
Газовый фактор, м3/т
8,62
Содержание сероводорода, %
0,80
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
1,32
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
1,166
Средняя продуктивность, м3/(сут·МПа)
26,4
Сжимаемость, 1/МПа×10-4
нефти
7,253
воды
2,481
породы
5,122
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0,660
Таблица П.1.4
Геолого-физическая характеристика пласта N
2
46
Таблица П.1.5
Наименование параметра
Количество ис-
следованных
Диапазон
значений
Принятые
значения
скв.
проб
Пласт N2
Плотность при 20 0С, кг/м3
21
30
908,0 – 923,0
912,2
Вязкость, мПа·с
при 20 0С
20
29
67,05 – 145,30
117,12
при 50 0С
- - -
-
Молярная масса, г/моль
21
30
267,00 - 306,00
286,15
Температура застывания, 0С
21
30
-19 – (+5)
-16
Массовое содержание, %
серы
21
30
2,75 – 3,96
3,40
смол силикагелевых
21
30
4,50 – 17,73
12,13
асфальтенов
21
30
2,93 –12,35
4,49
парафинов
21
30
3,12 – 11,00
5,04
воды
21
30
0,00 – 9,00
1,03
механических примесей
– – –
–
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
– – –
–
никель
– – –
–
Температура плавления парафина,
0
С
18
24
49 – 63
56
Температура начала кипения, 0С
21
29
50 – 129
81
Фракционный состав, %
до 100 0С
19
24
1,0 – 4,0
3,0
до 150 0С
21
29
2,0 –14,0
9,0
до 200 0С
21
30
10,0 – 24,0
16,0
до 250 0С
21
30
18,0 –30,0
24,0
до 300 0С
21
30
25,5 – 46,0
33,0
Технологическая классификация
нефти
Высокосернистая, смолистая
парафиновая
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
47
Таблица П.1.6
Наименование
параметра
Пласт N2
при однократном
разгазировании
пластовой нефти
при дифференциаль-
ном разгазировании
пластовой нефти
пластовая
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
Концентрация компонентов, % масс.
- сероводород
6,87
0,23
5,64
0,47
0,80
- углекислый газ
5,52
–
5,61
0,11
0,46
- азот + редкие
46,13
–
59,78
0,04
3,88
в т.ч. гелий
0,052
–
0,060
–
-
- метан
5,95
0,06
7,55
0,05
0,53
- этан
14,84
0,50
13,94
0,88
1,72
- пропан
6,04
0,56
3,32
0,89
1,05
- изобутан
3,83
0,72
1,26
0,97
0,99
- н. бутан
4,12
1,29
1,40
1,55
1,54
- изопентан
3,18
2,14
0,77
2,34
2,24
- н. пентан
0,91
0,86
0,24
0,91
0,87
- гексаны
1,94
4,24
0,32
4,30
4,04
- гептаны
0,67
4,68
0,10
4,62
4,33
- октаны
– – – – –
- остаток (С8+высшие)
–
84,72
0,07
82,87
77,55
Молекулярная масса
35,99
286,15
30,77
281,36
264,93
Плотность:
- газа, кг/м3
1,495
–
1,279
–
–
- газа относительная
(по воздуху), доли ед.
1,241
–
1,061
–
–
- нефти, кг/м3
–
912,0
–
911,0
894,0
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Изобары проведены через 10 ат (1 МПа), масштаб карты 1:25000.
На картах выделяются участки, в пределах которых расстояния между соседними изобарами равны: 1 см, 1,3 см, 1,8 см, 2,5 см, 3,5 см.
48
Вариант 3
Параметры
Пласт N3
Средняя глубина залегания, м
1775
Тип залежи
пластовая, сводовая
Тип коллектора
терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2
1938
Средняя общая толщина, м
8,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
5,1
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
-
Коэффициент пористости, доли ед.
0,27
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
0,83
Проницаемость, мкм2
0,592
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,87
Коэффициент расчлененности, доли ед.
1,7
Начальная пластовая температура, °C
32
Начальное пластовое давление, МПа
17,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
52,6
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с
182,68
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,882
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0,909
Абсолютная отметка ВНК, м
-1530
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,031
Содержание серы в нефти, %
2,78
Содержание парафина в нефти, %
5,46
Давление насыщения нефти газом, МПа
5,36
Газосодержание, м3/т
13,62
Газовый фактор, м3/т
12,48
Содержание сероводорода, %
0,94
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
1,26
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
1,165
Средняя продуктивность, м3/(сут·МПа)
39,7
Сжимаемость, 1/МПа×10-4
нефти
7,65
воды
2,49
породы
4,385
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0,667
Таблица П.1.7
Геолого-физическая характеристика пласта N
3
49
Таблица П.1.8
Наименование параметра
Количество ис-
следованных
Диапазон
значений
Принятые
значения
скв.
проб
Пласт N3
Плотность при 20 0С, кг/м3
1
3
905,8 – 913,9
909,8
Вязкость, мПа·с
при 20 0С
1
3
79,03 – 260,0
182,68
при 50 0С
- - -
-
Молярная масса, г/моль
1 1 -
267,5
Температура застывания, 0С
1 2 -
-18
Массовое содержание, %
серы
1 3 2,58 – 3,08
2,78
смол силикагелевых
1
2
10,23 – 12,53
11,38
асфальтенов
1 2 5,37 –5,40
5,39
парафинов
1 2 5,22 – 5,70
5,46
воды
1 3 10,0 – 33,6
21,8
механических примесей
– – –
–
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
1 2 –
136
никель
– – –
–
Температура плавления парафина,
0
С
1 2 58 – 60
59
Температура начала кипения, 0С
1 2 58 – 68
63
Фракционный состав, %
до 100 0С
1 2 –
4,0
до 150 0С
1 2 9 –10
10,0
до 200 0С
1 2 14 – 17
16,0
до 250 0С
1 2 19 – 23
21,0
до 300 0С
1 2 26 – 33
30,0
Шифр технологической классификации
Высокосернистая, смолистая,
парафиновая
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
50
Таблица П.1.9
Наименование
параметра
Пласт N3
при однократном
разгазировании
пластовой нефти
при дифференциаль-
ном разгазировании
пластовой нефти
пластовая
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
выделив-
шийся газ
нефть
Концентрация компонентов, % масс.
- сероводород
1,09
0,08
0,94
0,14
0,23
- углекислый газ
2,49
–
2,6
0,06
0,36
- азот + редкие
47,05
–
58,05
0,02
6,76
в т.ч. гелий
0,03
–
0,036
–
0,004
- метан
17,37
0,04
20,9
0,12
2,54
- этан
13,9
0,41
11,14
1,22
2,37
- пропан
9,28
0,78
3,63
1,81
2,02
- изобутан
1,86
0,38
0,45
0,62
0,6
- н. бутан
4,34
1,69
1,12
2,21
2,08
- изопентан
1,35
2,22
0,44
2,33
2,11
- н. пентан
0,88
2,53
0,38
2,55
2,3
- гексаны
0,37
5,7
0,24
5,53
4,92
- гептаны
0,02
5,13
0,07
4,96
4,39
- октаны
– – – – –
- остаток (С8+высшие)
–
81,04
0,04
78,43
69,32
Молекулярная масса
31,58
267,5
27,87
260,4
233,3
Плотность:
- газа, кг/м3
1,312
–
1,158
–
–
- газа относительная
(по воздуху), доли ед.
1,089
–
0,961
–
–
- нефти, кг/м3
–
909,0
–
908,0
882,0
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Изобары проведены через 10 ат (1 МПа), масштаб карты 1:25000.
На картах выделяются участки, в пределах которых расстояния между соседними изобарами равны: 1 см, 1,6 см, 1,8 см, 2,6 см, 3 см.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]