- •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
Решение
Представляем фильтрационную схему пласта эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от Pк до P3 :
Pк – P1 = (n1q1 + n2q2 + n3q3)W1 + n1q1w1
P1 – P2 = (n2q2 + n3q3)W2 + n2q2w2 - n1q1w1
P2 – P3 = n3q3 W3 + n3q3w3 - n2q2w2
Где ; -
внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.
Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q1, q2, q3.
2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
2.1Физико-химические свойства природных газов и конденсата.
2.1.1 Основные параметры Газовые законы
закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт. ст.; Т=00С) занимает объём 22.41м3;
закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений pi
р= å рi ; (1.1)
закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов vi
v=å vi . (1.2)
Определения:
аддитивным называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных (объёмных) долевых концентраций компонентов в смеси на свойства этих компонентов;
парциальное давление компонента смеси pi - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;
парциальный объём компонента смеси vi- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.
Параметры газовых смесей
Плотность газа в нормальных условиях определяется по закону Авогадро
r = М/22.41, кг/м3, (1.3)
где М - молекулярная масса, М=G/m.
Относительная плотность - плотность газа отнесённая к плотности воздуха rв при тех же значениях давления и температуры
. (1.4)
При определении относительной плотности надо иметь в виду, что стандартными условиями в физике считаются 00С и 0,1013МПа, а коммерческие расчеты в газовой промышленности приводятся к условиям t=200С и p=0,1013МПа. Соответственно, плотность воздуха в первом случае rв0= 1,293кг/м3, а во втором - rв0= 1,205кг/м3. Плотность воздуха при требуемом давлении определяется по формуле
rв = 1,1665р (1.4.1)
Для сравнительной характеристики газа удобнее использовать относительную плотность при нормальных физических условиях
D0=r0 / 1,293. (1.4.2)
Состав природного газа характеризуется концентрациями (содержанием) компонент, которые подразделяются на:
массовые gi=Gi /G;
молярные yi=mi /m;
объёмные xi=vi /v.
Здесь: i - номер компоненты; G,m,v - масса, число молей и объём; величины без индексов относятся к смеси.
При известных молекулярных массах компонент Мi и смеси М можно осуществить переход от объёмных концентраций к массовым и наоборот:
gi=xi Mi /M. (1.5)
При этом по закону Авогадро yi=xi.
При известных концентрациях и параметрах компонент средние характеристики смеси определяются следующим образом:
давление р=pi /xi (1.6)
объём v=vi /xi (1.7)
молекулярная масса M= å (xi Мi)/100=100/ å (gi /Mi) (1.8)
плотность r =100/ å (gi / r i)=100M/ å (xi Mi)/ ri= å (xi r i) (1.9)
В формулах (1.8, 1.9) концентрация дана в процентах.