- •1 Пластовое давление.
- •Расчёт приведённого пластового давления.
- •2. Гранулометрический (механический) состав пород.
- •Размеры щелей различных забойных фильтров.
- •3 Пористость
- •4 Проницаемость горных пород.
- •Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной проницаемости по опытным данным.
- •Расчетный способ построения кривых относительных проницаемостей.
- •Проницаемость пористой среды, представляющей сочетание нескольких пластов различной проницаемости /5/.
- •5 Распределение пop по их размерам. Остаточная водонасыщенность.
- •Характеристика исследуемого керна.
- •По этой формуле подсчитываем радиусы пор и заполняем седьмую графу:
- •Определение коэффициента растворимости газа.
- •Расчёт коэффициентов нефте, водо-газонасыщенности породы.
- •6 Удельная поверхность.
- •7 Упругие свойства горных пород.
- •8 Термические свойства горных пород и жидкостей.
- •9 Набухание пластовых глин.
- •Разультаты экспериментальных данных
- •10 Физические свойства нефти в пластовых условиях
- •Вязкость пластовой нефти.
- •Исходные значения параметров
- •Время падения шарика в калиброванной трубке.
- •11 Физические свойства пластовых вод.
- •12 Физические свойства водонефтяных смесей.
- •13 Физические свойства природного и нефтяного газов.
- •Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов.
- •14 Вязкость неньютоновских нефтей
- •15 Молекулярно-поверхностные явления.
- •16 Фазовые состояния углеводородных систем.
- •Компонентный состав нефти и газа.
- •Критические температура и давление смеси газов.
Время падения шарика в калиброванной трубке.
Таблица 10.4
Время падения шарика τ, с |
τср, С |
Время падения шарика τ, с |
τср, с |
|||||||||||||
Варианты задания |
||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
При давлении 20 МПа |
При давлении 12 МПа |
|||||||||||||||
28,79 |
25,78 |
52,23 |
23,17 |
28,79 |
25,78 |
52,24 |
23,17 |
21,63 |
18,61 |
44,74 |
1833 |
21,60 |
18,60 |
44,74 |
18,33 |
|
28,80 |
25,80 |
52,24 |
23,16 |
21,59 |
18,60 |
44,75 |
18,33 |
|||||||||
28,79 |
25,79 |
52,25 |
23,18 |
21,58 |
18,59 |
44,74 |
18,34 |
|||||||||
28,78 |
25,78 |
52,24 |
23,17 |
21,60 |
18,60 |
44,73 |
18,32 |
При давлении несколько большем давления насыщения
μ12= 21,6·10·(7770- 725)·0,00593= 0,9 мПа-с.
Для каждого сочетания диаметра трубки (D), диаметра шарика d и угла наклона вискозиметра (φ) существует значение вязкости, ниже которого формула (*) неприменима. Значение вязкости, при котором нарушается линейность зависимости вязкости от времени г называется критическим.
Найдем критическое значение вязкости (µкр) по формуле.
где d - диаметр шарика, см.
Коэффициент К' и критическое число Рейнольдса (Reкр) находим по графикам (рис. 10.6 и 10.7) в зависимости от отношения диаметров d/D.
74
При диаметре шарика d, = 0,634 см di/D= 0,982, К'= 4-10-6 и Rev = 23. Тогда критическое значение вязкости будет:
Для диаметра шарика d2= 0,620 см критическое значение вязкости 1гри d2/D=0,961; К' = 2,5·105; Reкр= 17
Рисунок 10 6 — Зависимость коэффициента К´ от отношения диаметров d/D
Рисунок 10.7 — Зависимость критического числа Рейнольдса от отношения диаметров.
75
Так как для диаметра шарика d2 = 0,620 см критическое значение вязкости получается выше вязкости пластовой нефти, то выбор шарика d1 = 0,634 см был произведён правильно.
11 Физические свойства пластовых вод.
Вода, находящаяся в пласте, а также движущаяся в скважинах вместе с основной продукцией - нефтью, практически всегда содержит в растворённом виде соли, органические вещества и газы, которые наряду с термодинамическими условиями определяют её физические свойства. Решение многих технологических задач требует определения объёмного коэффициента, коэффициента объёмного теплового расширения, вязкости и плотности пластовой воды. Исходными данными для расчёта физических свойств воды являются давление, температура, минерализация (солёность), под которой понимают общее массовое содержание растворённых в воде солей. Расчёт свойств ведётся с использованием данных, приведённых в / 13 /, в предположении, что давление насыщения пластовой воды равно давлению насыщения нефти, с которой она контактирует.
Последовательно определяем.
1) Массовую концентрацию растворённых в воде солей Концентрации обычно определяется количеством солей, находящихся в 1 л воды (Св), выраженном в граммах. Часто массовое содержание соли в воде выражают v. процентах, характеризующих число граммов соли, находящихся в 100 г раствора (с). Содержание солей в пластовых водах нефтяных месторождений изменяется от с=0,001-0,1% (пресные воды) до с=30+35% (рассолы в состоянии полного насыщения). Взаимосвязь между содержанием солей, выраженных в массовых долях, и концентрацией имеет вид
2) Газонасыщенностъ пластовой воды. Растворимость природного газа в воде невелика и изменяется от 0 до 4,5 м3/м3 при пластовых условиях. Для ориентировочной оценки газонасыщенности при неизвестном газовом факторе пластовой воды можно принять приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде аг= 0,15 м3/(м3·МПа). С увеличением концентрации растворенных солей растворимость газа уменьшается Относительная газона-
76
сыщенность пластовой воды определяется по корреляционной зависимости, аппроксимирующей график Додсона н Стендинга / 13 /.
Гв= = (11.2)
где Гсол, Гпр - газонасыщенности солёной и пресной воды соответственно;
с - массовое содержание растворённых солей;
ат- температурный коэффициент
(11.3)
3) Объёмный коэффициент пластовой воды при р рнас и Т Tпл
(11.4)
где - изменение объёмного коэффициента при изменении температуры от стандартной T=293 К до Т Тпл при атмосферном давлении;
- изменение объёмного коэффициента, вызванное растворимостью газа в воде с учётом растворённых в ней солей при заданных температуре и давлении;
- изменение объёмного коэффициента за счёт сжимаемости воды при изменении давления от стандартного Рон = О,1 МПа до р рнас при заданной температуре Т Тпл
Составляющие объёмного коэффициента пластовой воды при р рнас и Т Tпл рассчитываются по следующим корреляционным зависимостям:
где aв(Т)- объёмный коэффициент теплового расширения воды при
температуре Т Тпл
aв(Tсm)=1,8·10-4 1/K объёмный коэффициент теплового расширения воды при Тсm=293 К.
77
Рисунок 11.1 — Зависимость объёмного коэффициента пресной воды и воды, насыщенной природным газом от давления и температуры
1 - вода с растворённым газом,
2 - пресная вода
Рисунок 11.1 — Зависимость объёмного коэффициента пресной воды и воды, насыщенной природным газом от давления и температуры.
1 - вода с растворённым газом;
2 – пресная вода;
Здесь - объёмный коэффициент пресной воды, насыщенной газом (рис.11.1, кривая 1);
- объёмный коэффициент воды без газа (рис. 11.1, кривая 2).
На основании аппроксимации графиков на рис.1.1.1 расчётная зависимость для ∆b(Гв) имеет вид:
, (11.7)
в(Т)·р, ( 11.8)
- коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре, 1/МПа.
- коэффициент сжимаемости пресной воды при =293 К;
Р – давление , МПа.
78
4) Объёмный коэффициент пластовой воды при р > Рнас и Т=Тпл
(11.10)
где
- объёмный коэффициент пластовой воды при р = и
Т =
- коэффициент сжимаемости газонасыщенной воды.
(11.11)
Гв - газонасыщенность пластовой воды (m3/m3), которая ориентировочно определяется следующим образом:
при отсутствии растворённых солей
(11.12)
при наличии растворённых солей
(11.13)
5) Плотность пластовой воды, пренебрегая массой растворённого газа:
(11.14)
где
рвст плотность воды при стандартных условиях (кг/м3), определяемая в зависимости от содержания растворённых солей С (%):
при 0 < с 12 рвст = 1000 + 6,95·с;
при 12 <с 20 рвст = 1010,5 + 6,08·с; (11.15)
при 20 < с 26 рвст = 1027,1 + 5,25·с.
79
6) Вязкость пластовой воды. Принимая во внимание, что вязкость пластовой воды практически не зависит от давления, а растворимость газа в ней очень мала, определить её с учётом иллиния температуры и растворимости солей можно по следующей корреляционной формуле /9/:
(11.16)
Поверхностное натяжение пластовой поды на границе с газом ориентировочно можно оценить по формуле / 9 /:
σвг= , (11.17)
Задача 11.1 Определить физические свойстве пластовок воды, если известии следующие исходные данные (табл. 11.1):
Таблица 11.1
|
Наименование параметр |
Абсолютное значение |
||||||
Варианты заданий |
||||||||
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1. |
Пластовое давление pпл МПа |
17,5 |
16.4 |
18,3 |
17,1 |
15,8 |
16,1 |
17,0 |
2. |
Пластовая температура Тпл, К |
313 |
306 |
317 |
299 |
301 |
314 |
321 |
3 |
Давление насыщения пластовой нефти газом, принимаемое равным давлению насыщения пластовой воды газом Рнас, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
9,2 |
9.7 |
8,7 |
8,9 |
9,4 |
7,9 |
9,1 |
||
4. |
Концентрация растворенных солен С, г/л |
50 |
160 |
157 |
147 |
171 |
186 |
148 |
80
Решение. Последовательно рассчитываем:
I) Содержание растворенных в воде солей по (11.1):
2) Относительную газонасыщенность пластовой воды по (11.2), предварительно определив температурный коэффициент ат по (11.3):
3) Объёмный коэффициент пластовой воды при рнас и Тпл последовательно рассчитав факторы, его определяющие и составляющие уравнение (11.4):
а) Объёмный коэффициент теплового расширения воды ав(Т) при Тпл по (11.6) и соответственно ∆b(Тпл) по (11.5) и ∆b(Гв) по (11.7):
;
;
б) Коэффициент сжимаемости пресной вода βв(Т) при Тпл (11.9) и соответственно ∆b(p) (11.8);
81
в) Объёмный коэффициент пластовой воды при рнас и Тпл окончательно будет:
bн= 1·6,32·10-3 + 1,08·10-3 - 3,97·10-3= 1,0034
4) Объемный коэффициент пластовой воды bв плпри рпл и Тпл (11.10), предварительно определив газонасыщенность пластовой воды Гв (11.13) и коэффициент сжимаемости газонасыщенной воды βвг(11.11) при Тпл:
Гв = 0,15·0,5145=0,71 м3/м3;
Βвг=4,32·10-4·(1+0,05·0,71)=4,47·10-4 1/МПа;
Bпл=1,0034·[1-4,47·10-4·(17,5-9,2)]=0,9997.
5) Плотность пластовой воды ρв пл при рпл и Тпл(11.4), предварительно определив плотность при стандартных условиях на основании условий (11.15):
так как 12<C
ρв ст = 1010,5+6,08·13= 1089,5 кг/м3.
ρв ст = =1089,9 кг/м3.
6) Вязкость пластовой воды µв (11.16):
µв= =0,96 мПа·с.