Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на Арктическом шельфе.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 1304
Скачиваний: 32
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Расчет физических свойств пластовой водыПри выполнении технологических расчетов процесса добычи нефти требуется знание не только свойств нефтей, но и свойств добываемой воды (объемного коэффициента, газонасыщенности, плотности, вязкости и других характеристик).Исходными данными для расчета физических свойств воды являются давление, температура и концентрация растворенных в воде солей. Последовательность расчета физических свойств воды следующая,1. По известной концентрации растворенных в воде солей рассчитывают массовое их содержание:C= 100C'/(1000+C'), (1)где C – массовое содержание солей воде, % (отношение числа граммов соли, растворенной в 100г воды); C' – концентрация растворенных солей, г/л (число граммов соли, растворенной в 1л воды) 2. Газонасыщенность соленой воды вычисляют по следующей корреляционной зависимости:в= Гсв /Гпв = 1/ , (2)где в – относительная газонасыщенность соленой воды; Гсв и Гпв – соответственно газонасыщенности солей и пресной вод, м3/ м3 (при неизвестном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде aг = 0,15 м3/ м3·Мпа); aT – температурный коэффициентaT= 0,048/(T 273)0,2096, (3)T – текущая температура, К.3. Для расчета объемного коэффициента соленой воды bв используются следующие зависимости: при p ≤ pнас и T ≤ Tплbв = 1+∆b(T)+∆b(Гв)+∆b(p) (4)где ∆b (Т) - изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной Tст = 293 К до Т ≤ Tпл при атмосферном давлении; ∆b (Гв) - изменение объемного коэффициента вследствие растворимости газа в воде с растворенными в ней солями при заданных давлении и температуре; ∆b(p) - изменение объемного коэффициента вследствие сжимаемости воды при изменении давления от стандартного
pст = 0,1 Мпа до текущего давления p ≤ pнас при заданной температуре T ≤ Tпл.Указанные поправки вычисляются по следующим зависимостям:∆b (Т) = aв (Т) (Т
293) (5)где aв (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при (в 1/K) при Т ≤ Tплaв (Т) = aв (Тст)+0,18·10-4 (T 293)0,6746 (6)где aв (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при Тст=293, равный 1,8∙10-4 1/K∆b(Гв)= в (bпвг bпв) (7)где bпвг,bпв - соответственно объемные коэффициенты пресной воды, насыщенной газом, и пресной воды без газа,∆b(Гв) = 10-4 [1,8829+0,0102 (T 273)] р
в,(8)∆b(p) = βв(Т)p, (9)где βв (Т) - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/Мпаβв(Т) = βв(Тст)+(Т 293) [3,125∙10-4∙(Т 293) 2,5∙10-2]∙10-4, (10)где βв(Тст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при Тст = 293К, равный 4,7∙10-4 1/Мпа; p– давление, Мпа; при p > pнас и T >Tпл:bвпл = bв (pнасTпл) [1βвг (Tпл) (p pнас)], (11)где bв(pнас,Tпл) - объемный коэффициент пластовой воды при p=pнас и T=Tпл; βвг (Tпл) – коэффициент сжимаемости воды растворенным в ней газомβвг (Tпл) = βвг (Tпл) (1+0,05 Гв), (12)Гв – газонасыщенность пластовой воды (в м
3/ м3), ориентировочно рассчитываемая так:при отсутствии растворенных солей:Гв = аг (рнас ро), (13)при наличии растворенных солей: Гв = аг (рнас ро)/ , (14)аг = 0,15 м3/(м3∙Мпа)4. Пренебрегая массой растворенного газа, плотность пластовой воды рассчитывают по формуле:рвпл = рв ст/bвпл, (15)где рв ст – плотность воды в стандартных условиях (в кг/м3), зависящая от массового содержания растворенных солей С(%):при 0<С≤12 рв ст = 1000+6,95С,12<С≤20 рв ст = 1010,5+6,08С, (16)20<С≤26 рв ст = 1027,1+5,25С.5. Вязкость пластовой воды μв (в мПа∙ с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:μв = [1,4+3,8∙10-3(рв ст–1000)]/[100,0065(T-273)]. (17)6. Ориетировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом σвг расчитывают по формуле σвг = 103/101,19+0,01р, (18)где р – текущее давление, Мпа.Задача 1. Рассчитать основные физические физические свойства ластовой воды при следующих исходных данных:-пластовое давление рпл = 12МПа;-пластовая температура Tпл = 298К;-давление насыщения воды газом pнас = 5МПа;-концентрация насыщения растворенных солей С = 212г/л.Решение. По формуле (3) рассчитываем температурный коэффициент aт = 0,048/(298-273)0,2096 = 2,444∙10-2, а затем по формуле(2) - относительную газонысыщенность пластовой водыв = 1/ = 0,3734.По формулам (5), (6), (8), (9) и (10) рассчитываем поправки к объемному коэффициенту:ав(Тпл) = 1,8∙10-4+0,18∙10-4(298 293)0,6746 = 2,333∙10-4 1/К,∆b(Тпл) = 2,333∙10-4(298 293) = 1,1665∙10-3,∆b(Гв) = 10-4 [1,8829+0,0102 (298
Подсчет запасов нефтяной скважины Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные). Наиболее распространенный способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи - объемный метод. Расчет балансовых запасов ведется по следующей формуле (при пластовых условиях): Qнб = Fhmsн pнп 10-3, (1)где Qнб - балансовые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности залежи, м2; h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - средний коэффициент открытой пористости нефтенасыщенных пород; sн — средняя нефтенасыщенность пласта; pнп - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формулеQ'нб = Fhmsн pнп 10-3/bнгдеQ'нб - балансовые запасы при стандартных условиях, т; pнп - плотностбь дегазированной нефти, кг/м3, bн - объемный коэффициент нефти при пластовых условиях. Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи п и рассчитываются так:Qни= Qнб ƞ, (2)Q'ни = Q'нб ƞ, (3)где - Qни,Q'ни – соответственно извлекаемые запасы при пластовых и стандартных условиях, т.Задача 1. Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных:радиус залежи R3 = 4,75 км; средняя нефтенасыщенная толщина пласта 7 м; средний коэффициент открытой пористости 0,27; средняя нефтенасыщенность пласта 0,7; плотность дегазированной нефти 808 кг/м2; газонасыщенность пластовой нефти Г0 = 149 м3/м3; плотность газа при стандартных условиях 1,165 кг/м ; пластовая температура 72 °С; пластовое давление 23,3 МПа. Решение. Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежиF = πR23 = 3,14159(4,75∙103)2 = 70,882∙106 м2.Чтобы воспользоваться формулой (1), необходимо предварительно определить pнп. Плотность пластовой нефти рассчитывают по pнп = , для чего необходимо сначала вычислить объемный коэффициент нефти
pст = 0,1 Мпа до текущего давления p ≤ pнас при заданной температуре T ≤ Tпл.Указанные поправки вычисляются по следующим зависимостям:∆b (Т) = aв (Т) (Т
293) (5)где aв (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при (в 1/K) при Т ≤ Tплaв (Т) = aв (Тст)+0,18·10-4 (T 293)0,6746 (6)где aв (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при Тст=293, равный 1,8∙10-4 1/K∆b(Гв)= в (bпвг bпв) (7)где bпвг,bпв - соответственно объемные коэффициенты пресной воды, насыщенной газом, и пресной воды без газа,∆b(Гв) = 10-4 [1,8829+0,0102 (T 273)] р в,(8)∆b(p) = βв(Т)p, (9)где βв (Т) - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/Мпаβв(Т) = βв(Тст)+(Т 293) [3,125∙10-4∙(Т 293) 2,5∙10-2]∙10-4, (10)где βв(Тст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при Тст = 293К, равный 4,7∙10-4 1/Мпа; p– давление, Мпа; при p > pнас и T >Tпл:bвпл = bв (pнасTпл) [1βвг (Tпл) (p pнас)], (11)где bв(pнас,Tпл) - объемный коэффициент пластовой воды при p=pнас и T=Tпл; βвг (Tпл) – коэффициент сжимаемости воды растворенным в ней газомβвг (Tпл) = βвг (Tпл) (1+0,05 Гв), (12)Гв – газонасыщенность пластовой воды (в м
3/ м3), ориентировочно рассчитываемая так:при отсутствии растворенных солей:Гв = аг (рнас
ро), (13)при наличии растворенных солей: Гв = аг (рнас ро)/ , (14)аг = 0,15 м3/(м3∙Мпа)4. Пренебрегая массой растворенного газа, плотность пластовой воды рассчитывают по формуле:рвпл = рв ст/bвпл, (15)где рв ст – плотность воды в стандартных условиях (в кг/м3), зависящая от массового содержания растворенных солей С(%):при 0<С≤12 рв ст = 1000+6,95С,12<С≤20 рв ст = 1010,5+6,08С, (16)20<С≤26 рв ст = 1027,1+5,25С.5. Вязкость пластовой воды μв (в мПа∙ с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:μв = [1,4+3,8∙10-3(рв ст–1000)]/[100,0065(T-273)]. (17)6. Ориетировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом σвг расчитывают по формуле σвг = 103/101,19+0,01р, (18)где р – текущее давление, Мпа.Задача 1. Рассчитать основные физические физические свойства ластовой воды при следующих исходных данных:-пластовое давление рпл = 12МПа;-пластовая температура Tпл = 298К;-давление насыщения воды газом pнас = 5МПа;-концентрация насыщения растворенных солей С = 212г/л.Решение. По формуле (3) рассчитываем температурный коэффициент aт = 0,048/(298-273)0,2096 = 2,444∙10-2, а затем по формуле(2) - относительную газонысыщенность пластовой водыв = 1/ = 0,3734.По формулам (5), (6), (8), (9) и (10) рассчитываем поправки к объемному коэффициенту:ав(Тпл) = 1,8∙10-4+0,18∙10-4(298 293)0,6746 = 2,333∙10-4 1/К,∆b(Тпл) = 2,333∙10-4(298 293) = 1,1665∙10-3,∆b(Гв) = 10-4 [1,8829+0,0102 (298
273)] 5∙0,3734 = 3,99∙10-4,
βв(Тпл) = 4,7∙10-4+(298-293)[3,125∙10-4 (298-293)–2,5-2]10-4 = 4,583∙10-4 1/МПа
∆b(pнас) = 4,583∙10-4∙5 = 2,292∙10-3,
Затем по формуле (4)
bв = 1+1,1665∙10-3+3,93∙10-3+3,93∙10-4 2,292∙10-3 = 0,9987.
По формуле (11) вычисляем объемный коэффициент воды при пластовом давлении, определив предварительно по формуле (14) газонасыщенность, а также коэффициент βвг(Тпл) по (12):
Гв = 0,15(5-0,1)/102,444∙
= 0,275 м3/ м3,
βвг = 4,583∙10-4(1+0,05∙0,275) = 4,464∙10-4 1/МПа,
bвпл = 0,9987[1 4,646∙10-4(12 5)] = 0,9954.
По формуле (16) рассчитываем рв ст:
рв ст = 1010,5+6,08∙17,5 = 1116,9 кг/м3,
а затем по формуле (15) - плотность пластовой воды
рвпл = 1116,9/0,9984 = 1122,06 кг/м3.
По формуле (17) находим вязкость воды в пластовых условиях:
μв = [1,4+3,8∙1010-3(1116,9-1000)]/100,0065(298-273) = 1,27 мПа∙с.
Расчитываем поверхностное натяжение по формуле (18)
σвг = 103/101,19+0,01∙12 = 48,98 мН/м.
Подсчет запасов нефтяной скважины Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные). Наиболее распространенный способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи - объемный метод. Расчет балансовых запасов ведется по следующей формуле (при пластовых условиях): Qнб = Fhmsн pнп 10-3, (1)где Qнб - балансовые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности залежи, м2; h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - средний коэффициент открытой пористости нефтенасыщенных пород; sн — средняя нефтенасыщенность пласта; pнп - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формулеQ'нб = Fhmsн pнп 10-3/bнгдеQ'нб - балансовые запасы при стандартных условиях, т; pнп - плотностбь дегазированной нефти, кг/м3, bн - объемный коэффициент нефти при пластовых условиях. Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи п и рассчитываются так:Qни= Qнб ƞ, (2)Q'ни = Q'нб ƞ, (3)где - Qни,Q'ни – соответственно извлекаемые запасы при пластовых и стандартных условиях, т.Задача 1. Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных:радиус залежи R3 = 4,75 км; средняя нефтенасыщенная толщина пласта 7 м; средний коэффициент открытой пористости 0,27; средняя нефтенасыщенность пласта 0,7; плотность дегазированной нефти 808 кг/м2; газонасыщенность пластовой нефти Г0 = 149 м3/м3; плотность газа при стандартных условиях 1,165 кг/м ; пластовая температура 72 °С; пластовое давление 23,3 МПа. Решение. Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежиF = πR23 = 3,14159(4,75∙103)2 = 70,882∙106 м2.Чтобы воспользоваться формулой (1), необходимо предварительно определить pнп. Плотность пластовой нефти рассчитывают по pнп = , для чего необходимо сначала вычислить объемный коэффициент нефти