Расчет физических свойств пластовой воды

При 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= Г_св /Г_пв = 1/ , (2)

где _в – относительная газонасыщенность соленой воды; Г_св и Г_пв – соответственно газонасыщенности солей и пресной вод, м³/ м³ (при неизвестном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде a_г = 0,15 м³/ м³·Мпа); a_{T –} температурный коэффициент

a_T = 0,048/(T 273)^0,2096, (3)

T – текущая температура, К.

3. Для расчета объемного коэффициента соленой воды b_в используются следующие зависимости:

при p ≤ p_нас и T ≤ T_пл

b_в = 1+∆b(T)+∆b(Г_в)+∆b(p) (4)

где ∆b (Т) - изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной T_ст = 293 К до Т ≤ T_пл при атмосферном давлении; ∆b (Г_в) - 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

---

p_ст = 0,1 Мпа до текущего давления p ≤ p_нас при заданной температуре T ≤ T_пл.

Указанные поправки вычисляются по следующим зависимостям:

∆b (Т) = a_в (Т) (Т 293) (5)

где a_в (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при (в 1/K) при Т ≤ T_пл

a_в (Т) = a_в (Т_ст)+0,18·10^-4 (T 293)^0,6746 (6)

где a_в (Т) - объемный коэффициент теплового расширения воды при Т_ст=293, равный 1,8∙10^-4 1/K

∆b(Г_в)= _в (b_пвг b_пв) (7)

где b_пвг,b_пв - соответственно объемные коэффициенты пресной воды, насыщенной газом, и пресной воды без газа,

∆b(Г_в) = 10^-4 [1,8829+0,0102 (T 273)] р _в, (8)

∆b(p) = β_в(Т)p, (9)

где β_в (Т) - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/Мпа

β_в(Т) = β_в(Т_ст)+(Т 293) [3,125∙10^-4∙(Т 293) 2,5∙10^-2]∙10^-4, (10)

где β_в(Т_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при Т_ст = 293К, равный 4,7∙10^-4 1/Мпа; p– давление, Мпа; при p > p_нас и T >T_пл:

b_впл = b_в (p_насT_пл) [1 β_вг (T_пл) (p p_нас)], (11)

где b_в(p_нас,T_пл) - объемный коэффициент пластовой воды при p=p_нас и T=T_пл; β_вг (T_пл) – коэффициент сжимаемости воды растворенным в ней газом

β_вг (T_пл) = β_вг (T_пл) (1+0,05 Г_в), (12)

Г_в – газонасыщенность пластовой воды (в м

---

³/ м³), ориентировочно рассчитываемая так:

при отсутствии растворенных солей:

Г_в = а_г (р_нас р_о), (13)

при наличии растворенных солей:

Г_в = а_г (р_нас р_о)/ , (14)

а_г = 0,15 м³/(м³∙Мпа)

4. Пренебрегая массой растворенного газа, плотность пластовой воды рассчитывают по формуле:

р_впл = р_{в ст}/b_впл, (15)

где р_{в ст} – плотность воды в стандартных условиях (в кг/м³), зависящая от массового содержания растворенных солей С(%):

при 0<С≤12 р_{в ст} = 1000+6,95С,

12<С≤20 р_{в ст} = 1010,5+6,08С, (16)

20<С≤26 р_{в ст} = 1027,1+5,25С.

5. Вязкость пластовой воды μ_в (в мПа∙ с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:

μ_в = [1,4+3,8∙10^-3(р_{в ст}–1000)]/[10^{0,0065(T-273)}]. (17)

6. Ориетировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом σ_вг расчитывают по формуле

σ_вг = 10³/10^1,19+0,01р, (18)

где р – текущее давление, Мпа.

Задача 1. Рассчитать основные физические физические свойства ластовой воды при следующих исходных данных:

-пластовое давление р_пл = 12МПа;

-пластовая температура T_пл = 298К;

-давление насыщения воды газом p_нас = 5МПа;

-концентрация насыщения растворенных солей С = 212г/л.

Решение. По формуле (3) рассчитываем температурный коэффициент a_т = 0,048/(298-273)^0,2096 = 2,444∙10^-2, а затем по формуле(2) - относительную газонысыщенность пластовой воды _в = 1/ = 0,3734.

По формулам (5), (6), (8), (9) и (10) рассчитываем поправки к объемному коэффициенту:

а_в(Т_пл) = 1,8∙10^-4+0,18∙10^-4 (298 293)^0,6746 = 2,333∙10^-4 1/К,

∆b(Т_пл) = 2,333∙10^-4 (298 293) = 1,1665∙10^-3,

∆b(Г_в) = 10^-4 [1,8829+0,0102 (298

---

273)] 5∙0,3734 = 3,99∙10^-4,

β_в(Т_пл) = 4,7∙10^-4+(298-293)[3,125∙10^-4 (298-293)–2,5^-2]10^-4 = 4,583∙10^-4 1/МПа

∆b(p_нас) = 4,583∙10^-4∙5 = 2,292∙10^-3,

Затем по формуле (4)

b_в = 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 β_вг(Т_пл) по (12):

Г_в = 0,15(5-0,1)/10^2,444∙ = 0,275 м³/ м³,

β_вг = 4,583∙10^-4(1+0,05∙0,275) = 4,464∙10^-4 1/МПа,

b_впл = 0,9987[1 4,646∙10^-4(12 5)] = 0,9954.

По формуле (16) рассчитываем р_{в ст}:

р_{в ст} = 1010,5+6,08∙17,5 = 1116,9 кг/м³,

а затем по формуле (15) - плотность пластовой воды

р_впл = 1116,9/0,9984 = 1122,06 кг/м³.

По формуле (17) находим вязкость воды в пластовых условиях:

μ_в = [1,4+3,8∙10^10-3(1116,9-1000)]/10^{0,0065(298-273)} = 1,27 мПа∙с.

Расчитываем поверхностное натяжение по формуле (18)

σ_вг = 10³/10^{1,19+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):

Q_нб = Fhms_н p_нп 10^-3, (1)

где Q_нб - балансовые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности залежи, м²; h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - средний коэффициент открытой пористости нефтенасыщенных пород; s_н — средняя нефтенасыщенность пласта; p_нп - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³. Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формуле

Q'_нб = Fhms_н p_нп 10^-3/b_н

гдеQ'_нб - балансовые запасы при стандартных условиях, т; p_нп - плотностбь дегазированной нефти, кг/м³, b_н - объемный коэффициент нефти при пластовых условиях. Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи п и рассчитываются так:

Q_ни = Q_нб ƞ, (2)

Q'_ни = Q'_нб ƞ, (3)

где - Q_ни,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 залежи

F = πR²₃ = 3,14159(4,75∙10³)² = 70,882∙10⁶ м².

Чтобы воспользоваться формулой (1), необходимо предварительно определить p_нп. Плотность пластовой нефти рассчитывают по p_нп = , для чего необходимо сначала вычислить объемный коэффициент нефти

---

Смотрите также файлы

• Практическая работа Вариант 1 Comment on the actual division of the following sentences and the language means used.docx

• План конспект проведения занятий по общественногосударственной подготовке.docx

• Функции земли в обществе. Правовой, инженерный, технологический и социальноэкономический аспекты землеустройства. Государственный характер землеустройства. Понятие о геодезических съемках. Виды съемок.rtf

• Д. П. Макушев Проверил канд пед наук., доцент каф. Имм.pdf

• Курсовой проект дисциплина Инструментальные средства информационных систем Наименование темы Падение метеорита.docx