Файл: Курсовая работа по дисциплине Физика нефтяного и газового пласта на тему Расчет pvt свойств газа Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.docx

2. Состав и свойства пластовых флюидов

2.1 Характеристика пластовой воды [1]

Альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен песчано-алевролитовыми породами с прослоями глин яронгской и марресалинской свит. Основная часть коллекторов комплекса относится к высокопроницаемой, преимущественно песчаной толще сеномана.

Опробование альб-сеноманского водоносного комплекса проведено в скв. 108 и 140, где получены притоки воды дебитом 4,3 и 20,2 /сут при динамических уровнях 471 м и 355 м соответственно. Практически не изучены законтурные воды залежей. По комплексу имеется лишь одна проба воды. Вода — хлоркальциевого типа, с минерализацией 15,2 г/л. Содержание сульфатов незначительное — 41,1 мг/л, НСО3 — 213,5 мг/л, Са- иона — 1672 мг/л. Концентрация йода — 4,1 мг/л, брома — 7,4 мг/л. Коэффициент rNa/rCl равен 0,69, т.е. воды довольно минерализованы.

Подобная смена гидрокарбонатно-натриевых вод в неокоме на хлоркальциевые в сеномане типична для месторождений Севера Западной Сибири.

По химическому облику воды сеномана на Ямале отличаются от одновозрастных водоносных отложений Уренгойского, Медвежьего, Заполярного, Ямбургского месторождений, но аналогичны нижнемеловым водам этих месторождений (глубины от 1,8 км и более). Картина изменения минерализации по площади залежей одинакова: под залежами минерализация вод минимальна, по мере удаления от контура газоносности минерализация увеличивается в 1,5 — 3 раза и более. Вероятно, что зоны пониженной минерализации локализованы вблизи залежей. За их пределами поле минерализации вод относительно однородное. [1]

• Минерализация 15,2 г/дм³

• Плотность - 1,013 г/см³

• Динамическая вязкость 0,8 мПа·с

2.2 Состав и свойства газа и конденсата

Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С_{2+высшие} не превышает 1%. Критические параметры: среднекритическое давление – 4,874 МПа, среднекритическая температура – 192,06 К.

Состав газа сеноманской залежи преимущественно метановый (99,3%), но и имеются другие углеводороды: этан (0,22%), пропан (0,04%), изо-бутан (0,04%), н-бутан (0,04%), пентан и более тяжелые (0,36%).

Содержание стабильного углеводородного конденсата – отсутствует.

Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа, представлено в таблице (1.2):

---

Таблица 2 – состав природного газа Бованенковского газоконденсатного месторождения [1]

№	Компонент	Содержание
1	СН4	99,3%
2	С2Н6	0,22%
3	С3Н8	0,04%
4	i- С4Н10	0,04%
5	n- С4Н10	0,04%
6	С5H12+ высшие	0,36%

3. Расчетная часть

Используем следующие исходные данные для расчетов:

Компонент	Содержание, %	M, г/моль	V кр, См^3/моль	T кр, К	P кр, МПа
СН4	99,3%	16	99,5	190,55	4,88
С2Н6	0,22%	30	148	305,43	5,07
С3Н8	0,04%	44	200	369,82	4,42
i-С4Н10	0,04%	58	255	425,16	3,95
n-С4Н10	0,04%	58	263	408,13	3,8
С5H12+ высшие	0,36%	72	311	469,65	3,5

3.1 Расчет PVT свойств газа

Для расчета PVT свойств газа воспользуемся следующей методикой:

1. 
   Молекулярная масса газа определяется по формуле (1.1):
   

(1.1)

где

---

, –молярная масса и мольная доля компонента соответственно.

2. 
   Критический мольный объем смеси определяем по формуле (1.2):
   

(1.2)

где , – критический мольный объем и доля компонента соответственно.

3. 
   Критическая плотность газа определяется по формуле (1.3):
   

(1.3)

4. 
   Рассчитываем коэффициент сверхсжимаемости по формуле В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича (1.4):
   

(1.4)

где ????_пр, ????_пр- приведенные температура и давление, рассчитываемые по формулам (1.5) и (1.6) соответственно:

(1.5)

(1.6)

Где и - псевдокритические давление и температура, определяются по формулам соответственно (1.7) и (1.8):

(1.7)
(1.8)
Из выше представленных расчетов, следует, что:

5. 
   Плотность газа в пластовых условиях рассчитывается по формуле (1.9):
   

(1.9)

Где - плотность газа в стандартных условиях = 0,72

---

=0,1013 МПа;



– пластовое давление, МПа;

- пластовая температура, К.

6. 
   Приведенная плотность газа определяется по формуле (1.10):
   

(1.10)

7. 
   Вязкость газа рассчитывается по зависимости Дина и Стила с уточнением О.В. Калашникова по формуле:
   

(1.11)

Где – параметр Камерлинга-Оннеса, определяем по формуле (1.12);

– вязкость флюида при заданной температуре и атмосферном давлении, рассчитываемая по формуле (1.13), мПа с.

(1.12)



(1.13)
Из этого следует, что

8. 
   Объемный коэффициент определяем по формуле (1.14):
   

(1.14)

Подводя итог подпункта 3.1 расчетной части составим таблицу (3), в которой представлены все расчеты подпункта 3.1:

Параметр	Обозначение, ед.измерения	Числовое значение
Молекулярная масса	M, г/моль	16,277
Критический мольный объем	,
Критическая плотность газа	, кг/
Приведенная температура
Приведенное давление
Коэффициент сверхсжимаемости	z
Плотность газа в пластовых условиях	, кг/	55,477
Приведенная плотность		0,343
Параметр Камерлинга-Оннеса		0,045
Вязкость флюида при заданной температуре и атмосферном давлении		0,01077
Вязкость газа		0,01298
Объемный коэффициент		0,013

---

3.2 Подсчет запасов газа объемным методом. [3]

Произведем расчеты запасов газа объемным методом по формуле (1.15): [3]

(1.15)

Где - площадь газоносности. ;

- средняя эффективная толщина, м;

- открытая пористость;

- газонасыщенность пористой среды;

- стандартная температура, равная 293 °К;

- значение коэффициента сверхсжимаемости газа при и ;

- атмосферное давление, МПа;

- средняя пластовая температура, °К.

- пластовое давление к концу разработки - давление «забрасывания», МПа;

- значение коэффициента сверхсжимаемости газа при и .

Требуемые значения найдем в таблице (4):

Таблица 4 – исходные данные для расчетной части пункта (3.2)

1045,5	72,9	0,333	0,754	289	6,73	0,101396	0,874

---