, (45)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (46)
Ж) Единицы измерения проницаемости, пористости, вязкости нефти, межфазного натяжения.

Единица измерения проницаемости – м² или мкм²=1 Да.

Пористость – безразмерная величина, д.ед или проценты.

Размерность динамической вязкости:

• 
  система СИ – [Пас]
  
• 
  система СГС – [Пуаз]=[г/(смс)]
  

Единицы измерения кинематической вязкости:

• 
  система СИ – [м²/с]
  
• 
  система СГС – [Стокс]
  

Межфазное натяжение измеряется в Н/м.РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬЗадание 1. Состав газа и его использование для нахождения физических характеристикОпределить степень отклонения природной газоконденсатной смеси от закона идеального газового состояния при следующих исходных данных: Т=310 К, Р=14 МПа, относительная плотность газа ρ=1,12; объем газа, добываемого с 1 м³ нефти при р₀=0,1 МПа и Т₀=273 К – V₀=60 м³/м³.Таблица 4. Состав углеводородной части газа.

Компонент-ный состав	Mi, кг/кмоль	Ркрi, МПа	Ткрi, К	Молярные доли компонента yi	yipкрi	yiТкрi	yiМi, кг
				Вариант №3
СН4	16,04	4,58	190,7	0,6	2,748	114,42	9,624
С2Н6	30,07	4,86	306,0	0,35	1,701	107,1	10,5245
С3Н6	44,09	4,34	369,8	0,05	0,217	18,49	2,2045
i-С4Н10	58,12	3,72	407,2	0,05	0,186	20,36	2,906
n-С4Н10	58,12	3,57	425,2	0,01	0,0357	4,252	0,5812
i-С5Н12	72,15	3,28	461,0	0,015	0,0492	6,915	1,08225
n-С5Н12	72,15	3,30	470,4	0,005	0,0165	2,352	0,36075
C6H14	86,17	2,96	508,0	0,01	0,0296	5,08	0,8617
CO2	44,01	7,496	304,2	1,04	0	0	0
				1,09	4,983	278,969	28,1449

---

Решение.Р_пр=14/4,98=2,81Т_пр=310/278,9=1,111По графикам Брауна-Катца z_г=0,64.По уравнению состояния Редлиха-Квонгаa²=0,4278∙278,9^2,5/(4,98∙310^2,5)=0,065b=0,0867∙278,9/(4,98∙310)=0,016(a²-b²p-b)p=0,656a²bp²=0,202z³-z²+0,656z-0,202=0z=0,6Средняя молекулярная масса газаM=28,14 кг/кмольРис. 9. График Брауна-Катца.Для расчета z методом Гафарова лучше всего подходят условия0

пр<3,8

1,17<Т_пр<2,0



Плотность газа:

при нормальных условиях

ρ_г0=M_i/22,414=28,14/22,414=1,255 кг/м³

при стандартных условиях

ρ_гст=M_i/24,05=28,14/24,05=1,170 кг/м³

Относительная плотность газа по воздуху

ρ=M_i/29,98=28,14/29,98=0,938 кг/м³

Плотность газа при р=14 МПа и Т=310 К

ρ_г=ρ_г0РТ₀/(zP₀T)=1,255∙14∙273/0,6/0,1/310=258 кг/м³.

Объем газа, добываемый с 1 м³ нефти

V=V₀zp₀T/(PT₀)=60∙0,6∙0,1∙310/14/273=0,292 м³/м³.

Задание 2. Основные зависимости расхода жидкости через поры, капилляр, трещину

В образце породы размером 10х10х10 см имеется три вида пустот: поры, трещина, капилляр. Известны проницаемость пор матрицы, радиус капилляра, вязкость жидкости, общий расход жидкости через образец, проницаемость породы за счет пор, градиент давления. Найти расход жидкости в образце через поры, капилляр, трещину; раскрытость трещины, трещинную проницаемость. Сравнить расход жидкости через поры, капилляр, трещину. Расчет проводить в системе СИ.

Таблица 5. Исходные данные для расчета.

Вариант	Кпор, мД	R капил-ляра, мм	Вязкость, Па∙с	Градиент давления, Па/м	Площадь образца, см2	Общий расход, м3/с
3	4	0,02	0,001	34000	100	0,000007

---

РешениеПлощадь образца 100 см²=0,01 м². Расход флюида через поры:Q₁=KF/µ∙dp/dx=4∙10^-15∙0,01/0,001∙34000=13,6∙10^-10 м³/сРасход флюида через капилляр:Q₂= =1∙(0,00002)²/(8∙0,001)∙(3,14∙0,00002²/4)∙34000==2,14∙10^-12 м³/сОстаток расхода флюида – это его расход через трещину.Q₃=7∙10^-6-(13,6∙10^-10 +2,14∙10^-12 )=7 ∙10^-6 м³/сРасход флюида через трещинуК_тр=83∙10^-3∙b²m=83∙10^-3∙0,0002916²∙1=7,06∙10^-9 м²=7058,6 Д.ВЫВОДЫПриведен литературный обзор по видами пористости и проницаемости пород, зависимости коллекторских свойств от давления; статистические методы отображения неоднородности коллекторских свойств пород. Рассмотрены Методы определения относительных фазовых проницаемостей, коллекторские свойства трещиноватых пород. Приведены данные о составе природных газов и их свойствах, коэффициенте сверхсжимаемости смеси газов и методах его расчета, плотности природного газа, давлении насыщения и растворимости природных газов в нефтях; плотности и вязкости газированных нефтей, объемном коэффициенте, плотности и усадке нефти в пластовых условиях. Приведены единицы измерения проницаемости, пористости, вязкости нефти, межфазного натяжения.Рассчитан коэффициент сверхсжимаемости природного газа 3 способами: по номограммам Брауна-Катца, по уравнению состояния Редлиха-Квонга, по эмпирическим уравнениям Гафарова. Найдена плотность газа при нормальных, стандартных условиях и при действующих давлении и температуре. Определен объем газа, добываемого с 1 м³ нефти.Найдены расход жидкости в образце через поры, капилляр, трещину, раскрытость трещины, трещинная проницаемость.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. 
   Виноградов В.Г., Дахнов А.В. Практикум по петрофизике. - М, «Недра», 1990. - 287c.
   
2. 
   Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта. – М, «Недра», 1992. - 305c.
   
3. 
   Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М, «Недра», 1982. - 351c.
   

---

Смотрите также файлы

• Вопросы к государственному междисциплинарному экзамену по направлению подготовки 44. 03. 02 Психологопедагогическое образование, профиль Психология и педагогика начального образования.docx

• Дружба чудесное слово!.doc

• Суслова В. А. Существуют три группы неосознанных психических процессов.docx

• Укажите основные этапы эконометрического исследования.docx

• 1. Now, looking at your cv. I.docx