Расчет плотности газонасыщенной нефти

Стр 1 из 11Следующая ⇒

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего образования

Санкт-Петербургский Горный университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных
и газовых месторождений

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методические указания для практических занятий

студентов бакалавриата направления подготовки

21.03.01

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2018

УДК 622.276

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: Методические указания для практических занятий / Санкт-Петербургский Горный университет. Сост.: Подопригора Д.Г., Мигунова С.В. СПб, Горный университет. 2018. - 53 с.

Методические указания к практической работе предназначены для студентов обучающихся с использованием дистанционных образовательных технологий и посвящены изучению основ разработки месторождений углеводородов.

В процессе выполнения практической работы студенты должны овладеть навыками расчета основных физических свойств пластовой нефти и воды, параметров микро- и макронеоднородностей продуктивных пластов, выделения стадий разработки нефтяных и газовых месторождений (так как каждая стадия определяет свою систему разработки и проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ)), а также определять характерные типы выработки запасов.

Каждый из разделов содержит краткую теоретическую часть и задачи для самостоятельного решения. Методические указания предназначены для теоретической подготовки бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти», а также слушателей системы дополнительного профессионального образования в соответствии с учебным планом и программой дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Научный редактор: проф. М.К. Рогачев

ВВЕДЕНИЕ

Анализ разработки нефтяного или газового месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного (газового) месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной (газовой) залежи, причем определяющим является, размер, форма залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти (газа).

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки на поздней стадии, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных (газовых) залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи (газоотдачи) пластов - массового применения геолого- технических мероприятий (ГТМ).

Методические указания к практическим занятиям предназначены для теоретической подготовки бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».

РАСЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ И НА ПОВЕРХНОСТИ

При выборе системы разработки важным моментом является изучение физических свойств пластовых флюидов в различных термобарических условиях и, соответственно, требуется выполнение ряда расчетов по изменению их физических параметров в стандартных и пластовых условиях.

1.1 Расчет давления насыщения нефти газом при t < t _пл

Как правило, разработка, и эксплуатация нефтегазовых месторождений связана с изменением температуры в процессе подъёма продукции по скважинам как вследствие теплообмена с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных элементов погружного оборудования, например, погружного электродвигателя в установке погружного центробежного электронасоса. Учитывание влияния температуры на давление насыщения (р_нас) позволяет существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач [6].

Расчёт давления насыщения в зависимости от температуры (Р_нас _t ) при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно выполнить по формуле М.П. Штофа, Ю.Н.Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

(1.1)

где Р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре t_пл, МПа; t - текущая температура, °С; Г_о - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м и у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы [6].

Для перевода размера газонасыщенности пластовой нефти G _о к размерности формулы (1.1) можно воспользоваться следующей зависимостью:

(1.2)

где ρ_нд – плотность дегазированной нефти, кг/м³ (при стандартных условиях).

Стандартными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Р_ст = 0,101325 МПа ( ≈ 0,1 МПа), температура Т = Т_ст = 293,15 К (20°С). В США и некоторых других странах стандартная температура – это температура Т_ст = 288,75 К (15,6°С).

Нормальными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Р_о = 0,101325 МПа ( ≈ 0,1 МПа), а температура Т = Т_о – 273,15 К (0°С).

1.2 Расчет вязкости дегазированной нефти при t =20°С

В практике добычи нефти встречаются случаи отсутствия достаточной информации о некоторых свойствах нефти, например о вязкости μ_н. Для оценки вязкости нефти при 20°С и атмосферном давлении можно использовать формулы И.И. Дунюшкина: (1.3)

где - относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20°С и атмосферном давлении. Вязкость воды при 20°С и атмосферном давлении μ_в20 = 1 мПа·с;

- относительная плотность дегазированной нефти при .

1.3 Расчет объемного коэффициента нефти при пластовой температуре t _пл

Определение объемного коэффициента нефти при различных термобарических условиях необходимо не только для выполнения расчетов в процессе эксплуатации скважин, но также для расчетов запасов нефти. Точность вычисления объемного коэффициента нефти определяет и точность расчета её плотности при различных условиях.

Установлена тесная статистическая связь между газонасыщенностью нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (при t = 20°С), и ее объемным коэффициентом b _н:

(1.4)

где G _о - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объем газа приведен к стандартным условиям).

Формулы (1.4) рекомендуются для проверки экспериментально определенных значений объемного коэффициента пластовых нефтей. Если ошибка превышает 10%, то достоверность экспериментального определения объемного коэффициента вызывает сомнение и указывает на необходимость повторных исследований [6].

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по следующей формуле:

(1.5)

где - эмпирический коэффициент, определяемый следующим образом:

(1.6)

где ρ_г - плотность выделившегося газа при 20 °С и 0,1 МПа, кг/м³;

- относительная плотность дегазированной нефтипри 20 °С и 0,1 МПа;

α _н - коэффициент термического расширения дегазированной нефти, 1/°С.

, (1.7)

где β_н - коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

Расчет плотности газонасыщенной нефти

Методика расчета плотности газонасыщенной нефтиρ_нп основана на взаимосвязи плотностей газонасыщенной и дегазированной нефти, плотности выделившегося при контактном однократном разгазировании нефти газа и объемного коэффициента. Основным уравнением для расчета является выражение следующего вида:

ρ_нп = (ρ_нд+ρ_г G_о), (1.8)

где ρ_нд - плотность дегазированной нефти, кг/м³;

ρ_г – плотность газа, кг/м³;

G _о – газонасыщенность, м³/м³;

b _н – объемный коэффициент нефти (по формуле (1.4))

Задача 1.1

Рассчитать изменения физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности, используя приведенную методику.

Исходные данные для расчета по вариантам представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Исходные данные для расчетов

№	Р_нас, МПа	Р_пл, МПа	t_пл, °С	t_тек, °С	G₀, м³/м³	у_м, д.е.	у_а, д.е.	r_нд, г/см³	r_г, кг/м³	b_н×10^-4, 1/МПа
1	8,5	24,0	70	40	81,5	0,6398	0,0139	0,845	1,195	5,6
2	8,4	23,5	71	41	78,5	0,761	0,021	0,850	1,019	5,6
3	8,7	19,4	72	42	76,3	0,583	0,012	0,855	1,259	6,2
4	9,7	26,1	73	43	72,2	0,598	0,011	0,865	1,222	6,2
5	8,8	25,2	74	44	76,9	0,621	0,020	0,875	1,401	7,3
6	10,2	23,3	75	45	84,2	0,633	0,015	0,880	1,209	7,3
7	9,8	20,1	76	46	86,1	0,637	0,023	0,886	1,203	8,2
8	11,1	23,8	77	47	87,0	0,620	0,024	0,890	1,551	8,2
9	8,3	24,7	78	48	82,4	0,711	0,021	0,895	1,183	9,1
10	11,2	17,3	82	50	85,6	0,622	0,027	0,780	1,551	5,6
11	11,5	24,1	79	49	89,9	0,701	0,013	0,785	1,233	9,1
12	9,3	23,3	80	50	82,3	0,602	0,014	0,790	1,304	10,1
13	9,7	24,6	81	52	72,3	0,588	0,022	0,795	1,183	10,1
14	9,7	24,2	83	53	82,7	0,563	0,027	0,805	1,507	11,4
15	8,4	25,2	84	53	83,8	0,577	0,024	0,835	1,401	11,4
16	8,5	18,7	85	54	84,9	0,607	0,027	0,820	1,302	9,8
17	9,4	23,8	88	50	77,4	0,733	0,014	0,840	1,010	9,8
18	9,7	24,4	89	56	83,3	0,691	0,011	0,841	1,072	6,6

Р₀ = 0,1 МПа; Т₀ = 273,15 К (°С);

Р_ст = 0,1 МПа; Т_ст = 293,15 К (°

Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 3044; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!