При измерении проницаемости по газу

Министерство образования И НАУКИ российской федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к контрольной работе по дисциплине: «Физика пласта» для студентов специальности 131000.62 «Нефтегазовое дело» всех форм обучения

СУРГУТ, 2013
Утверждено научно-методическим советом

Сургутского института нефти и газа

Составитель: Муравьев К.А., к.т.н., доцент

Сургутский институт нефти и газа филиал Тюменского государственное нефтегазового университета

2013 г.

1. Пластовое давление

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

P_пл= L/ 100, (1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближённо соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, связаны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых: районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

P_плн= L ρ_ж g P_y(1.2)

Здесь ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

P_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (р_у = 0), то пластовое давление

P_пл,= Нρ_ж g.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Расчёт приведенного пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1. – К примеру расчета приведенных давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:

где р - измеренное пластовое давление в скважине. Па;

DH - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена выше плоскости приведения, знак минус, — когда эта точка находится ниже плоскости приведения.

Задача 1.Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий (табл. 1)

Решение.1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

h_H = L_c- h_cm

Таблица 1

Наименование параметра

Значение параметра, Варианты заданий

Глубина скважины L _c, м

1780

1920

1710

1750

1870

1818

1749

1790

1904

1835

Статический уровень h_ст., м

Плотность дегазированной нефти р_н.д. кг/м³

869

878

870

891

873

836

924

829

913

908

Плотность пластовой нефти р_н.п., кг/м³

796

811

805

834

807

841

762

852

870

749

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насыщения.

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

ρ_н= (ρ_н.п.+ ρ_н.д.)/ 2

3) Пластовое давление будет равно:

р_пл.=h_н.ρ_н g

2. Пористость.

Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.

Коэффициентом пористости (т) называется отношение объёма пор образца (V_n) к видимому объёму этого же образца (V₀)'.

Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде.

Различают пористость породы следующих видов.

1) Общая (абсолютная, физическая или полная) пористость, которая определяется разностью между объемом образца и объёмом составляющих его зёрен, т.е. включающая связанные и не связанные между собой поры. Определение коэффициента обшей пористости сопряжено с обязательным дроблением образца породы до составляющих его зёрен.

2) Открытая пористость или пористость насыщения, включающая все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно, в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом при -760 мм рт.ст.

3) Динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитываются при этом объем субкапиллярных пор (диаметром менее -0,0002 мм) и пор, где жидкость удерживается молекулярно- поверхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от перепада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.

Задача.2 Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным приведенным в табл.2 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).

Решение. 1) Определяем объем открытых взаимосвязанных пор:

2)Определяем объём образца исследуемой породы:

3) Определяем коэффициент открытой пористости:

ТAБЛИЦА 2

Наименование параметра	Значение параметре, Варианты заданий
Наименование параметра	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
Вес сухого образца на воздухе Р_сг	27,4	19,3	25,3	23,3	20	18,5	18,7	20,1	18,0	21,6
Вес на воздухе образца, насыщенного керосином Р_к г	29,2	20,7	27,7	25,3	22,4	22,1	24,2	24,4	22,9	23,7
Вес в керосине образца, насыщенного керосином Р _к.к.г	147	114	123	119	167	158	176	169	159	174
Плотность керосина р_к кг/м'	716	716	716	716	716	684	686	665	705	734

Проницаемость горных пород.

Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.

Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы:

пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

n= Q / F= (k / m) (DР / L), (3.1)

где v - скорость линейной фильтрации, м/ с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/ с;

F - площадь фильтрации, м²;

m - динамическая вязкость жидкости, Па- с;

DР - перепад давления, Па;

k - коэффициент проницаемости, м².

Тогда из формулы (3.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:

К=(QmL)/(DРF) (3.2)

При измерении проницаемости по газу

K= (2Q₀p₀mL)/((p₁²–р₁²)F) (3.3)

где р₁ и р₂ - соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;

Q₀ - расход газа при атмосферном давлении р₀ , м³/с.

В системе СИ за единицу измерения коэффициента проницаемости принят [м²]. На практике обычно используют - [мкм²], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением:

1 м² = 10¹² мкм² = 10¹² Д = 10¹⁵ мД.

Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.

Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в порах двухфазной или многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение эффективной фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001...3-5 мкм. Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм². Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм² слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.

Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной проницаемости по опытным данным.

Задача 3.Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец, если известно (Табл. 3).

Решение.Коэффициент газопроницаемости породы определяется по формуле:

К=(2mlp₀V_В)/(F(р_вх²–р_вых²)t)

p₀=10⁵ Па

ТАБЛИЦА 3

Наименование параметра

Значение параметра

Варианты заданий

1. Диаметр образца породы d, см

3,1

3,0

2,9

2,6

3,2

3,3

3,6

3,8

4,1

4,2

2. Длина образца породы l, см

4,1

3,2

3,6

2,8

2,7

3,0

3,2

3,3

3,5

3,8

3. Объём профильтрованного сквозь образец воздуха V_e,, см³

4100

3200

3800

3600

3500

3657

3937

4218

4468

4805

4. Время фильтрации воздуха t, с

160

180

175

220

125

137

143

152

155

167

5.Динамическая вязкость воздуха m , мПа*с

0,016

0,018

0,019

0,018

0,017

0,018

0,02

0,022

6. Давление на входе в образец р_вх,*10⁵Па

1,7

1,3

1,5

2,2

2,1

2,2

2,3

2,5

2,8

7. Давление на выходе из образца р_вых*10⁵Па

1,2

1,6

1,7

1,9

2,1

2,3

2,5

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1076; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!

© 2014-2024 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.271)