Физика нефтяного пласта

Содержание

Введение…………………………………………………………………………...2

1. Физико-химические свойства конденсата………………………………..3
2. Задача №2…………………………………………………………………...5
3. Задача №3…………………………………………………………………...6

Заключение………………………………………………………………………...9

Список литературы………………………………………………………………10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Развитие научно-технической  базы человечества, освоение и ввод в эксплуатацию крупнейших по запасам  нефти и газа месторождений осуществляется на основе достижений прогресса в  области физики нефтяного пласта. Полученные новые данные относительно нефтяных и газовых пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород (пористость, проницаемость, насыщенность, электропроводность), физических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний предельных углеводородных систем успешно применяются на практике.

Прогресс в области  физики пласта, посредством более  совершенного проектирования системы  разработки, способствует поведению  грамотной эксплуатации нефтяных и  газовых месторождений, разработке и внедрению методов повышения  компонентоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой  нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое  строение залежи, её физическую характеристику, физические и физико-химические свойства насыщающих породу нефти, газа и воды; должен уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его  последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов в залежи и необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки. На этом комплексе сведений основывается проектирование разработки месторождения, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, если это признаётся необходимым.

 

 

 

 

 

1. Физико-химические свойства конденсата

Газоконденсат - смесь жидких углеводородов (С₅Н₁₂ + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры.

Содержание конденсата в  газе зависит от пластовых термобарических  условий (чем выше давление и температура, тем большее количество жидких углеводородов  может быть растворено в газе), от состава пластового газа (гомологи метана и CO₂ способствуют растворению в газе бензиново-керосиновых компонентов и росту содержания газового конденсата), наличия нефтяных оторочек и концентрации в них лёгких фракций, условий миграции газоконденсатных смесей при формировании залежи. Концентрация газового конденсата в пластовых газах колеблется в пределах 0,4-10 молекулярных % (от 5-10 до 500-1000 г/м³).

 Фракционный и углеводородный  состав газового конденсата варьирует  в широком диапазоне и зависит  от условий залегания, отбора  и времени эксплуатации залежи. Газовый конденсат состоит из  бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и,  в меньшей степени, более высококипящих  компонентов. Для большинства  газового конденсата выход бензиновых  фракций превышает 50% (чаще 70-85%); газовый  конденсат из залежей, расположенных  на значительных глубинах, состоит  в основном из керосино-газойлевых фракций. Наиболее распространены газовые конденсаты с преобладанием метановых при значительной доле нафтеновых углеводородов (метано-нафтеновый тип). Редко встречаются газовые конденсаты, состоящие главным образом из ароматических (65% на низкокипящую фракцию) или нафтеновых углеводородов (до 70-85% на указанную фракцию). Плотность конденсатов 660-840 кг/ м³, содержание общей серы сотые, реже десятые доли %. Различают сырой (первичный продукт, выделяющийся из газа газоконденсатной залежи в промысловых условиях) и стабильный газовый конденсат, из которого удалены растворённые газы (метанбутановая фракция).

Газовый конденсат и его  составные части используются в  качестве моторного топлива и  являются ценным сырьём для химической промышленности. Газовый конденсат  доставляется потребителю наливным транспортом (стабильный газовый конденсат) или с помощью специальных конденсатопроводов под собственным давлением (сырой газовый конденсат).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задача №2

Определить плотность  и относительную плотность данной смеси по воздуху.

Дано:                                               Решение:

Состав газа	4 вар
метан	94,7
этан	2,2
пропан	0,3
изобутан	-
Н-бутан	0,15
изопентан	0,07
Н-пентан	ОД
гексан
азот	2,1
сероводород	-
углекислота	0,38

  М_см =

M_cм = (94,7×16,043 + 2,2×30,068 + 0,3×44,097 + 0×58,124 + 0,15×58,124 + 0,07×72,146 + 0,1×72,146 + 0×86,17 + 2,1×28,013 + 0,38×44,011)/100 = 16,95 г/моль

Рассчитаем плотность  при нормальных условиях:

= = = 0,756 (кг/м³), где

22,41 – объём одного  киломоля любого газа при нормальных условиях.

Рассчитаем плотность  газа при стандартных условиях:

Относительная плотность  природного газа по воздуху:

∆ = = = = 0,546 , где 1,293 – плотность воздуха соответственно при нормальных условиях (температуре 273,15К и Р=0,1013МПа).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задача №3

Определить коэффициент  сверхсжимаемости для газа. Состав газа в процентах приведен.

Дано:                                                      Решение:

Состав газа	%
Метан	80
Этан	9
Пропан	4
Азот	4
Углекислота	3
Давление (Р), МПа	10
Температура, С	30

Сжимаемость газа учитывает  отклонение газов от законов идеального газа. Определим параметр сверхсжимаемости z (Р_пр , Т_пр).

Среднекритические давление и температура смеси можно определить по формулам:

Р_кр = Р_кр1У₁ + Р_кр2У₂ + … + Р_крnУ_n;

Т_кр = Т_кр1У₁ + Т_кр2У₂ + … + Т_крnУ_n;

Где у₁, у₂, …,у_n – объёмные доли компонентов, входящих в состав газа;

Р_кр1, Р_кр2, …, Р_nкр – критические давления компонентов;

Т_кр1, Т_кр2, …,Т_nкр – критические температуры компонентов;

Приведённым давлением Р_пр называется отношение давления газа Рк критическому давлению Р_кр:  Р_пр = Р/Р_кр.

Приведённой температурой газа Т_пр называется отношение абсолютной температурыгаза Т к его критической температуре:  Т_пр = Т/Т_кр.

В случае, когда в газе содержатся более 5% неуглеводородных компонентов, коэффициент сверхсжимаемости газа рассчитывают по правилу аддитивности:  Z = y_az_a + y_y.г. + (1-у_а-у_у.г.)z_y,

где у_а - мольная доля азота; у_у.г. – мольная доля углекислоты; z_а – коэффициент сжимаемости азота; z_у.г. – коэффициент сжимаемости углекислоты; z_у – коэффициент сжимаемости углеводородной части газа.

Теперь необходимо пересчитать  объёмные доли компонентов в углеводородной части газа, а затем вычислить критические параметры.

 

 

Результаты расчёта

№	Компон-ый	Объём-е	Объём-е	Ркр i,	Ткр i,	произведения
пп	состав	содерж-е	доли без	Мпа	°К	уi*Ркр i	уi*Ткр i
		у,i  %	азота, у, i			Мпа	°К
1	СН4	80	0,86	4,7	190,7	4,04	164,04
2	С2Н6	9	0,097	4,9	306	0,47	29,61
3	С3Н8	4	0,043	4,3	369,8	0,18	15,91
4	СО2	4
5	N2	3
	Итого	100	1	13,9	866,5	4,69	209,56

 

Далее найдём приведённые давление и температуру, исходя из термобарических условий, в которых находится смесь газа:

Р_пр = 10/4.7= 2,13   Т_пр = 303/209,56= 1,45

По графику Брауна находим  z_у =0,8 (приложение А)

Для азота коэффиуиент сжимаемости (при Р =10МПа и Т =30°С) составит z_а =1,02

Для СО₂ коэффициент определяется по зависимости Т, Р_пр

Р_пр =10/7,29 =1,37 по графику Р_пр =2,44  Т =39°С  z_у.г =0,25 (приложение А)

Таким образом коэффициент сжимаемости газа равен:

Z =0,03×1,02+0,04×0,25+(1-0,03-0,04)×0,8 =0,787

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение А

 

 

 

Заключение

В заключении хотелось добавить что основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200°С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200 - 320° С) и возможность получения реактивного и дизельного топлив с депарафинизацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалифицированного использования в народном хозяйстве.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1. А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. Справочник инженера по бурению, т.1,2, "Недра", М.: 2007.
2. Бабалян Г.А. Механизм нефтеотдачи пласта. Азнефтеиздат, 2001.
3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1998.
4. Xанин А.А.  Породы - коллекторы нефти и газа и их изучение. М., изд-во «Недра», 1997.
5. Эфрос Д.А.  Исследование фильтрации неоднородных систем. М., Гостоптехиздат, 2003.