Геологическая характеристика Самотлорского месторождения пласт БВ8

           b_н = 1+3,05 10^-3 Г₀                           при Г₀  <   400 м³/м³                                (3.3)

           b_н =1+3,63  10^-3 (Г₀- 58)                  при Г₀  >    400 м³/м³

 

 

где Г₀ - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объём газа приведен к стандартным условиям).

Формулы (3.3) 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.

Объемный  коэффициент нефти по таблице свойств пластовой нефти и газа b_н=1,273     ,а значит мы его можем проверить по формуле (3.3) ,  учитывая, что Г₀< 400 м³/м³ ;       Г₀=97 м³/м³ :

                       b_н = 1+3,05 10^-3  97   =  1,296

 

Найдём  погрешность вычисления:

100% - b_н¹/b_н² 100%  = 100% - 1,273/1,296 100%  =  1,775%

, а  значит, если погрешность вычисления  не превышает 10% , то дальнейших  вычислений вести нету смысла.

 

 

 

         3.1.4    Расчет плотности газонасыщенной нефти

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

 

_нп=1/b_н  ( _нд+ _г Г₀ )                                                                                               (3.4)

 

где _нд - плотность дегазированной нефти, кг/м³ ; _г – плотность выделившегося газа, кг/м³ ; Г₀ - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объём газа приведен к стандартным условиям).

_нп=(1/1,273) ( 793+ 1,65  97 )  = 748,7 кг/м³

 

 

 

 

 

 

 

3.2  Расчет  физических свойств воды

При выполнении технологических расчетов процесса добычи нефти требуется  знание не только свойств нефтей , но и свойств добываемой воды (объемного  коэффициента , газонасыщенности, плотности, вязкости и других характеристик ).

Исходными данными  для расчета физических свойств воды являются давление температура и концентрация растворенных в воде солей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.1   По известной концентрации  растворенных в воде солей  рассчитывают массовое их содержание:

С = 100 С’ /( 1000 + С’ )                                                                                           (3.5 )                     

где С- массовое содержание солей в воде ,%( отношение числа  граммов соли , растворенной в 100 г  воды); С- концентрация растворенных солей, г/л (число граммов соли, растворенной в 1л воды ).

 

 

С = 100  28,4 / ( 1000 + 28,4 )   =  2,76%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.2   Газонасыщенность  соленой воды вычисляют по  следующей корреляционной зависимости:

 

Г_в = Г_св / Г_пв = 1/ 10^{a l}                                                                                                            (3.6)

 

где Г_в -относительная газонасыщенность соленой воды ; Г_св , Г_пв - соответственно газонасыщенности соленош пресной вод, м³ / м³ (при неизвестном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде a_г= 0,15 м³/ (м³ МПа) ); a_т - температурный коэффициент

 

 

a_т = 0,048 / ( T - 273)^0,2096                                                                                  (3.7)

 

T – текущая температура , K.

 

 

 

a_т =0,048/ ( 288 - 273)^0,2096  =  0,027      

 

Г_в = 1/10^{0,027 2,76}   =  0,842 м³ / м³

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.3   Для расчета объемного  коэффициента соленой воды b_в используетсяследующие зависимости:

 

При p<p_нас    и     T<T_пл 

 

                     b_в=1+   b(T) +   b(Г_в) +   b(p)                                                                   (3.8)

 

где    b(T) - изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной T_cn = 293 К до T < T_пл при атмосферном давлении ;   b(Г_в) - изменение объемного коэффициента вследствие растворимости газа в воде с растворенными в ней солями при заданных давлении и температуре ;   b(p) -изменение объемного коэффициента вследствие сжимаемости воды при изменении давления от стандартного p_ст=0,1МПа до текущего давления p<p_нас при заданной температуре T<T_пл

 

Указанные поправки вычисляются по следующим зависимостям:

 

           b(T)=a_в(T)  (T-293)                                                                                         (3.9)

 

где a_в(T) - объемный коэффициент теплового расширения воды ( 1 / К ) при T<T_пл

 

         a_в(T)  = a_в(T_ст) + 0,18  10^-4 ( T – 293 )^0,6746                                                      (3.10)

где a_в(T_ст) - объемный коэффициент теплового расширения воды при  T=293 К,  равный 1,8 10^-4 1/К

       

         b(Г_в) = Г’_в (b_пвг – b_пв )                                                                                        (3.11)

где b_пвг , b_пв - соответственно объемный коэффициент пресной воды, насыщенной, и пресной воды без газа,

 

       b(Г_в)  = 10^-4 [1,8829 + 0,0102 ( Т- 273 ) ] р Г’_в                                                 (3.12)

 

            b(p) = - _в(T)  p                                                                                                (3.13)

 

 

где  _в(T)   - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/МПа

 

        _в(T) = _в(T_ст) + ( T – 293 )  (3,125  10^-4 ( T – 293 ) – 2,5  10^-2 ) 10^-4               (3.14)       

 

_в(T_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при T_ст = 293 К, равный

4,7 10^-4   1/ MПа ; р - давление , МПа; при p > p_нас    и     T = T_пл

 

 

Т.е. расчёт объемного коэффициента соленой воды b_в выглядит так:

 

-

a_в(T)  = 1,8  10^-4  + 0,18  10^-4 ( 308 – 293 )^0,6746 = 2,9  10^-4 1/К

 

b(T)= 2,9  10^-4 ( 308 – 293 ) = 43,5  10^-4             

-

b(Г_в)  = 10^-4 [1,8829 + 0,0102 ( 308 - 273 ) ]  5,2  0,842  = 9,81 10^-4  

-

_в(T) = 4,7  10^-4  + ( 308 – 293 )  (3,125 10^-4 ( 308 – 293 )–2,5  10^-2 ) 10^-4 = 4,4 10^-4  1/ MПа

 

b(p) = - 4,4 10^-4  5,2     =  - 22,88 10^-4                

-

 

 

 

b_в= 1 + 9,81 10^-4 + 43,5  10^-4 - 22,88 10^-4 = 1,003043                         

 

 

 

 

 

 

3.2.4   Принебрегаемая массой  растворенного газа, плотность пластовой  воды рассчитывают по формуле:

_впл = _вст / b_впл

 

 

_вст - плотность воды в стандарных условиях (в кг /м³ ), зависящая от массового содержания растворенных солей С ( % ):

 

 

 

При                       0<С<12   _вст  = 1000 + 6,95 С,

При                     12<С<20   _вст  = 1010,5 + 6,08 С,                                               (3.15)

При                     20<С<26   _вст =  1027,1 + 5,25 С

 

 

b_впл = b_в(p_нас T_пл)  ( 1- _вг(T_пл)  ( p- p_нас ) )                                                                 (3.16)

 

 где  b_в(p_нас T_пл)  - объемный коэффициент пластовой воды при р = p_нас  и T = T_пл ; _вг(T_пл)  - коэффициент сжимаемости воды с растворенным в ней газом

 

_вг(T_пл) = _в(T_пл)  ( 1+ 0,05 Г_в )                                                                                   (3.17)

Г_в - газонасыщенность пластовой воды (в м³ /м³), ориентировочно рассчитыемая так:

 

- при отсутствии растворенных  солеи

Г_в =  a_r  ( p_нас – p₀ )                                                                                                      (3.18)

         - при наличии растворенных солей

Г_в =  a_r  ( p_нас – p₀ ) / 10^{a l}                                                                                                       (3.19) 

,где коэффициент растворимости  газа в воде a_г = 0,15 м³/ (м³ МПа)

 

 

_в(T_пл) = _в(T_ст) + ( T – 293 )  (3,125  10^-4 ( T – 293 ) – 2,5  10^-2 ) 10^-4                       (3.20)

_в(T_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при T_ст = 293 К, равный

4,7 10^-4   1/ MПа

 

 

 

 

          Вычисление  плотности пластовой воды при  данных значениях выглядит так:

 

 

 

Г_в =  0,15 ( 5,2 – 0,1 ) / 10 ^{0,027  2,76} = 0,64438 м³/ (м³

 

_в(T_пл) = 4,7 10^-4 + ( 308 – 293 )(3,125 10^-4( 308 – 293 )–2,5  10^-2 )10^-4 = 4,4 10^-4  1/ MПа

 

_вг(T_пл) = 4,4 10^-4 ( 1+ 0,05  0,64438  )  = 4,542 10^-4 1/ MПа

 

b_впл = 1,003043 ( 1 - 4,542 10^-4  ( 32,6 – 5,2 ) ) = 0,99056  

 

_вст  =  1000 + 6,95 2,76 = 1019,2  кг/м³                         ( т.к. 0<С<12   (С=2,76)   

 

_впл =  1019,2 / 0,99056 = 1028,913 кг/м³

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.5   Вязкость пластовой воды 

в (в мПа с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:

 

 

 

_в = ( 1,4 + 3,8 10^-3 ( p_вст - 1000 ) ) / (10 ^{0,0065 ( T-273 )} )                                             (3.21)

 

 

              

_в = (1,4 + 3,8 10^-3 ( 1019,2  - 1000 ) ) / (10 ^{0,0065 ( 308-273 )} )  = 0,872  мПа с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.6    Ориентировочное значение поверхностного  натяжения пластовой воды на  границе с газом о_вг рассчитывают по формуле:

 

 

_вг = 10³ /10 ^{1,19 + 0,01 p}                                                                                                    (3.22)

 

 

где  p - текущее давление, МПа

 

 

 

 

_вг = 10³ /10 ^{1,19 + 0,01 32,6} = 30,48  мН /м .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

 

 

Таблица   результатов расчётной  части курсовой работы “по Самотлорскому  месторождению  ‘пласт БВ₈ ’ ”:

 

 

Расчётные параметры	Пласт
	БВ8
Давление насыщения нефти газом  при T<Tпл    (pнас)    ;  МПа .	6
Вязкость дегазированной нефти при T=20 0C       ( н20 )   ;  МПа с .	1,973
Объёмный коэффициент нефти    ( bн ).	1,273
Плотность газонасыщенной нефти    ( нп ) ;  кг/м3 .	748,7
Массовое содержание солей в воде (C ) ;  %  .	2,76
Относительная газонасыщенность солёной  воды    ( Гв )   ; м3/м3   .	0,842
Объёмный коэффициент солёной  воды   ( bв )	1,003043
Плотность пластовой воды    ( впл )  ;  кг/м3	1028,913
Вязкость пластовой воды   ( в )  ;        мПа с	0,872
Ориентировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе  с газом  ( вг )   ;	30,48

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Товарные  качества нефти Самотлорского месторождения  пласт ‘БВ₈’ :

 

 

По  химическому составу:

 

          По содержанию  серы:

                                                1% - СЕРНИСТАЯ (1-ая группа)

 

          По содержанию  парафина:

                                                 3,3% - ПАРАФИНЕСТАЯ (1-ая группа)

         

          По содержанию  асфальтированных смол:

                                                 5,1% - МАЛОСМОЛИСТАЯ (0-ая группа)

 

По  физическим свойствам:

 

          По плотности:

                                   793 кг/м³ – ЛЁГКАЯ

 

          По вязкости: