Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
РиЭНиГМ
1. С 1 - Проанализируйте динамику изменения показателей разработки пласта, выявите основные отклонения от стандартного состояния показателей разработки, объясните причины отклонений и предложите комплекс мероприятий для дальнейшей разработки объекта.
Динамика показателей разработки пласта
Решение:
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1981-1988 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин на конец 1988 года составило 13, максимальное количество скважин эксплуатировалось в период 1984-1986 гг. и составляло 14 единиц. Темп отбора от НИЗ увеличивался до 1985 года (6,3%), затем уменьшался и в конце стадии составил 4,6%. Такая динамика темпа отбора не является типичной для первой стадии разработки, так как первая стадия характеризуется увеличением темпа отбора со временем. Уменьшение темпа отбора после 1985 года можно объяснить выросшей обводненностью добываемой продукции. Обводненность продукции в течении первых четырех лет эксплуатации месторождения была незначительной, затем скачкообразно выросла до 43,3% в 1988г. Столь высокую обводненность в конце первой стадии можно объяснить прорывом подошвенных, краевых вод или появления конуса-выноса. Как правило, первоочередной выработке подвергаются отдельные узкие и наиболее проницаемые интервалы пластов, они же, естественно являются источниками обводнения скважин. Кроме того, появление воды в нефтяных скважинах обуславливается изъянами в конструкции скважин - некачественным цементным кольцом, заколонными перетоками. Разработка месторождения ведется без поддержания пластового давления.
2 стадия 1989-1990 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1989 году и составил 403 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 1989г. составил 7,3%. С 1990 года наблюдается постепенное снижение добычи нефти. Обводненность продукции на начало стадии составила 35,8%, что является ниже значения обводненности в конце предыдущей стадии. Причиной такого снижения обводненности может являться проведение ремонтно-изоляционных работ, изоляция обводнившихся пропластков, закачка вязкоупругих композиций, закачка сшитых полимеров и других геолого-технических мероприятий направленных на снижение обводненности.
3 стадия 1991-2002 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора до 1,5%, прогрессирующим ростом обводненности. Добыча нефти неуклонно падает. Однако наблюдается небольшой скачок в 1993 году в результате увеличения отбора жидкости по сравнению с предыдущим годом. С 1991 года разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Что сказалось на обводненности, которая в 1992г. резко увеличилась до 54,4%, затем плавно увеличилась до 89,4% в конце стадии.
4 стадия 2003-2007 гг. – завершающая стадия разработки. Наблюдается снижение добычи нефти и увеличение обводненности продукции. Обводненность в 2007 году составила 97,4%; темп отбора от НИЗ 0,4%; нефтеотдача 39,6%.
Для дальнейшей разработки месторождения предлагается провести комплекс геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводнености продукции – выявление скважин с нарушением герметичности эксплуатационной колонны и нарушением целостности цементного кольца, проведение ремонтно-изоляционных работ по указанным скважинам, изоляция обводнившихся интервалов перфорации; для увеличения охвата пласта заводнением и увеличения коэффициента вытеснения предлагается закачка полимеров, гелеобразующих композиций или их оторочек, циклическая закачка газа. Возможность применения указанных геолого-технических мероприятий необходимо подтвердить проведя технико-экономическое обоснование.
2. С 1 - Проанализируйте динамику изменения показателей разработки пласта, выявите основные отклонения от стандартного состояния показателей разработки, объясните их причины и предложите комплекс мероприятий для дальнейшей разработки объекта.
Динамика показателей разработки пласта
Решение:
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1986-1993 - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин в 1993 году составило 132 единицы. Темп отбора от НИЗ увеличивался до 1991 года (4,4%), затем в 1992 году произошло небольшое уменьшение добычи нефти, что можно объяснить увеличившийся обводненностью, которая в этот год составила 21,8%. Такой скачок обводненности возможен при прорыве подошвенных, краевых вод или прорыва нагнетаемой воды в близлежащие добывающие скважины, также возможны изъяны в конструкции скважин - некачественное цементное кольцо, заколонные перетоки. В 1993 году обводненность снизилась до 17,6%, что свидетельствует о проведении геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности, примером таких мероприятий являются – ремонтно- изоляционные работы, изоляция обводнившихся интервалов перфорации, закачка полимеров, закачка вязкоупругих систем. С 1990 года разработка месторождения ведется с системой поддержания пластового давления. Степень выработки начальных извлекаемых запасов в 1993 году составила 15,7%, коэффициент нефтеотдачи 7,8%.
2 стадия 1994-1996 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1995 году и составил 9317 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 1995г. составил 4,9%. С 1996 года наблюдается постепенное снижение добычи нефти. Обводненность продукции на начало стадии составила 13,1%, что является ниже значения обводненности в конце предыдущей стадии. Причиной такого снижения обводненности может являться проведение ремонтно-изоляционных работ, изоляция обводнившихся пропластков, закачка вязкоупругих композиций, закачка сшитых полимеров и других геолого-технических мероприятий направленных на снижение обводненности.
3 стадия 1997-2007 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора до 1,4%, прогрессирующим ростом обводненности. Добыча нефти неуклонно падает. Анализируя динамику обводненности можно сказать, что в 1999 году проводились геолого-технические мероприятия по снижению обводненности, в результате которых показатель обводненности снизился на 7,7% по сравнению с предыдущим годом и составил 24,9%.
Для дальнейшей разработки месторождения предлагается провести комплекс геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводнености продукции – выявление скважин с нарушением герметичности эксплуатационной колонны и нарушением целостности цементного кольца, проведение ремонтно-изоляционных работ по указанным скважинам, изоляция обводнившихся интервалов перфорации; для увеличения охвата пласта заводнением и увеличения коэффициента вытеснения предлагается закачка полимеров, гелеобразующих композиций или их оторочек, циклическая закачка газа. Возможность применения указанных геолого-технических мероприятий необходимо подтвердить проведя технико-экономическое обоснование.
3. С 1 - Проанализируйте геолого-физическую характеристику по пластам месторождения и предложите систему разработки данного месторождения, разделив его на эксплуатационные объекты.
Геолого-физическая характеристика месторождения
Решение
Для правильного выделения эксплуатационных объектов разработки необходимо дать определения этим понятиям, а так же надо описать критерии и их влияние на выделение объектов разработки, так как в условии задачи у нас даны геолого-физические характеристики и физико-химические свойства нефти то необходимо будет раскрыть их влияние на выбор решения.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.
Решение для данных нам геолого-физических характеристик месторождения
Пласты АВ2 и АВ3 предлагается объединить в один объект разработки, так как у них не большие различия по глубине залегания (1690м и 1701м), проницаемости (0,341 мкм2 и 0,222 мкм2), а также по вязкости нефти в пластовых условиях (2,39 мПа.с и 2,65 мПа.с).
Пласты ЮВ1 и ЮВ2 предлагается объединить в один объект разработки, так как у них не большие различия по глубине залегания (2548 м и 2557 м), проницаемости (0,028 мкм2 и 0,002 мкм2), а также по вязкости нефти в пластовых условиях (0,94 мПа.с и 1,26 мПа.с). Пласт ЮВ2 является возвратным, поэтому его разработку предлагается начать после выработки запасов пласта ЮВ1, путем перевода скважин с пласта ЮВ1.
Пласты АВ4 и БВ10 являются возвратными, вследствие маленьких запасов (менее 1000 тыс.т.) и низких значений проницаемости (k<0,05). Эти пласты следует разрабатывать в последнюю очередь, путем перевода на них добывающих скважин других пластов.
4. С 1 - Проанализируйте геолого-физическую характеристику по пластам и предложите систему разработки данного месторождения, разделив его на эксплуатационные объекты. Предложите мероприятия по разработке залежей высоковязкой нефти.
Геолого-физическая характеристика месторождения
Решение
Для правильного выделения эксплуатационных объектов разработки необходимо дать определения этим понятиям, а так же надо описать критерии и их влияние на выделение объектов разработки, так как в условии задачи у нас даны геолого-физические характеристики и физико-химические свойства нефти то необходимо будет раскрыть их влияние на выбор решения.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.
Решение для данных нам геолого-физических характеристик месторождения
Пашийский и Муллинский горизонты предлагается объединить в один объект разработки, так как у них не большие различия в глубине залегания (1972м и 1990м), проницаемости (0,327 мкм2 и 0,317 мкм2) и одинаковые значения вязкости нефти в пластовых условиях (10,93 мПа.с). Так как запасы Муллинского горизонта очень маленькие (33 тыс.т), то его разработку предлагается осуществлять путем перевода скважин с Пашийского горизонта после его выработки.
Бобриковский и Воробьевский горизонты следует выделить в отдельные объекты разработки, так как они обладают хорошими запасами (2278 тыс.т. и 2245тыс.т.), но отличаются по физико-химическому составу нефти и имеют большие различия в глубине залегания.
Кизеловский горизонт является возвратным объектом, его разработку следует вести путем перевода скважин с других объектов после их выработки.
Для разработки залежей высоковязких нефтей целесообразно применять пятиточечную площадную систему заводнения. Для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения предлагается закачка полимеров и полидисперсных систем, закачка пара (необходимо учитывать глубину залегания пласта). В качестве методов повышения нефтеотдачи предлагается применение внутрипластового горения.
5. С 1 - Проанализируйте геолого-физическую характеристику по пластам месторождения и предложите систему разработки данного месторождения, разделив его на эксплуатационные объекты. Предложите мероприятия по разработке залежей нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах.
Геолого-физическая характеристика месторождения
Решение
Для правильного выделения эксплуатационных объектов разработки необходимо дать определения этим понятиям, а так же надо описать критерии и их влияние на выделение объектов разработки, так как в условии задачи у нас даны геолого-физические характеристики и физико-химические свойства нефти то необходимо будет раскрыть их влияние на выбор решения.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.
Решение для данных нам геолого-физических характеристик месторождения
Пласты В-1 и В-2 предлагается объединить в один объект разработки, так как у них не большие различия по глубине залегания (2821 м и 2851 м), проницаемости (0,111мкм2 и 0,166 мкм2), а также по вязкости нефти в пластовых условиях (4,35 мПа.с и 2,08 мПа.с).
Пласт О1 следует выделить как самостоятельный объект разработки, так как он имеет хорошие запасы (1118 тыс.т.).
Пласты О-3 и Б-2 являются возвратными, их разработку предлагается осуществлять после выработки запасов других пластов, путем перевода скважин на данные пласты.
При разработке низкопроницаемых карбонатных коллекторов целесообразно применение пятиточечной системы заводнения с укрупненной сеткой скважин, так как карбонатные коллектора характеризуются естественной трещиноватостью и возможно быстрое прорывание воды в добывающие скважины.
6. С 1 - Проанализируйте геолого-физическую характеристику по пластам месторождения и предложите систему разработки данного месторождения, разделив его на эксплуатационные объекты. Используя данные таблицы, рассчитайте общую толщину продуктивных пластов.
Геолого-физическая характеристика месторождения
Решение
Для правильного выделения эксплуатационных объектов разработки необходимо дать определения этим понятиям, а так же надо описать критерии и их влияние на выделение объектов разработки, так как в условии задачи у нас даны геолого-физические характеристики и физико-химические свойства нефти то необходимо будет раскрыть их влияние на выбор решения.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.
Решение для данных нам геолого-физических характеристик месторождения
Пласты А4 и Б2 предлагается выделить в отдельные самостоятельные объекты разработки, так как их запасы более 1000 тыс.т. (2007 тыс.т. и 1347 тыс.т.).
Пласты В1, ДI`, ДI и ДII являются возвратными, так как их запасы менее 1000 тыс.т. Их разработку предлагается вести совместно, так как у них небольшие различия по глубине залегания и одинаковые вязкости, также они имеют одинаковые начальные пластовые давления.
Пласт ДIII` является возвратным, так как его запасы менее 1000 тыс.т., его запасы являются трудноизвлекаемыми, вследствие высокой вязкости нефти (10,5 мПа*с) и низкой проницаемости. Его разработку предлагается осуществлять после выработки запасов остальных пластов, путем перевода скважин.
Для пласта А4
Для пласта Б2
Для пласта В1
Для пласта ДI`
Для пласта ДI
Для пласта ДII
Для пласта ДIII`
7. С 1 - На рисунке карта разработки пласта «БВ10». В районе северной части структуры расположена территория аэропорта. Южная часть структуры захватывает санитарную зону города. Разбурена эксплуатационным фондом скважин только центральная часть продуктивного горизонта.
Предложите способ выработки запасов нефти, неохваченных действующей системой разработки объекта.
АЭРОПОРТ
САНИТАРНАЯ ЗОНА
Решение
Для выработки запасов нефти неохваченных действующей системой разработки объекта предлагается зарезка боковых стволов в скважинах 417Е, 767Е, 414, 1833Е, 1838Е. окончание боковых стволов должно быть наклонным или горизонтальным, для увеличения дебита.
8. С 1 - В таблице представлена динамика основных технологических показателей разработки залежи нефти. Разбейте их на стадии разработки, проанализируйте каждую стадию. Объясните причины улучшения показателей разработки в период 2003-2007 г.г.
Динамика основных показателей разработки залежи нефти
Решение
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1962-1975 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин на конец 1975 года составило 38 единиц. Добыча нефти нарастающая. Месторождение вступает в разработку с обводненностью продукции 7,1%. В конце стадии обводненность повысилась до 35,1%. С 1973 года разработка месторождения ведется с системой поддержания пластового давления. Накопленная добыча нефти в конце стадии составляет 8132 тыс.т, степень выработки начальных извлекаемых запасов 31,3%, коэффициент нефтеотдачи 17,5%.
2 стадия 1976-1977 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1976 году и составил 1512 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 1976г. составил 5,8%. Обводненность продукции увеличивается. Компенсация отбора закачкой составляет 95% и 98% в 1976г. и в 1977г. соответственно. Степень выработки начальных извлекаемых запасов в 1977 году составила 42,6%, коэффициент нефтеотдачи 23,8%.
3 стадия 1978-2007 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора и увеличивающейся обводненностью. Обводненность продукции увеличивалась до 1995 года (89,9%), хотя в некоторые годы наблюдается понижение обводненности, что является результатом проведения геолого-технических мероприятий таких как: проведение ремонтно-изоляционных работ, изоляция обводнившихся интервалов, закачка полимеров, вязкоупругих композиций. В период 2003-2007 г.г. наблюдается увеличение добычи нефти и уменьшение обводненности. Данное улучшение показателей можно объяснить проведением геолого-технических мероприятий по снижению обводненности: проведение ремонтно-изоляционных работ, изоляция обводнившихся интервалов, закачка полимеров, вязкоупругих композиций; наряду с увеличением отборов жидкости. В период 2003-2007 гг. наблюдается увеличение отборов жидкости, увеличение закачки и снижение обводненности, что, возможно, является следствием форсированного отбора жидкости с проведением геолого-технических мероприятий по снижению обводненности – ремонтно-изоляционные работы, изоляция сильно обводнившихся интервалов, закачка полимеров, закачка вязкоупругих композиций. Также можно предположить, что в этот период применяли технологии для увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта заводнением – закачка полидисперсных систем, закачка полимеров, закачка гелеобразующих составов или циклическая закачка газа.
9. С 1 - В таблице представлена динамика основных технологических показателей разработки залежи нефти. Проанализировав данные, осуществите их распределение на стадии разработки. Объясните причины улучшения показателей разработки в период 1996-2007 г.г.
Динамика основных показателей разработки залежи нефти
Решение
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1966-2003 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин на конец 2003 года составило 27 единиц, максимальное число скважин эксплуатировалось в 2001 г. и составляло 30 единиц. Добыча нефти нарастающая. Обводненность продукции до 1977 года была незначительной, до 1993 года она увеличивалась и в 1993 году составила 71%, далее наблюдается ежегодное снижение обводненности до 3,8% в 2000 году. Такое снижение обводненности, скорее всего, обусловлено выводом из эксплуатации сильно обводнившихся скважин и вводом в эксплуатацию скважин с низким показателем обводненности, что подтверждается данными по количеству эксплуатационных скважин. В 1993 году число скважин составило 12 единиц, в 1994г. – 14 единиц, а в 2000г. – 26 единиц. Снижение обводненности соответственно сказалась на добыче нефти и темпе отбора от НИЗ, который в 1993 составлял 0,6% и вырос до 3,6% в 2000г. С 1974 года разработка месторождения ведется с системой поддержания пластового давления. С 2002 г. наблюдается увеличение дебитов нефти и отбора жидкости, что является следствием увеличения закачки. Накопленная добыча нефти в конце стадии составляет 3098 тыс.т, степень выработки начальных извлекаемых запасов 48,3%, коэффициент нефтеотдачи 27%.
2 стадия 2004-2005 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2004 году и составил 444 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 2004г. составил 6,9%. Обводненность продукции резко увеличивается. Наблюдается дальнейшее увеличение отборов жидкости вследствие увеличения объемов закачки. Степень выработки начальных извлекаемых запасов в 2005 году составила 61,8%, коэффициент нефтеотдачи 34,5%.
3 стадия 2006-2007 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора и увеличивающейся обводненностью. Обводненность в 207 году составила 60,8%, накопленная добыча нефти 4398 тыс.т, накопленная добыча жидкости 6375 тыс.т, степень выработки начальных извлекаемых запасов 68,6%, коэффициент нефтеотдачи 38,3%.
10. С 1 - В таблице представлена динамика основных технологических показателей разработки залежи нефти. Проанализировав данные, осуществите их распределение на стадии разработки. Объясните причины расхождения величины обвонённости продукции скважин и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти.
Динамика основных показателей разработки залежи нефти
Решение
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1988-2002 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин в 2002 году составило 27 единиц. Обводненность продукции в течение первых двух лет разработки была незначительной, затем начала резко повышаться и в 1993 году достигла 51,4%. Столь резкое повышение обводненности, скорее всего произошло вследствие внедрения с 1991г. системы поддержания пластового давления. В качестве дополнительных причин можно выдвинуть следующие: прорыв подошвенных или краевых вод, некачественное цементное кольцо, заколонные перетоки, низкая нефтенасыщенность пласта или наличие скважин в водонефтяной зоне. В 1994-1995гг. наблюдается некоторое снижение обводненности, которое можно объяснить выводом сильно обводнившихся скважин из эксплуатации и вводом новых скважин, обводненность которых не столь велика, это предположение подтверждается данными о числе эксплуатационных скважин. Снижение обводненности в 1999г., скорее всего, является следствием проведения геолого-технических мероприятий по снижению обводненности – ремонтно-изоляционные работы, изоляция обводнившихся интервалов, закачка полимеров, закачка вязкоупругих систем. Снижение обводненности в 2002г. можно объяснить выводом сильно обводнившихся скважин из эксплуатации и вводом новых скважин.
2 стадия 2003 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти составил 180,4 тыс.т., темп отбора от НИЗ в этом году составил 5,3%. Степень выработки начальных извлекаемых запасов в 2003 году составила 51,3%, коэффициент нефтеотдачи 22,7%.
3 стадия 2004-2007 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора и увеличивающейся обводненностью. Обводненность в 2007 году составила 87,8%, накопленная добыча нефти 2062,13тыс.т, накопленная добыча жидкости 6305 тыс.т, степень выработки начальных извлекаемых запасов 60,2%, коэффициент нефтеотдачи 26,6%. Снижение обводненности в 2006 году также можно объяснить вводом в эксплуатацию новых скважин с незначительной обводненностью.
Причинами расхождения величины обвонённости продукции скважин и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти являются резкое увеличение обводненности продукции добывающих скважин, вследствие прорыва нагнетаемой воды, прорыв подошвенных или краевых вод, некачественное цементное кольцо, заколонные перетоки, низкая нефтенасыщенность пласта или наличие скважин в водонефтяной зоне
|
11. С 1 - Рассчитайте основные показатели разработки пласта |
|||||||||||||||||
|
за три года, используя приведенные данные: |
|||||||||||||||||
|
Балансовые запасы нефти = 22200 тыс.т |
пересчетный коэф. = 1,15 |
||||||||||||||||
|
Извлекаемые запасы нефти = 11100 тыс.т |
Плотность воды =1,12 |
||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Год |
Число добывающих скважин |
Добыча нефти, тыс.т |
Добыча жидкости, тыс.т |
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит жидкости, т/сутки |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выработки НИЗ, % |
Нефтеотдача, доли ед. |
Число нагнетательных скважин |
Закачка воды, тыс.м3 |
Приемистость, м3/сутки |
Накопленная закачка,тыс.м3 |
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой, % |
|
1 |
3 |
5 |
6 |
4,80 |
5,76 |
5 |
6 |
16,67 |
0,05 |
0,05 |
0,0002 |
1 |
8 |
21,92 |
8 |
120,43 |
120,43 |
|
2 |
10 |
93 |
96 |
26,80 |
27,67 |
98 |
102 |
3,13 |
0,84 |
0,88 |
0,0044 |
3 |
113 |
309,59 |
121 |
103,08 |
104,07 |
|
3 |
11 |
296 |
390 |
77,55 |
102,17 |
394 |
492 |
24,10 |
2,67 |
3,55 |
0,0177 |
4 |
283 |
775,34 |
404 |
66,694 |
74,732 |
Среднесуточный дебит
Накопленная добыча нефти (жидкости) – суммарная добыча нефти (жидкости) на текущую дату.
Обводненность продукции — отношение дебита воды к дебиту жидкости
Темп отбора от НИЗ — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.
Степень выработки НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам
Коэффициент нефтеотдачи – отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам
Приемистость
Компенсация отбора жидкости закачкой
|
12. Рассчитайте недостающиеся показатели разработки в таблице, |
|||||||||||||||||
|
используя нижеприведенные данные: |
|||||||||||||||||
|
Балансовые запасы нефти = 18000 тыс.т |
пересчетный коэф. = 1,12 |
||||||||||||||||
|
Извлекаемые запасы нефти = 9000 тыс.т |
Плотность воды =1,17 |
||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Год |
Число добывающих скважин |
Добыча нефти, тыс.т |
Добыча жидкости, тыс.т |
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит жидкости, т/сутки |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выработки НИЗ, % |
Нефтеотдача, доли ед. |
Число нагнетательных скважин |
Закачка воды, тыс.м3 |
Приемистость, м3/сутки |
Накопленная закачка,тыс.м3 |
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой, % |
|
1 |
10 |
90 |
116,9 |
25,94 |
33,68 |
90 |
116,9 |
23 |
1,00 |
1,00 |
0,0050 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
21 |
181 |
249,3 |
24,84 |
34,21 |
271 |
366,2 |
27,4 |
2,01 |
3,01 |
0,0151 |
3 |
23 |
63,01 |
23 |
8,8087 |
5,9758 |
|
3 |
32 |
236 |
337,1 |
21,25 |
30,36 |
507 |
703,3 |
30 |
2,62 |
5,63 |
0,0282 |
3 |
88 |
241,10 |
111 |
25,088 |
15,089 |
Среднесуточный дебит
Накопленная добыча нефти (жидкости) – суммарная добыча нефти (жидкости) на текущую дату.
Обводненность продукции — отношение дебита воды к дебиту жидкости
Темп отбора от НИЗ — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.
Степень выработки НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам
Коэффициент нефтеотдачи – отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам
Приемистость
Компенсация отбора жидкости закачкой
|
13. Рассчитайте основные показатели разработки в таблице, |
|||||||||||||||||
|
используя приведенные данные: |
|||||||||||||||||
|
Балансовые запасы нефти = 800 тыс.т |
пересчетный коэф. =1.08 |
||||||||||||||||
|
Извлекаемые запасы нефти = 400 тыс.т |
Плотность воды =1,12 |
||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Год |
Число добывающих скважин |
Добыча нефти, тыс.т |
Добыча жидкости, тыс.т |
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит жидкости, т/сутки |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выработки НИЗ, % |
Нефтеотдача, доли.ед |
Число нагнетательных скважин |
Закачка воды, тыс.м3 |
Приемистость, м3/сутки |
Накопленная закачка,тыс.м3 |
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой, % |
|
1 |
2 |
7 |
12 |
10,09 |
17,29 |
7 |
12 |
41,67 |
1,75 |
1,75 |
0,0088 |
2 |
33 |
90,41 |
33 |
274,44 |
274,44 |
|
2 |
3 |
15 |
18 |
14,41 |
17,29 |
22 |
30 |
16,67 |
3,75 |
5,50 |
0,0275 |
3 |
53 |
145,21 |
86 |
280,74 |
278,29 |
|
3 |
4 |
26 |
32 |
18,73 |
23,05 |
48 |
62 |
18,75 |
6,50 |
12,00 |
0,0600 |
3 |
55 |
150,68 |
141 |
164,49 |
219,15 |
Среднесуточный дебит
Накопленная добыча нефти (жидкости) – суммарная добыча нефти (жидкости) на текущую дату.
Обводненность продукции — отношение дебита воды к дебиту жидкости
Темп отбора от НИЗ — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.
Степень выработки НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам
Коэффициент нефтеотдачи – отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам
Приемистость
Компенсация отбора жидкости закачкой
Ситуационные вопросы к разделу «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
1. С 1 - Рассчитать упругий запас пласта, если продуктивный пласт за контуром нефтеносности выклинивается, и вода в пласт не поступает.
Определиться с возможностью дальнейшей разработки залежи на естественном режиме или есть необходимость внедрения системы поддержания пластового давления для выработки заданных запасов.
Извлекаемые запасы Qизв – 300 т. тонн
F- площадь залежи – 22360 т.м2
h – нефтенасыщенная мощность пласта 3.6 м
Ρпл нач – начальное пластовое давление – 18.4 МПа
Ρнас – давление насыщения – 3.9 МПа
βпл - упругоемкость пласта 0.68х10-41/МПа
βж - упругоемкость жидкости 12х10-41/МПа
m – пористость пласта 11%
Упругий запас — это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта
; , (5.11)
где — изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом ; , и — абсолютные величины.
Рассчитаем упругий запас пласта при снижении пластового давления от начального пластового давления до давления насыщения.
Таким образом, можно сказать, что при снижении давления от начального пластового давления до давления насыщения упругий запас месторождения составляет 233,4 тыс.м3.
Очевидно, что для выработки заданных запасов необходимо внедрение системы поддержания пластового давления.
2. С 1 - Залежь однородная; имеет небольшие размеры; связь с законтурной зоной хорошая,
Выбрать систему заводнения и объяснить чем руководствовались при выборе. Привести схему размещения добывающих и нагнетательных скважин.
Решение
Согласно условию задачи мы имеем нефтяную залежь с однородным строением, с хорошей проницаемостью - показатель k/μ=0.2 мкм2/мПа*с, хорошей связью с законтурной зоной и низкой вязкостью, на что указывает показатель относительной вязкости нефти μ0= μнефть /μвода =2,5. Разработку данной залежи целесообразно вести с применением законтурного заводнения. Так как конкретные размеры залежи нам не известны, то применяем трехрядную систему.
3. С 1 - Пласт, общей площадью 8645 т. м, разрабатывается при пятиточечной системе заводнения. Определить площадь элемента, дебит добывающей, приемистость нагнетательной скважины и среднесуточную добычу нефти залежи при следующих условиях:
расстояние между эксплутационными и нагнетательными скважинами 2σ=150м; радиус скважины rc=0.10м; давление в эксплутационной скважине Рэ=2МПа давление в нагнетательной скважине Рн=8 МПа, проницаемость пласта k=0,05 мкм, мощность пласта h=8м, вязкость нефти µн=5 мПа*сек
Какая среднесуточная добыча залежи, при ее площади 24750 т. м.
Решение
Площадь элемента Fэ=(2L)2=(2)2=45000 м2.
Так как отношение количества нагнетательных и количества добывающих скважин при пятиточечной системе заводнения равно 1:1, то количество добывающих скважин равно количеству нагнетательных скважин и равно количеству элементов
N=F/Fэ=8645000/45000=192 единицы.
Дебит добывающей скважины найдем по формуле Дюпюи:
где R==150 м
Для жесткого водонапорного режима принимаем, что количество закаченной жидкости равно количеству отобранной, т.е. qнагн=qдоб=39,34 м3/сут
Среднесуточная добыча нефти залежи Q=q·N=39,34·192=7553,28 м3/сут
Среднесуточная добыча нефти залежи при ее площади 24750 т. м2
Q= 39,34·(24750000/45000)=21637 м3/сут
4. С 1 - Пласт, общей площадью 16000т. м, разрабатывается при семиточечной системе заводнения. Определить площадь элемента, дебит нефти добывающей скважины, приемистость нагнетательной и среднесуточную добычу нефти залежи при следующих параметрах:
расстояние между эксплутационными и нагнетательными скважинами 2σ=200м; радиус скважины rc=0.20м; давление в эксплутационной скважине Рэ=5 МПа, давление в нагнетательной скважине Рн=10 МПа; проницаемость пласта k=0,2 мкм, мощность пласта h=10м, вязкость нефти µн=10 мПа*сек
Какая среднесуточная добыча залежи, при ее площади 145600 т. м.
Решение
L=
Площадь семиточечного элемента состоит из шести равносторонних треугольников
м2
Количество элементов N=F/Fэ=16000000/103923=154
Соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих при семиточечной системе заводнения 1:2, значит количество нагнетательных скважин Nнагн=154 ед., а количество добывающих скважин Nдоб=308 ед.
Дебит добывающей скважины найдем по формуле Дюпюи
Среднесуточная добыча нефти залежи Q=q·Nдоб=87,3·308=26888,4м3/сут
Так как в условиях жесткого водонапорного режима количество закаченной жидкости равно количеству добывающей, то приемистость нагнетательной скважины
qнагн=Q/Nнагн=26888,4/154=174,6 м3/сут
Среднесуточная добыча залежи при ее площади 145600 т.м2
Q2=2q·(145600000/103923)=244614,6 м3/сут
5. С 1 - Разбить на стадии представленную таблицу основных показателей разработки. Описать кратко каждую стадию. Указать возможные причины обводненности залежи с начала разработки и дать рекомендации по ее уменьшению.
|
Год |
Число добывающих скважин |
Средний дебит нефти, т/сутки |
Нефть, тыс.т |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выработки НИЗ, % |
Компенсация отбора закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора закачкой, % |
|
1 |
4 |
51,5 |
71,5 |
0,9 |
1,2 |
1,2 |
|
|
|
2 |
7 |
47,9 |
108,9 |
1,4 |
1,8 |
3,0 |
|
|
|
3 |
8 |
84,8 |
222,7 |
9,4 |
3,8 |
6,8 |
|
|
|
4 |
8 |
93,6 |
245,8 |
17,7 |
4,1 |
10,9 |
|
|
|
5 |
7 |
92,1 |
225,6 |
22,3 |
3,8 |
14,7 |
|
|
|
6 |
7 |
122,0 |
298,9 |
22,9 |
5,0 |
19,8 |
|
|
|
7 |
7 |
132,2 |
323,8 |
24,9 |
5,5 |
25,2 |
|
|
|
8 |
7 |
142,5 |
349,2 |
33,6 |
5,9 |
31,1 |
|
|
|
9 |
7 |
139,5 |
341,8 |
38,7 |
5,8 |
36,9 |
|
|
|
10 |
7 |
131,8 |
322,9 |
42,4 |
5,4 |
42,3 |
|
|
|
11 |
8 |
116,2 |
305,0 |
52,8 |
5,1 |
47,4 |
|
|
|
12 |
11 |
99,0 |
381,1 |
51,3 |
6,4 |
53,9 |
|
|
|
13 |
13 |
90,2 |
394,6 |
57,3 |
6,6 |
60,5 |
|
|
|
14 |
13 |
63,9 |
290,5 |
68,6 |
4,9 |
65,4 |
|
|
|
15 |
14 |
50,8 |
240,2 |
77,0 |
4,0 |
69,4 |
|
|
|
16 |
14 |
43,0 |
203,2 |
83,1 |
3,4 |
72,9 |
4 |
1 |
|
17 |
14 |
31,5 |
148,7 |
87,4 |
2,5 |
75,4 |
15 |
2 |
|
18 |
14 |
28,2 |
133,4 |
89,7 |
2,2 |
77,6 |
13 |
3 |
|
19 |
14 |
22,0 |
104,1 |
91,6 |
1,8 |
79,4 |
18 |
4 |
|
20 |
14 |
20,3 |
96,1 |
91,6 |
1,6 |
81,0 |
36 |
7 |
|
21 |
14 |
16,8 |
79,4 |
92,1 |
1,3 |
82,3 |
37 |
9 |
|
22 |
14 |
13,1 |
61,8 |
93,1 |
1,0 |
83,4 |
36 |
10 |
|
23 |
14 |
9,8 |
48,2 |
93,8 |
0,8 |
84,2 |
22 |
10 |
|
24 |
14 |
9,9 |
48,5 |
94,7 |
0,8 |
85,0 |
13 |
11 |
|
25 |
14 |
9,5 |
46,7 |
93,9 |
0,8 |
85,8 |
14 |
11 |
|
26 |
14 |
10,1 |
49,7 |
92,5 |
0,8 |
86,6 |
22 |
11 |
|
27 |
13 |
13,7 |
62,4 |
93,0 |
1,1 |
87,7 |
30 |
12 |
|
28 |
13 |
10,3 |
47,0 |
92,9 |
0,8 |
88,5 |
32 |
12 |
|
29 |
13 |
8,1 |
36,9 |
94,0 |
0,6 |
89,1 |
44 |
13 |
|
30 |
14 |
8,0 |
39,4 |
93,1 |
0,7 |
89,7 |
23 |
14 |
|
31 |
14 |
7,8 |
38,2 |
93,5 |
0,6 |
90,4 |
14 |
14 |
|
32 |
14 |
7,1 |
33,5 |
94,7 |
0,6 |
90,9 |
30 |
14 |
|
33 |
14 |
3,3 |
15,6 |
96,8 |
0,3 |
91,2 |
35 |
14 |
Решение
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1-11 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин на конец стадии составило 8 единиц. Темп отбора от НИЗ увеличивался до 8 года (5,9%), затем уменьшался и в конце стадии составил 5,1%. Такая динамика темпа отбора не является типичной для первой стадии разработки, так как первая стадия характеризуется увеличением темпа отбора со временем. Уменьшение темпа отбора после 8 года можно объяснить выросшей обводненностью добываемой продукции. Обводненность продукции в течение первых двух лет эксплуатации месторождения была незначительной, затем скачкообразно выросла до 52,8% в 11г. Столь высокую обводненность в конце первой стадии можно объяснить прорывом подошвенных, краевых вод или появления конуса-выноса. Как правило, первоочередной выработке подвергаются отдельные узкие и наиболее проницаемые интервалы пластов, они же, естественно являются источниками обводнения скважин. Кроме того, появление воды в нефтяных скважинах обуславливается изъянами в конструкции скважин - некачественным цементным кольцом, заколонными перетоками. Для снижения обводненности предлагается проведениеразличных геолого-технических мероприятий: ремонтно-изоляционные работы, изоляция обводнившихся пропластков, закачка вязкоупругих композиций, закачка сшитых полимеров и другие.
Степень выработки начальных извлекаемых запасов в конце рассматриваемого периода составила 47,4%, накопленная добыча нефти 2816,1тыс.т.
2 стадия 12-13 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 13 году и составил 394,6 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 13г. составил 6,6%. Обводненность продукции на начало стадии составила 51,3%, что является ниже значения обводненности в конце предыдущей стадии. Причиной такого снижения обводненности может являться проведение ремонтно-изоляционных работ, изоляция обводнившихся пропластков, закачка вязкоупругих композиций, закачка сшитых полимеров и других геолого-технических мероприятий направленных на снижение обводненности. Степень выработки начальных извлекаемых запасов на конец стадии составляет 60,5%.
3 стадия 14-22 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора от 4,9% на начало стадии до 1% в конце стадии, прогрессирующим ростом обводненности. Добыча нефти неуклонно падает. С 16 года разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления, что сказалось на обводненности, которая начала резко рости и в конце стадии составила 93,1%.
4 стадия 23-33 гг. – завершающая стадия разработки. Наблюдается снижение добычи нефти и дальнейшее увеличение обводненности продукции. Обводненность в 33 году составила 96,8%; темп отбора от НИЗ 0,3%; степень выработки начальных извлекаемых запасов 91,2%.
6. С 1 - Имеется пласт со следующими параметрами:
ширина пласта 3км, длина 10 км, связь с законтурной зоной затруднена, коэффициент песчанистости 0,65; . .
Выбрать систему заводнения и объяснить чем руководствовались при ее выборе. Нарисуйте выбранную схему расположения добывающих и нагнетательных скважин.
Решение
Согласно условию задачи мы имеем зонально-неоднородный пласт, так как коэффициент песчанистости 0,65, с низкой проницаемостью показатель k/μ=0.05 мкм2/мПа*с, ухудшенной гидродинамической связью с законтурной областью и повышенной вязкостью нефти, на что указывает показатель относительной вязкости нефти μ0= μнефть /μвода =8,5 мПа*с. Имея данные характеристики пласта на мой взгляд наиболее приемлемой схемой размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин будет площадная пятиточечная система. Как известно, площадное заводнение применяют на залежах характеризующихся весьма низкой проницаемостью или повышенной вязкостью. Элемент пятиточечной системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1 w = 1. Преимущество площадных систем заводнения также состоит в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Ниже на рисунке представлено расположение скважин при пятиточечной системе.
7. С 1 - Рассчитайте коэффициент пьезопроводности при следующих данных:
проницаемость ; коэффициент упругоемкости жидкости ; коэффициент сжимаемости породы ; пористость ; вязкость нефти
Что показывает коэффициент пъезопроводности? С помощью каких методов его можно определить?
Дано:
Решение
Коэффициент пьезопроводности рассчитывается по формуле
8. С 1 - Месторождение имеет размеры 6.5 х 12.6км. Характеризуется ухудшенной связью с законтурной зоной, коэффициент подвижности , коэффициент расчлененности Кр – 6.
Определите наиболее оптимальную систему заводнения при заданных параметрах, объясните чем руководствовались при выборе? Нарисуйте схему расположения добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с заданными и выбранными параметрами разработки.
Решение
Согласно условию задачи мы имеем месторождение со слоистой неоднородностью, так как коэффициент расчлененности Кр-6, с низкой проницаемостью показатель k/μ<0,1 мкм2/мПа*с, ухудшенной связью с законтурной зоной и повышенной вязкостью нефти, на что указывает показатель относительной вязкости нефти μ0= μнефть /μвода =8 мПа*с. Имея данные характеристики пласта на мой взгляд наиболее приемлемой схемой размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин будет площадная пятиточечная система с учащенной сеткой скважин. Как известно, площадное заводнение применяют на залежах характеризующихся весьма низкой проницаемостью или повышенной вязкостью. Элемент пятиточечной системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1 w = 1. Преимущество площадных систем заводнения также состоит в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Ниже на рисунке представлено расположение скважин при пятиточечной системе.
9. С 1 - Разбейте представленную таблицу основных показателей разработки на стадии. Дайте определение компенсации отбора закачкой текущей и накопленной? Какая зависимость между пластовым давлением, отбором жидкости и закачкой? Что показывает компенсация отбора закачкой на 30 году разработки залежи?
|
Год |
Число добывающих скважин |
Нефть, тыс т |
Дебит нефти, т/сутки |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Число нагнетательных скважин |
Закачка воды, тыс м^3 |
Компенсация отбора закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора закачкой, % |
|
1 |
1 |
30,5 |
83,7 |
4,2 |
0,2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
2 |
2 |
40,7 |
65,4 |
5,1 |
0,3 |
1 |
0,5 |
1 |
0 |
|
3 |
4 |
78,4 |
57,2 |
7,3 |
0,6 |
2 |
140 |
129 |
23 |
|
4 |
6 |
122,8 |
70,3 |
11,7 |
0,9 |
2 |
358 |
204 |
62 |
|
5 |
18 |
240,7 |
45,1 |
3,7 |
1,9 |
4 |
488 |
150 |
88 |
|
6 |
30 |
423,4 |
43,5 |
7,5 |
3,3 |
6 |
754 |
128 |
102 |
|
7 |
29 |
552,8 |
56,5 |
5,5 |
4,3 |
9 |
967 |
128 |
110 |
|
8 |
28 |
713,8 |
75,7 |
7,2 |
5,5 |
10 |
1133 |
114 |
111 |
|
9 |
26 |
718,4 |
80,8 |
7,2 |
5,5 |
10 |
1221 |
122 |
114 |
|
10 |
22 |
711,8 |
93,7 |
6,6 |
5,5 |
10 |
985 |
100 |
111 |
|
11 |
21 |
720,1 |
94,8 |
12,8 |
5,5 |
12 |
987 |
95 |
108 |
|
12 |
20 |
743,4 |
102,8 |
15,7 |
5,7 |
12 |
929 |
84 |
105 |
|
13 |
20 |
770,2 |
113,2 |
24,1 |
5,9 |
11 |
1056 |
86 |
102 |
|
14 |
23 |
719,3 |
92,2 |
33,3 |
5,5 |
11 |
903 |
71 |
98 |
|
15 |
26 |
638,7 |
70,4 |
39,0 |
4,9 |
11 |
793 |
65 |
95 |
|
16 |
24 |
420,1 |
48,9 |
53,6 |
3,2 |
12 |
938 |
94 |
95 |
|
17 |
23 |
309,8 |
37,5 |
66,1 |
2,4 |
12 |
920 |
96 |
95 |
|
18 |
23 |
240,8 |
29,2 |
75,0 |
1,9 |
12 |
1003 |
103 |
95 |
|
19 |
23 |
199,3 |
24,3 |
79,5 |
1,5 |
12 |
1043 |
108 |
96 |
|
20 |
23 |
163,7 |
20,0 |
82,5 |
1,3 |
13 |
1000 |
109 |
97 |
|
21 |
23 |
124,5 |
15,3 |
87,1 |
1,0 |
13 |
778 |
84 |
96 |
|
22 |
22 |
118,7 |
15,3 |
88,6 |
0,9 |
12 |
827 |
83 |
95 |
|
23 |
22 |
125,5 |
16,0 |
87,5 |
1,0 |
12 |
740 |
76 |
94 |
|
24 |
22 |
99,2 |
12,6 |
88,8 |
0,8 |
11 |
657 |
77 |
94 |
|
25 |
22 |
110,0 |
14,0 |
87,7 |
0,8 |
10 |
562 |
65 |
93 |
|
26 |
22 |
77,3 |
10,0 |
91,0 |
0,6 |
6 |
332 |
41 |
91 |
|
27 |
22 |
67,4 |
8,8 |
91,2 |
0,5 |
9 |
654 |
90 |
91 |
|
28 |
21 |
54,6 |
7,3 |
91,7 |
0,4 |
9 |
611 |
98 |
91 |
|
29 |
21 |
48,4 |
7,6 |
90,1 |
0,4 |
9 |
468 |
101 |
91 |
|
30 |
19 |
51,5 |
8,2 |
91,1 |
0,4 |
8 |
591 |
108 |
91 |
Решение:
По приведенным данным о разработке пласта можно выделить следующие стадии:
1 стадия 1-7 гг. - стадия ввода месторождения в эксплуатацию. Здесь наблюдается интенсивное бурение скважин основного фонда. Количество скважин на конец стадии составило 29 единиц, максимальное количество скважин эксплуатировалось в 6 году – 30 единиц. Наблюдается нарастающаю добыча нефти. Месторождение вступило в разработку с коэффициентом обводненности 4,2%, обводненность в конце стадии составила 5,5%. Со 2 года разработка месторождения ведется с системой поддержания пластового давления. Накопленная добыча нефти в конце стадии составила 1489,3 тыс.т.
2 стадия 8-14 гг. - стадия поддержания и увеличения достигнутого уровня добычи. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 13 году и составил 770,2 тыс.т., темп отбора от НИЗ в 13г. составил 5,9%. Обводненность продукции на начало стадии составила 7,2% и увеличилась к концу стадии до значения 33,3%. Накопленная добыча нефти в конце стадии составила 6586,3 тыс.т.
3 стадия 15-25 гг. - стадия падающей добычи нефти. Характеризуется интенсивным снижением темпа отбора от 4,9% на начало стадии до 0,8% в конце стадии, прогрессирующим ростом обводненности. Добыча нефти неуклонно падает.
4 стадия 26-30 гг. – завершающая стадия разработки. Наблюдается снижение добычи нефти и дальнейшее увеличение обводненности продукции. Обводненность в 30 году составила 91,1%; темп отбора от НИЗ 0,4%; накопленная добыча нефти 9435,8 тыс.т.
Текущая компенсация отбора закачкой – это отношение текущей закачки к текущей добычи жидкости.
Накопленная компенсация отбора закачкой- отношение накопленной закачки к накопленной добыче жидкости.
По формуле Дарси можно установить, что зависимость между пластовым давлением и отбором жидкости прямая.
Зависимость между отбором жидкости и закачкой также прямая.
10. С 1 - Определить динамическую вязкость реального газа при атмосферном давлении и заданной температуре любыми методами. Т=300К
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
Н2S |
|
95,1 |
1,10 |
0,30 |
0,070 |
0,03 |
3,0 |
0,40 |
- |
Основные параметры компонентов природного газа
|
Показатели |
СН4 |
C2H6 |
C3H8 |
n-C4H10 |
i-C4H10 |
n-C5H12 |
i-C5H12 |
C6H14 |
C7H16 |
C8H18 |
|
Молекулярная масса |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
58,120 |
72,151 |
72,151 |
86,178 |
100,198 |
114,22 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,36 |
22,16 |
21,82 |
21,50 |
21,75 |
20,87 |
20,87 |
22,42 |
22,47 |
22,71 |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
0,6679 |
1,263 |
1,872 |
2,518 |
2,486 |
3,221 |
3,221 |
3,583 |
4,155 |
4,687 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,555 |
1,049 |
1,562 |
2,091 |
2,067 |
2,674 |
2,490 |
2,974 |
3,450 |
3,820 |
|
Газовая постоянная, м/0С |
52,95 |
28,19 |
19,23 |
14,95 |
14,95 |
11,75 |
11,75 |
9,84 |
8,46 |
7,42 |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,5172 0,3936 |
0,3934 0,3273 |
0,3701 0,3252 |
0,3802 0,3466 |
0,3802 0,3466 |
0,3805 0,3533 |
0,3805 0,3533 |
0,3827 0,3600 |
0,3846 0,3652 |
0,3856 0,3686 |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,0484 |
0,8720 |
0,7649 |
0,6956 |
0,7027 |
0,6354 |
0,6507 |
0,6169 |
0,5500 |
0,5030 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,0104 |
0,0986 |
0,1524 |
0,0201 |
0,1849 |
0,2539 |
0,2223 |
0,3007 |
0,3498 |
0,4018 |
|
Критическая температура Ткр , К |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
408,13 |
469,65 |
460,39 |
507,35 |
540,15 |
568,76 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
37,19 |
34,35 |
34,48 |
30,72 |
27,90 |
25,35 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,026 |
0,016 |
0,013 |
0,011 |
0,010 |
0,0106 |
0,0106 |
0,0097 |
0,0092 |
0,0084 |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,290 |
0,285 |
0,277 |
0,274 |
0,283 |
0,269 |
0,268 |
0,264 |
||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
99,5 |
148 |
200 |
255 |
263 |
311 |
308 |
368 |
Продолжение таблицы
Решение:
Аналитическое определение вязкости при атмосферном давлении ат для газа известного состава проводится по формуле:
(13)
где i – вязкость при Рат и заданной температуре Т i-ого компонента, мПа*с;
xi – объемная (молярная) концентрация i-ого компонента в газе, доли ед.;
Мi – молекулярная масса i-ого компонента, определяемая по таблице.
i определяется графически, как ат для каждого компонента.
По таблице основных параметров компонентов природного газа находим молекулярную массу для компонентов.
|
Компоненты |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
|
Mi |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
72,151 |
28,016 |
44,011 |
По графику зависимости абсолютной вязкости газов от температуры при атмосферном давлении находим i при 270С.
|
Компоненты |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
|
μi |
0,011 |
0,0092 |
0,008 |
0,0073 |
0,0067 |
0,018 |
0,015 |
Вычислим динамическую вязкость газа:
11. С 1 - Определить динамическую вязкость реального газа при заданном давлении и температуре. Р = 4МПа, Т=310К.
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
Н2S |
|
91,5 |
2,10 |
0,90 |
0,080 |
0,03 |
2,5 |
2.89 |
- |
Основные параметры компонентов природного газа
|
Показатели |
СН4 |
C2H6 |
C3H8 |
n-C4H10 |
i-C4H10 |
n-C5H12 |
i-C5H12 |
C6H14 |
C7H16 |
C8H18 |
|
Молекулярная масса |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
58,120 |
72,151 |
72,151 |
86,178 |
100,198 |
114,22 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,36 |
22,16 |
21,82 |
21,50 |
21,75 |
20,87 |
20,87 |
22,42 |
22,47 |
22,71 |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
0,6679 |
1,263 |
1,872 |
2,518 |
2,486 |
3,221 |
3,221 |
3,583 |
4,155 |
4,687 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,555 |
1,049 |
1,562 |
2,091 |
2,067 |
2,674 |
2,490 |
2,974 |
3,450 |
3,820 |
|
Газовая постоянная, м/0С |
52,95 |
28,19 |
19,23 |
14,95 |
14,95 |
11,75 |
11,75 |
9,84 |
8,46 |
7,42 |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,5172 0,3936 |
0,3934 0,3273 |
0,3701 0,3252 |
0,3802 0,3466 |
0,3802 0,3466 |
0,3805 0,3533 |
0,3805 0,3533 |
0,3827 0,3600 |
0,3846 0,3652 |
0,3856 0,3686 |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,0484 |
0,8720 |
0,7649 |
0,6956 |
0,7027 |
0,6354 |
0,6507 |
0,6169 |
0,5500 |
0,5030 |
|
СН4 |
C2H6 |
C3H8 |
n-C4H10 |
i-C4H10 |
n-C5H12 |
i-C5H12 |
C6H14 |
C7H16 |
C8H18 |
|
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,0104 |
0,0986 |
0,1524 |
0,0201 |
0,1849 |
0,2539 |
0,2223 |
0,3007 |
0,3498 |
0,4018 |
|
Критическая температура Ткр , К |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
408,13 |
469,65 |
460,39 |
507,35 |
540,15 |
568,76 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
37,19 |
34,35 |
34,48 |
30,72 |
27,90 |
25,35 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,026 |
0,016 |
0,013 |
0,011 |
0,010 |
0,0106 |
0,0106 |
0,0097 |
0,0092 |
0,0084 |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,290 |
0,285 |
0,277 |
0,274 |
0,283 |
0,269 |
0,268 |
0,264 |
||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
99,5 |
148 |
200 |
255 |
263 |
311 |
308 |
368 |
Продолжение таблицы
Решение:
Для определения вязкости газа при заданных давлении Р и температуре Т необходимо определить вязкость газа при атмосферном давлении и заданной температуре - ат. Затем, используя приведенные параметры Рпр Тпр, воспользоваться графиком и определить *.
Приведенными параметрами называются отношения соответствующих параметров к их критическим значениям
;
Определим вязкость газа при атмосферном давлении и заданной температуре графическим методом.
Найдем плотность смеси газа
|
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
|
xi |
91,5 |
2,10 |
0,90 |
0,080 |
0,03 |
2,5 |
2,89 |
|
ρi |
0,6679 |
1,263 |
1,872 |
2,518 |
3,221 |
1,1651 |
0,842 |
|
xi ·ρi |
0,6111 |
0,0265 |
0,0168 |
0,0020 |
0,0010 |
0,0291 |
0,0243 |
Плотность каждого компонента определяется по таблице основных параметров природного газа.
- относительная плотность газа по воздуху.
Определяем вязкость газа при атмосферном давлении и заданной температуре по графику зависимости вязкости углеводородных газов от относительной плотности газа по воздуху при и t=370С.
Найдем псевдокритические давление и температуру.
|
компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
|
xi |
91,50 |
2,10 |
0,90 |
0,08 |
0,03 |
2,50 |
2,89 |
|
Ткр |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
469,65 |
126,26 |
304,2 |
|
Pкр |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
34,35 |
34,65 |
75,27 |
|
Ткр·xi |
174,3533 |
6,41403 |
3,32838 |
0,340128 |
0,140895 |
3,1565 |
8,79138 |
|
Pкр·xi |
42,95925 |
1,04496 |
0,38997 |
0,030968 |
0,010305 |
0,86625 |
2,175303 |
Найдем приведенные давление и температуру
;
Определим * по графику зависимости относительной вязкости от приведенного давления при различных приведенных температурах при ;
*=1.
Динамическая вязкость реального газа μ=0,0113.
12. С 1 - Построить эпюры на основании теории об удельных объемах дренирования:
а) при равнодебитности скважин
б) при отключении скважины 2
в) при отключении скважины 1 и снижении дебита в 3 скважине
13. С 1 - Построить эпюры на основании теории об удельных объемах дренирования:
а) при снижении дебита в 1 скважине
б) при отключении скважины 3 и снижении дебита во 2 скважине
в) при снижении дебита в 3 скважине
14. С 1 - Определить молекулярную массу, плотность и относительную плотность газовой смеси при заданном составе:
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
Н2S |
|
97,84 |
0,10 |
0,03 |
0,02 |
0,01 |
1,70 |
0,30 |
- |
Основные параметры компонентов природного газа
|
Показатели |
СН4 |
C2H6 |
C3H8 |
n-C4H10 |
i-C4H10 |
n-C5H12 |
i-C5H12 |
C6H14 |
C7H16 |
C8H18 |
|
Молекулярная масса |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
58,120 |
72,151 |
72,151 |
86,178 |
100,198 |
114,22 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,36 |
22,16 |
21,82 |
21,50 |
21,75 |
20,87 |
20,87 |
22,42 |
22,47 |
22,71 |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
0,6679 |
1,263 |
1,872 |
2,518 |
2,486 |
3,221 |
3,221 |
3,583 |
4,155 |
4,687 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,555 |
1,049 |
1,562 |
2,091 |
2,067 |
2,674 |
2,490 |
2,974 |
3,450 |
3,820 |
|
Газовая постоянная, м/0С |
52,95 |
28,19 |
19,23 |
14,95 |
14,95 |
11,75 |
11,75 |
9,84 |
8,46 |
7,42 |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,5172 0,3936 |
0,3934 0,3273 |
0,3701 0,3252 |
0,3802 0,3466 |
0,3802 0,3466 |
0,3805 0,3533 |
0,3805 0,3533 |
0,3827 0,3600 |
0,3846 0,3652 |
0,3856 0,3686 |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,0484 |
0,8720 |
0,7649 |
0,6956 |
0,7027 |
0,6354 |
0,6507 |
0,6169 |
0,5500 |
0,5030 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,0104 |
0,0986 |
0,1524 |
0,0201 |
0,1849 |
0,2539 |
0,2223 |
0,3007 |
0,3498 |
0,4018 |
|
Критическая температура Ткр , К |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
408,13 |
469,65 |
460,39 |
507,35 |
540,15 |
568,76 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
37,19 |
34,35 |
34,48 |
30,72 |
27,90 |
25,35 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,026 |
0,016 |
0,013 |
0,011 |
0,010 |
0,0106 |
0,0106 |
0,0097 |
0,0092 |
0,0084 |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,290 |
0,285 |
0,277 |
0,274 |
0,283 |
0,269 |
0,268 |
0,264 |
||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
99,5 |
148 |
200 |
255 |
263 |
311 |
308 |
368 |
Продолжение таблицы
Решение:
Определим молекулярную массу смеси.
, где
x1 ,x2 – молярные (объемные) концентрации компонентов в долях единиц;
M1….Mn – молекулярные массы компонентов.
По таблице основных параметров компонентов природного газа находим молекулярную массу для компонентов.
|
Компоненты |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
|
xi |
97,84 |
0,10 |
0,03 |
0,02 |
0,01 |
1,70 |
0,30 |
|
Mi |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
72,151 |
28,016 |
44,011 |
|
Mi ·xi |
15,695 |
0,030 |
0,013 |
0,012 |
0,007 |
0,476 |
0,132 |
Определим плотность газовой смеси.
.
Относительная плотность газа по воздуху
15. С 1 - Определить коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси по приведенному составу газа и заданным параметрам: Р =12,0 МПа, Т = 300 К.
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
Н2S |
|
97,8 |
0,10 |
0,1 |
0,2 |
0,1 |
1,70 |
- |
- |
Основные параметры компонентов природного газа
|
Показатели |
СН4 |
C2H6 |
C3H8 |
n-C4H10 |
i-C4H10 |
n-C5H12 |
i-C5H12 |
C6H14 |
C7H16 |
C8H18 |
|
Молекулярная масса |
16,042 |
30,068 |
44,094 |
58,120 |
58,120 |
72,151 |
72,151 |
86,178 |
100,198 |
114,22 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,36 |
22,16 |
21,82 |
21,50 |
21,75 |
20,87 |
20,87 |
22,42 |
22,47 |
22,71 |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
0,6679 |
1,263 |
1,872 |
2,518 |
2,486 |
3,221 |
3,221 |
3,583 |
4,155 |
4,687 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,555 |
1,049 |
1,562 |
2,091 |
2,067 |
2,674 |
2,490 |
2,974 |
3,450 |
3,820 |
|
Газовая постоянная, м/0С |
52,95 |
28,19 |
19,23 |
14,95 |
14,95 |
11,75 |
11,75 |
9,84 |
8,46 |
7,42 |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,5172 0,3936 |
0,3934 0,3273 |
0,3701 0,3252 |
0,3802 0,3466 |
0,3802 0,3466 |
0,3805 0,3533 |
0,3805 0,3533 |
0,3827 0,3600 |
0,3846 0,3652 |
0,3856 0,3686 |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,0484 |
0,8720 |
0,7649 |
0,6956 |
0,7027 |
0,6354 |
0,6507 |
0,6169 |
0,5500 |
0,5030 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,0104 |
0,0986 |
0,1524 |
0,0201 |
0,1849 |
0,2539 |
0,2223 |
0,3007 |
0,3498 |
0,4018 |
|
Критическая температура Ткр , К |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
408,13 |
469,65 |
460,39 |
507,35 |
540,15 |
568,76 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
37,19 |
34,35 |
34,48 |
30,72 |
27,90 |
25,35 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,026 |
0,016 |
0,013 |
0,011 |
0,010 |
0,0106 |
0,0106 |
0,0097 |
0,0092 |
0,0084 |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,290 |
0,285 |
0,277 |
0,274 |
0,283 |
0,269 |
0,268 |
0,264 |
||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
99,5 |
148 |
200 |
255 |
263 |
311 |
308 |
368 |
Продолжение таблицы
Решение:
Найдем псевдокритические давление и температуру.
|
компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
|
xi |
97,8 |
0,10 |
0,1 |
0,2 |
0,1 |
1,70 |
|
Ткр |
190,55 |
305,43 |
369,82 |
425,16 |
469,65 |
126,26 |
|
Pкр |
46,95 |
49,76 |
43,33 |
38,71 |
34,35 |
34,65 |
|
Ткр·xi |
186,358 |
0,30543 |
0,36982 |
0,85032 |
0,46965 |
2,14642 |
|
Pкр·xi |
45,9171 |
0,04976 |
0,04333 |
0,07742 |
0,03435 |
0,58905 |
Найдем приведенные давление и температуру
;
По графику зависимости коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведенного давления и температуры находим коэффициент сверхсжимаемости
Z=0,83.
|
|
N2 |
H2 |
Воздух |
H2S2 |
CO2 |
He |
Ar |
H2O |
|
Молекулярная масса |
28,016 |
2,016 |
28,96 |
34,082 |
44,011 |
4,00 |
39,95 |
18,02 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,404 |
22,43 |
22,4 |
22,14 |
2,26 |
- |
- |
- |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
1,1651 |
0,0837 |
1,2046 |
1,434 |
0,842 |
0,166 |
1,1662 |
998,2 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,967 |
0,069 |
1,000 |
1,190 |
1,529 |
1,138 |
1,380 |
- |
|
Газовая постоянная, м/0С |
30,26 |
420,63 |
29,27 |
24,89 |
19,27 |
211,84 |
- |
- |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,2482 0,1770 |
3,3904 2,4045 |
0,2397 0,1712 |
0,253 0,192 |
0,1946 0,1496 |
1,260 0,760 |
1,2430 - |
1,0074 - |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,6981 |
0,8984 |
1,7419 |
1,2025 |
1,3942 |
1,8970 |
2,1265 |
1,004 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,040 |
0 |
- |
0,100 |
0,231 |
0,246 |
- |
0,348 |
|
Критическая температура Ткр , К |
126,26 |
331,25 |
- |
373,6 |
304,2 |
5,2 |
150,72 |
647,4 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
34,65 |
13,25 |
132,4 |
91,85 |
75,27 |
2,34 |
49,59 |
225,55 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,020 |
0,148 |
0,021 |
0,011 |
0,012 |
0,123 |
- |
- |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,291 |
0,230 |
- |
0,268 |
0,214 |
|||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
901 |
950 |
940 |
|
Показатели |
N2 |
H2 |
Воздух |
H2S2 |
CO2 |
He |
Ar |
H2O |
|
Молекулярная масса |
28,016 |
2,016 |
28,96 |
34,082 |
44,011 |
4,00 |
39,95 |
18,02 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,404 |
22,43 |
22,4 |
22,14 |
2,26 |
- |
- |
- |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
1,1651 |
0,0837 |
1,2046 |
1,434 |
0,842 |
0,166 |
1,1662 |
998,2 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,967 |
0,069 |
1,000 |
1,190 |
1,529 |
1,138 |
1,380 |
- |
|
Газовая постоянная, м/0С |
30,26 |
420,63 |
29,27 |
24,89 |
19,27 |
211,84 |
- |
- |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,2482 0,1770 |
3,3904 2,4045 |
0,2397 0,1712 |
0,253 0,192 |
0,1946 0,1496 |
1,260 0,760 |
1,2430 - |
1,0074 - |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,6981 |
0,8984 |
1,7419 |
1,2025 |
1,3942 |
1,8970 |
2,1265 |
1,004 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,040 |
0 |
- |
0,100 |
0,231 |
0,246 |
- |
0,348 |
|
Критическая температура Ткр , К |
126,26 |
331,25 |
- |
373,6 |
304,2 |
5,2 |
150,72 |
647,4 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
34,65 |
13,25 |
132,4 |
91,85 |
75,27 |
2,34 |
49,59 |
225,55 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,020 |
0,148 |
0,021 |
0,011 |
0,012 |
0,123 |
- |
- |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,291 |
0,230 |
- |
0,268 |
0,214 |
|||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
901 |
950 |
940 |
|
Показатели |
N2 |
H2 |
Воздух |
H2S2 |
CO2 |
He |
Ar |
H2O |
|
Молекулярная масса |
28,016 |
2,016 |
28,96 |
34,082 |
44,011 |
4,00 |
39,95 |
18,02 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,404 |
22,43 |
22,4 |
22,14 |
2,26 |
- |
- |
- |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
1,1651 |
0,0837 |
1,2046 |
1,434 |
0,842 |
0,166 |
1,1662 |
998,2 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,967 |
0,069 |
1,000 |
1,190 |
1,529 |
1,138 |
1,380 |
- |
|
Газовая постоянная, м/0С |
30,26 |
420,63 |
29,27 |
24,89 |
19,27 |
211,84 |
- |
- |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,2482 0,1770 |
3,3904 2,4045 |
0,2397 0,1712 |
0,253 0,192 |
0,1946 0,1496 |
1,260 0,760 |
1,2430 - |
1,0074 - |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,6981 |
0,8984 |
1,7419 |
1,2025 |
1,3942 |
1,8970 |
2,1265 |
1,004 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,040 |
0 |
- |
0,100 |
0,231 |
0,246 |
- |
0,348 |
|
Критическая температура Ткр , К |
126,26 |
331,25 |
- |
373,6 |
304,2 |
5,2 |
150,72 |
647,4 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
34,65 |
13,25 |
132,4 |
91,85 |
75,27 |
2,34 |
49,59 |
225,55 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,020 |
0,148 |
0,021 |
0,011 |
0,012 |
0,123 |
- |
- |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,291 |
0,230 |
- |
0,268 |
0,214 |
|||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
901 |
950 |
940 |
|
Показатели |
N2 |
H2 |
Воздух |
H2S2 |
CO2 |
He |
Ar |
H2O |
|
Молекулярная масса |
28,016 |
2,016 |
28,96 |
34,082 |
44,011 |
4,00 |
39,95 |
18,02 |
|
Молекулярный объем при 200С и 760 мм рт.ст. |
22,404 |
22,43 |
22,4 |
22,14 |
2,26 |
- |
- |
- |
|
Плотность при 200С и 760 мм рт.ст., кг/м3 |
1,1651 |
0,0837 |
1,2046 |
1,434 |
0,842 |
0,166 |
1,1662 |
998,2 |
|
Относительная плотность по воздуху |
0,967 |
0,069 |
1,000 |
1,190 |
1,529 |
1,138 |
1,380 |
- |
|
Газовая постоянная, м/0С |
30,26 |
420,63 |
29,27 |
24,89 |
19,27 |
211,84 |
- |
- |
|
Теплоемкость при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/кг0С Ср/С V |
0,2482 0,1770 |
3,3904 2,4045 |
0,2397 0,1712 |
0,253 0,192 |
0,1946 0,1496 |
1,260 0,760 |
1,2430 - |
1,0074 - |
|
Коэффициент динамической вязкости при 200С и 760мм рт.ст., 10-6 кг.с/м2 |
1,6981 |
0,8984 |
1,7419 |
1,2025 |
1,3942 |
1,8970 |
2,1265 |
1,004 |
|
Фактор ацентричности молекул ω |
0,040 |
0 |
- |
0,100 |
0,231 |
0,246 |
- |
0,348 |
|
Критическая температура Ткр , К |
126,26 |
331,25 |
- |
373,6 |
304,2 |
5,2 |
150,72 |
647,4 |
|
Критическое давление Ркр , кгс/см2 |
34,65 |
13,25 |
132,4 |
91,85 |
75,27 |
2,34 |
49,59 |
225,55 |
|
Теплопроводность при 00С и 760 мм рт.ст., ккал/м. 40С |
0,020 |
0,148 |
0,021 |
0,011 |
0,012 |
0,123 |
- |
- |
|
Критический коэффициент сверхсжимаемости Zкр |
0,291 |
0,230 |
- |
0,268 |
0,214 |
|||
|
Критический молярный объем Vкр см3/моль |
901 |
950 |
940 |
2σ
L