Физика нефтяного и газового пласта

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

Физика нефтяного и газового пласта

Выполнил студент

Заочного отделения

гр. РНГМз-09-2

шифр.0913050344

Пискунов Алексей Юрьевич

проверил преподаватель

кафедры РНГМ

Злобин А.А.

Пермь, 2013

Задача 10.1.Определить коэффициент межфазного натяжения на границе исследуемая жидкость – дистиллированная вода при использовании весового метода «счета капель», приняв коэффициент теплового расширения для углеводородных жидкостей – 0,00085 1/град С, плотность воды при 20 С – 1000 кг/м³, температура опыта 24 С, исследуемое вещество четыреххлористый углерод, плотность 785, начальный объем в бюрете 22 см³, конечный объем в бюрете 25 см³, количество капель 30, постоянная прибора 3*10^-3 1/с²

Решение:

Параметры	Исходное	В системе СИ
плотность воды при 20 °С	1000 кг/м3	1000 кг/м3
коэффициент теплового расширения	0,00085 1/°С	0,00085 1/°С
начальный объем в бюрете	22 см3	22*10-4 м3
конечный объем в бюрете	25 см3	25*10-4 м3
количество капель 30
постоянная прибора	3*10-3 1/с2	3*10-3 1/с2
четыреххлористый углерод, плотность	0,785 т/м3	785 кг/м3
температура опыта, °С	24°С	24°С

Для определения плотности жидкости при заданной температуре:

Определим плотность воды:

998,98 кг/м3, ССl₄ : 782,34 кг/м3

Для определения межфазного натяжения по методу счета капель рекомендуется применять следующую зависимость:

64.99*10^-7.

Проверим размерности: 1/с²*м³* кг/м³ = кг/с²

Ответ: 64.99*10^-7 кг/с².

Задача 10.2.Определить коэффициенты динамической и кинематической вязкости жидкостей, используя стеклянный U – образный вискозиметр типа ВПЖ для исходных данных: температура опыта 23 С, плотность жидкости 0,825 г/ см³ при нормальном давлении и температуре 20С, коэффициент теплового расширения жидкости 0,00072 1/°С, время истечения через капилляр 7 мин, постоянная прибора 0,09 cСт/с

Решение:

Параметры	Исходное	В системе СИ
температура опыта	23°С	23°С
плотность жидкости при температуре 20С	0,825 г/ см3	825 кг/м3
коэффициент теплового расширения жидкости	0,00072 1/°С	0,00072 1/°С
время истечения через капилляр	7 мин	7*60 с
постоянная прибора	0,09 cСт/с=0,09*10-2Ст/с	9*10-8 м2/ с2

Проведем расчеты:

Для определения вязкости жидкости способом стеклянного вискозиметра типа ВПЖ можно пользоваться формулой ν = С t = 9*10^-8*420 = 3,78*10^-5 м²/с, где С постоянная вискозиметра, пересчитаем плотность на температуру опыта: 823,2

Для определения динамической вязкости используем формулу: μ = ν ρ_t = 3,78*10^-5/823,22 = 0,0046 *10^-5Па с = 46*10^-6 Па с = 0,046 мПа с

Проверим размерности: μ = ν ρ_t =м²/с*кг/м³= кг/м = кг*м*с/(м²*с²)=Н*с/м2 = Па с

Ответ: ν = 37,8 сСт, :μ = 46*10^-6 Па с

Задача 10.5.Пересчитать весовой (массовый) состав смеси природного (попутного) газа в объемный (молярный) и определить для данной смеси молекулярный вес, относительную плотность по воздуху, для нормальных и стандартных условий, критические параметры Данные представлены в таблице

Компонент	Метан	Этан	Пропан	н - Бутан	Пентан
Массовая, %
доля	0,4	0,1	0,15	0,25	0,1

Решение:

компонент	Масса молярная	В системе СИ
Метан	16 г/моль	16*10-3кг/ моль = 16 кг/ кмоль
Этан	30 г/моль	30*10-3кг/ моль = 30 кг/ кмоль
Пропан	44 г/моль	44*10-3кг/ моль = 44 кг/ кмоль
н - Бутан	58 г/моль	58*10-3кг/ моль = 58 кг/ кмоль
Пентан	72 г/моль	72*10-3кг/ моль = 72 кг/ кмоль

Проведем расчеты:

Найдем молекулярную массу смеси: М_см = 1/(х_м/М_м+х_э/М_э+х_пр/М_пр+х_б/М_б+х_пн/М_пн) = 1/((0,40/16+0,10/30+0,15/44+0,25/58+0,10/72)*10^-3) = 26,7*10^-3 кг/ моль = 26,7 г/ моль.

Найдем плотность смеси для нормальных условий: ρ_{см 20} = М_см/22,414 = 1,19 кг/м³

Найдем плотность смеси для стандартных условий: ρ_{см 0} = М_см/24,055 = 1,11 кг/м³

Проверим размерности ρ_{см 20} = (кг/ моль )/ (м³/ кмоль)

Ответ: ρ_{см 20} = 1,19 кг/м³: ρ_{см 0} = 1,11 кг/м³

Задача 10.6.Пересчитать объемный (молярный) состав смеси природного газа в весовой (массовый) и определить для данной смеси молекулярный вес, относительную плотность по воздуху, для нормальных и стандартных условий, критические параметры. Данные представлены в таблице.

Компонент	Метан	Этан	Пропан	н - Бутан	Пентан
Объемная, %
	0,8	0,06	0,06	0,04	0,04

Решение:

компонент	Масса молярная	В системе СИ
Метан	16 г/моль	16*10-3кг/ моль = 16 кг/ кмоль
Этан	30 г/моль	30*10-3кг/ моль = 30 кг/ кмоль
Пропан	44 г/моль	44*10-3кг/ моль = 44 кг/ кмоль
н - Бутан	58 г/моль	58*10-3кг/ моль = 58 кг/ кмоль
Пентан	72 г/моль	72*10-3кг/ моль = 72 кг/ кмоль

Найдем молекулярную массу смеси: М_см = (у_м*М_м+у_э*М_э+у_пр*М_пр+у_б*М_б+у_пн*М_пн) = 0,80*16+0,06*30+0,06*44+0,04*58+0,04*72) = 33,62 кг/ кмоль.

Найдем плотность смеси для нормальных условий: ρ_{см 20} = М_см/22,414 = 1,5 кг/м³

Найдем плотность смеси для стандартных условий: ρ_{см 0} = М_см/24,055 = 1,4 кг/м³

Проверим размерности: ρ_{см 20} = (кг/ кмоль )/ (м³/ кмоль) = кг/ м³

Ответ: ρ_{см 20} = 1,50 кг/м³: ρ_{см 0} = 1,40 кг/м³

Задача 10.18.Какой объем займет 1000 кг чистого этана при температуре 35°С и давлении 10,55 МПа

Параметры	Исходное	В системе СИ
Масса этана	1000 кг	1000 кг
Температура	35°С	35°С
Давление	10,55 МПа	10,55*106 Па

Решение:

компонент	Масса молярная	В системе СИ
Этан	30 г/моль	30*10-3кг/ моль = 30 кг/ кмоль

Проведем расчеты:

Найдем плотность этана при нормальных условиях ρ_этана20 = М_этана/22,414 = 1,338 кг/м³

Найдем критические давление и температуру для этана:

теперь можем найти приведенные Р и Т:

при заданных условиях

при нормальных условиях

Найдем z₃₅=0.13*2.175+(6.05*1.007-6.25)*1,007/2,175²= 0.249 т.к.1,45≤Р_пр≤4 1,05≤ Т_пр≤1,17

Найдем z₂₀=1-0,23*0,021-(1,88-1.6*0,958)*0,021² =0.995 т.к. 0 ≤ Р_пр ≤ 1,45 1,05 ≤ Т_пр ≤ 1,17

Найдем плотность при заданных условиях по формуле:

ρ₃₅=ρ_этана(Р₃₅Т₂₀z₂₀)/(Р₂₀Т₃₅z₃₅) = 1.338*(10.55*10⁶*293*0,995)/(101*10³*308*0,249) = 531,29 = 531,29 кг/м³ получили сжиженный этан с плотностью жидкости

V = m/ρ = 1000/531.29 = 1.88 м³

Ответ: ρ = 531,29 кг/м³, V=1.88 м³

Задача 10.22.Определить коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях, если пластовое давление 20 МПа, пластовая температура 50°С, псевдокритическое давление смеси газа составляет 47 кгс/см², псевдокритическая температура газовой смеси - 190°К.

Решение:

Параметры	Исходное	В системе СИ
Псевдокритическая температура	190°К = - 83°С	190°К
Псевдокритическое давление	47 кгс/ см2	4,606*106Па
Давление пластовое	20 МПа	20*106 Па
Температура пластовая	50°С	50°С

Найдем приведенное давление и температуру:

Для нахождения коэффициента сжимаемости воспользуемся графиком изменения коэффициента z в зависимости от приведенных температуры и давления для метана

Найдем коэффициент сжимаемости из графика:

Ответ: z = 0.88

Задача 10.25.Определить коэффициент растворимости Генри для следующих исходных данных: начальная газонасыщенность нефти попутным газом составила 100 м3/т, плотность нефти 0,865 г/см3, давление насыщения 18.5МПа.

Решение:

Параметры	Исходное	В системе СИ
газонасыщенность	100 м3/т	100 м3/т
плотность нефти при температуре 20С	0,865 г/ см3	865 кг/м3
Давление насыщения нефти газом	18,5 МПа	18,5*106 Па

Из газонасыщености мы можем сказать, что на 1 тонну (1000 кг) нефти приходится объем 100 м3 газа, то есть определим объем занимаемый 1000 кг нефти V_н = m_н/ρ_н = 1000/865 = 1,156 м³ , объем же занимаемый газом будет равен 100 м³

Определим кооэфициент растворимости Генри: α = V_г / PV_н = 100/(18,5*10⁶*1,156) = 4,68*10^-6 1/Па

Ответ: α = 4,68*10^-6 1/Па

Задача 10.28.Определить коэффициент сжимаемости нефти если при повышении давления на 5 МПа объем нефти уменьшился на 0,5 дм³, при этом начальный объем нефти составил 50 л.

Решение:

Параметры	Исходное	В системе СИ
Изменение давления	5 МПа	5*106 Па
Начальный объем нефти	50 л	0,05 м3
Изменение объема	0,5 дм3	0,0005 м3

Упругие свойства пластовой нефти выражены ее способностью изменять свой объем под действием внешнего давления и определяются коэффициентом сжимаемости.

Найдем коэффициент сжимаемости:

β = ΔV/(V_нΔР) = 0,0005/(0,05*5*10⁶) = 2*10^-9 1/Па

Ответ: β = 2 *10^-9 1/Па

Задача 10.31.Определить коэффициент усадки нефти если ее объем в поверхностных условиях уменьшился по сравнению с пластовыми в 1,25 раза. т.е V_пл/V_пов = 1,25 = b

Решение:

Объемный коэффициент пластовой нефти характеризуется соотношением объемов нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после дегазации.

Коэффициент усадки будет равен:

Ответ: U = 20%

Задача 11.1.Обработать результаты опыта по вытеснению нефти водой из образца горной породы для следующих исходных данных: диаметр образца 25 мм, длина 51 мм, коэффициент открытой пористости 20%, коэффициент абсолютной проницаемости 50 мД, начальная водонасыщенность 10%, коэффициент динамической вязкости нефти 6сП, плотность нефти 800 кг/м3, воды 1050 кг/м3, давление гидрообжима 25 атм, опыт проводился при поддержании постоянного давления на выходе из образца – 4,5 кгс/см2, температуры - 20°С и постоянной скорости фильтрации. Определить коэффициент вытеснения нефти остаточную нефтенасыщенность. Построить график зависимостей расходов по нефти и воде, накопленных объемов нефти и воды, коэффициента обводненности жидкости, текущей нефтенасыщенности от количества прокачиваемых поровых объемов образца горной породы. Данные опыта занесены в таблицу:

Номер точки	Время фильтрации	Накопленный объем вытесненной жидкости см3	Давление на входе в образец, Р1, кгс/см3
воды	нефти
			0,25	6,00
		0,05	0,45	5,95
		0,15	0,60	5,70
		0,25	0,75	5,60
		0,5	1,00	5,55
		0,75	1,25	5,50
		1,0	1,50	5,40
		1,35	1,65	5,30
		1,65	1,85	5,30
		2,00	2,00	5,25
		2,30	2,20	5,25
		2,70	2,30	5,20
		3,45	2,55	5,15
		4,2	2,,80	5,10
		4,95	3,05	5,05
		6,55	3,45	5,00
		16,3	3,70	5,00
		36,5	3,95	5,00
		76,00	4,00	5,00

Параметры	Исходное	В системе СИ
начальная водонасыщенность	10%,	10%,
коэффициент открытой пористости	20%	20%
коэффициент абсолютной проницаемости	50 мД,	50*10-15 м2
плотность нефти	800 кг/м3	800 кг/м3
динамической вязкости нефти	6сП	6*10-3 Па c
плотность воды	1050 кг/м3	1050 кг/м3
давление гидрообжима	25 атм	25*101*103 Па
температуры	20°С	20°С
постоянного давления на выходе	4,5 кгс/см2	4,5*9,81*104 Па
диаметр образца	25 мм	25*10-3 м
длина	51 мм	51*10-3 м

Решение:

V_обр = πd²l/4 = 3.14*0.025²*0.051/4 = 2.5*10^{-5 м3}

m_о = V_пор /V_обр , отсюда V_пор = V_обр m_о = 0,2*2.5*10^-5 = 5*10^{-6 м3}

Для жидкости для плоскопараллельной фильтрации k_ж = Q μ L/(F(P₁ – P₂)), где Q – расход флюида, Р – давление, F – площадь параллельного сечения образца, L – длина образца.

Содержание флюидов в породе называется насыщенностью. Количественно содержание в породе нефти, воды и газа оценивается коэффициентами нефте-, водо-, газонасыщенности. Это есть доля от объема открытых пор V_пор в образце, занятых нефтью V_н, водой V_в: S_н+ S_в= 1

коэффициент нефтенасыщенности:

S_н= V_н/ V_пор = 0,9 V_н = V_пор*S_н= 0.9*5*10^-6/5*10^-6 = 4.5*10^-6

коэффициент водонасыщенности:

S_в= V_в/ V_пор = 0,1 V_в = 0.1*5*10^-6 = 0.5*10^-6

Коэффициент нефтеизвлечения К_н = V_н /V_{извлеченный}

№ точки	Время фильтрации, мин	Накопленный объем вытесненной жидкости см3	Расход воды в опыте	Расход жидкости за промежуток времени	V/Vпор	Давление на входе в образец, Р1, кгс/см3	Р1 - Р2, кгс/см3	Р1 - Р2, кПа	Sн, %	Sв,%	Квыт	Обводненность, %
воды, 10-6 м3	нефти, 10-6 м3	суммарный, 10-6 м3	воды, 10-6 м3	нефти, 10-6 м3
													-
			0,25	0,25		0,25	0,05	6,00	1,5	147,15
		0,05	0,45	0,5	0,05	0,2	0,1	5,95	1,45	142,245
		0,15	0,60	0,75	0,1	0,15	0,15	5,70	1,2	117,72			7,5
		0,25	0,75	1,0	0,1	0,15	0,2	5,60	1,1	107,91
		0,5	1,00	1,5	0,25	0,25	0,3	5,55	1,05	103,005			4,5	33,3
		0,75	1,25	2,0	0,25	0,25	0,4	5,50	1,00	98,1			3,6	37,5
		1,0	1,50	2,5	0,25	0,25	0,5	5,40	0,9	88,29
		1,35	1,65	3,0	0,35	0,15	0,6	5,30	0,8	78,48			2,8
		1,65	1,85	3,5	0,3	0,2	0,7	5,30	0,8	78,48			2,43	47,1
		2,00	2,00		0,35	0,15	0,8	5,25	0,75	73,575			2,25
		2,30	2,20	4,5	0,3	0,2	0,9	5,25	0,75	73,575			2,05	51,1
		2,70	2,30		0,4	0,1	1,0	5,20	0,7	68,67			1,96
		3,45	2,55		0,75	0,25	1,2	5,15	0,65	63,765			1,76	57,5
		4,2	2,80		0,75	0,25	1,4	5,10	0,6	58,86			1,61
		4,95	3,05		0,75	0,25	1,6	5,05	0,55	53,955			1,48	61,9
		6,55	3,45		1,6	0,4	2,0	5,00	0,5	49,05			1,3	65,5
		16,3	3,70		9,75	0,25	4,0	5,00	0,5	49,05			1,21	81,5
		36,05	3,95		19,75	0,25	8,0	5,00	0,5	49,05			1,14	90,1
		76,0	4,00		39,95	0,05	16,0	5,00	0,5	49,05			1,13

S_нi = (V_H – V_{вытесненое})/V_пор *100%

S_вi = 100% - S_нi

k_ж = Q μ L/(F(P₁ – P₂))

Ответ: Q = 1,9376 кДж

Ответ: Q = 1,9376 кДж

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

V_н =1/ρ*(Р₁-Р₀-V_вρ_в), зная что