Разработка нефтяных месторождений.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта.

Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.

1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса.

1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме.

Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме.

Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (прямолинейные ряды).

Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (круговые ряды).

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Физико-химические свойства природных газов и конденсата.

2.1.1 Основные параметры.

2.1.2 Определение типа залежи.

2.1.2.1 Уравнения состояния. Плотность природного газа и конденсата.

2.1.3 Физические и теплофизические свойства природных газов.

2.2 Аналитические методы определения давления и температуры.

2.2.1 Определение пластовых давлений.

2.2.2 Определение забойного давления по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула).

2.2.3 Определение забойного давления в работающей скважине.

2.2.4 Распределение температуры по стволу скважины.

……………………………………………………………………………..……………………………………………………

1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом

РЕШЕНИЕ

1) 1) Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области

(R£ r £ ¥) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:

.

Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления P_КОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области q_ЗВ = q_ЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:

а) , при ;

б) , при ;

в) ,

при

Здесь: , , - безразмерное время,

где t , t₁, t₂ [с],

- пьезопроводность водоносного пласта

.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Отметим, что по условию задачи

,

Следовательно упрощенные выражения для дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента системы разработки будут иметь вид:.

; (1)

; (2)

2) 2) Порядок расчета следующий:

Задаемся проницаемостью обводнившегося пропластка (например в диапазоне от k_* = 50*k_m до k_* = k_m/2) и определяем время его обводнения по формуле:

[с], (3)

По формулам (1), (2) вычисляем дебит нефти q_н(t_*) и дебит воды q_в(t_*) для рассматриваемого элемента системы разработки. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений k_* (в пределах указанного диапазона), при этом имеем в виду, что согласно (3), чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения.

3) 3) Строим зависимость следующего вида:

t [годы]

qн, qв

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой

Где W_i и w_i – внешние и внутренние фильтрационные сопротивления соответственно.

Для расчета расходов воды и дебитов нефти составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы от P_н до P₂, от P_нк до P₂, от P_нк до P₅. Будем иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемый в кольцевой ряд нагнетательных скважин (НК) равен q_нк. Однако, будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин (3) поступает часть расхода d₃ ×q_нк, а другая часть d₄×q_нк уходит вправо. Также будем иметь в виду, что часть d₂₁×q₂ общего дебита нефти стягивающего ряда (2) обеспечена притоком нефти слева, а другая его часть d₂₃×q₂ – притоком справа. Полная система уравнений состоит из трех независимых подсистем и включает в себя следующие уравнения.

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин законтурного ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

;

где ; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 1-го ряда (слева).

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

.

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 3-го ряда добывающих скважин (влево);

; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 3-го ряда (справа).

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоя центральной скважины:

;

;

;

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 4-го ряда добывающих скважин (вправо);

; .

Кроме того, внутренние эквивалентные фильтрационные сопротивления при плоско-радиальной фильтрации нефти к добывающим скважинам i – го ряда определяются выражением:

, i = 1,..,5.

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу

Материального баланса

Нефтегазовое месторождение характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта.

Наименование исходных параметров	Значение
Начальное пластовое давление равное давлению насыщения P0=PН
Нач. доля объема газовой шапки по отношению к объему всей залежи a0	0.15	0.2	0.15
Нач. газосодержание нефти Г0 [м3/м3]
Нач. объемный коэффициент газа bГ0	0.006	0.006	0.006
Нач. объемный коэффициент нефти bН0	1.475	1.475	1.475
Насыщенность порового объема связанной водой SСВ	0.12	0.12	0.12
Пластовое давление в процессе разработки снизилось до Pпл при котором:
Газосодержание нефти Г [м3/м3]
Объемный коэффициент газа bГ	0.0063	0.0063	0.0063
Объемный коэффициент нефти bН	1.415	1.415	1.415
Объемный коэффициент воды bВ	1.028	1.028	1.028
Добыча нефти за этот период Cоставила QН [м3]	1.06*106	1.06*106	1.1*106
Добыча газа составила VГ [м3]	175*106	185*106	175*106
Добыча воды составила VВ [м3]	5*104	6*104	4.2*104
Причем количество воды, внед- рившейся в залежь составило W [м3]	1.225*106	1.1*106	1.*106

ЗАДАЧА 1

Определить на основе метода материального баланса:

1) 1) начальные геологические запасы нефти G_Н - ?

2) текущую нефтеотдачу (h- ?) и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи (S_н -?) на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения P_н до текущего давления P_пл.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи

ЗАДАЧА 2

Для условий предыдущей задачи оценить влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти и газа:

J_гш - ?; J_рг - ?; J_в - ?.

Используя решение предыдущей задачи выразить и определить:

1) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа и активной пластовой воды) (G₁ - ? ).

2) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа) (G₂ - ?).

РЕШЕНИЕ

В выражении (3) для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает пластовой объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении:

Следовательно можем определить долю участия отдельных видов энергии в общей добыче из залежи:

;

;

.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Определим объем пласта, охваченный разработкой

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:

; ; (1)

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношениий получим:

2) 2) Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени

разработки пласта исходя из условия задачи может быть определена следующим образом:

;

Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:

; при года

.

при лет

3) 3) Изменение во времени ср. пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:

;

где

; ; ,

где: N ₁ - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти. N ₂- полная масса дегазированной нефти в пласте.

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

(2)

Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию

и продифференцируем ее:

Если , то справедлив меньший корень.

Если , то справедлив больший корень.

4) 4) Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:

следует вычислять при P_СР = P_НАС , то есть в момент начала разработки пласта.

5) 5) Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

,

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:

.

6) 6) Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

РЕШЕНИЕ

1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

V₁= p×(R_н²- R₁²)×hm×(1-S_СВ);

V₂= p×(R₁²- R₂²)×hm×(1-S_СВ);

V₃= p×(R₂²- R₃²)×hm×(1-S_СВ);

V₄= p×(R₃²- r_c²)×hm×(1-S_СВ);

Общие запасы нефти в залежи:

V_о= V₁+ V₂+ V₃+ V_4.

Текущая нефтеотдача к концу второго этапа разработки определяется отношением:

2) Суммарный дебит каждого ряда:

Q_i = qn_i = q2pR_i/(2s_i); i = 1,..3.

3) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

Q_p1= Q₁+ Q₂+ Q₃+ q

Q_p2= Q₂+ Q₃+ q

Q_p3= Q₃+ q

4) Продолжительность этапов разработки

t_i = V_i /Q_pi ; i = 1,..3.

Общая продолжительность разработки залежи

[лет] .

5) Конечная нефтеотдача определяется как отношение количества добытой нефти к концу разработки залежи к первоначальным ее запасам

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных

рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от P_к до P₃ :

P_к – P₁ = (n₁q₁ + n₂q₂ + n₃q₃)W₁ + n₁q₁w₁

P₁ – P₂ = (n₂q₂ + n₃q₃)W₂ + n₂q₂w₂ - n₁q₁w₁

P₂ – P₃ = n₃q₃ W₃ + n₃q₃w₃ - n₂q₂w₂

Где ; -

внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.

Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q₁, q₂, q₃.

Основные параметры

Газовые законы

· · закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт. ст.; Т=0⁰С) занимает объём 22.41м³;

· · закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений p_i

· р= å р_i ; (1.1)

· · закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов v_i

· v=å v_i . (1.2)

Определения:

· · аддитивным называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных (объёмных) долевых концентраций компонентов в смеси на свойства этих компонентов;

· · парциальное давление компонента смеси p_i - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;

· · парциальный объём компонента смеси v_i- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.

Параметры газовых смесей

Плотность газа в нормальных условиях определяется по закону Авогадро

r = М/22.41, кг/м³, (1.3)

где М - молекулярная масса, М=G/m.

Относительная плотность - плотность газа отнесённая к плотности воздуха r_в при тех же значениях давления и температуры

. (1.4)

При определении относительной плотности надо иметь в виду, что стандартными условиями в физике считаются 0⁰С и 0,1013МПа, а коммерческие расчеты в газовой промышленности приводятся к условиям t=20⁰С и p=0,1013МПа. Соответственно, плотность воздуха в первом случае r_в0= 1,293кг/м³, а во втором - r_в0= 1,205кг/м³. Плотность воздуха при требуемом давлении определяется по формуле

r_в = 1,1665р (1.4.1)

Для сравнительной характеристики газа удобнее использовать относительную плотность при нормальных физических условиях

D₀=r₀ / 1,293. (1.4.2)

Состав природного газа характеризуется концентрациями (содержанием) компонент, которые подразделяются на:

· · массовые g_i=G_i /G;

· · молярные y_i=m_i /m;

· · объёмные x_i=v_i /v.

Здесь: i - номер компоненты; G,m,v - масса, число молей и объём; величины без индексов относятся к смеси.

При известных молекулярных массах компонент М_i и смеси М можно осуществить переход от объёмных концентраций к массовым и наоборот:

g_i=x_i M_i /M. (1.5)

При этом по закону Авогадро y_i=x_i.

При известных концентрациях и параметрах компонент средние характеристики смеси определяются следующим образом:

· · давление р=p_i /x_i (1.6)

· · объём v=v_i /x_i (1.7)

· · молекулярная масса M= å (x_i М_i)/100=100/ å (g_i /M_i) (1.8)

· · плотность r =100/ å (g_i / r _i)=100M/ å (x_i M_i)/ r_i= å (x_i r _i) (1.9)

В формулах (1.8, 1.9) концентрация дана в процентах.

Содержание тяжелых углеводородов в газе.

Объём паров после испарения жидкости

Принято считать, что в газе три тяжелые фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин. Последний принимается состоящим по массе из 1/3 бутана и 2/3 пентана (плюс вышекипящие).

Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых компонентов в г/м³ определяется по формуле

А_i=10g_ir_см= 10у_ir_i, г/м³. (1.10)

Здесь: g - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мас.%; r_см - средняя плотность природного газа, кг/м³; у - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мол.%; r - плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м³.

После определения содержания в газе отдельных компонентов пересчитывают содержание в нём n- бутана и газового бензина При этом считают, что в газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие и часть нормального бутана, по величине равная половине содержания пентана плюс вышекипящие.

Пропан бутановая фракция при повышенных давлениях находится в жидком состоянии и переходит в газообразное при понижении давления до атмосферного. Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода( при нормальных физических условиях р=0,1013МПа, Т=273 К ), можно вычислить по формуле

V_п=G / r_п= 22,41 G / М, м³, (1.11)

где М - молекулярная масса углеводорода, r_п - плотность паров углеводорода при нормальных условиях; G - масса жидкого углеводорода, кг.

Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров подсчитывается по (1.11) с подстановкой средней молекулярной массы смеси испарившихся углеводородов.

Определение типа залежи

По составу углеводородов

В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

а) газовые - нет тяжелых углеводородов ( метан- 95-98%; относительная плотность

D » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, D » 1.1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) ( метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, D » 0.7-0.9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Метод Коротаева, Карпова

Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:

а)газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ =g>1;

б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;

в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.

Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений

Месторождение	Концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	СО2	Н2S
1.Северостав-ропольское	98,9	0,29	0,16	0,03	0,02	--	0,4	0,2	--
2. Березовское	95,1	1,1	0,3	0,04	0,03	0,03	3,0	0,4	--
3. Медвежье	98,8	0,1	0,02	0,001	0,001	--	1,0	0,1	--
4. Заполярное	98,6	0,07	0,02	0,007	0,006	0,01	1,1	0,18	--
5.Уренгойское	97,8	0,1	0,03	0,001	0,001	0,01	1,7	0,3	--
6. Шатлыкское	95,4	1,99	0,32	0,006	0,005	0,05	0,78	1,15	--
7. Ширяевское	58,9	1,88	0,6	0,11	0,12	0,12	0,81	11,0	26,5
8.Шебелинское	92,0	4,0	1,1	0,26	0,26	0,26	2,0	0,12	--
9. Вуктыльское	74,8	8,7	3,9	0,85	0,95	6,4	4,3	0,1	--
10 Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,34	0,36	1,8	3,7	1,7	1,3
11. Уренгойское БУ-8	88,3	5,29	2,42	0,55	0,45	2,52	0,48	0,01	--
12. Уренгойское БУ-14	88,27	6,56	3,24	0,45	0,55	5,62	0,32	0,5	--
13. Надымское	75,1	8,62	3,9	0,66	0,78	10,22	0,38	0,35	--
14. Юбилейное	75,9	9,06	4,43	0,82	0,82	4,38	0,48	0,54	--
15. Заполярное БТ-5	79,3	6,12	4,16	1,19	1,2	7,33	0,42	0,17	--
16Варьеганское	70,35	6,48	7,33	1,38	1,5	10,04	2,71	0,21	--
17. Мыльджин-ское Ю12	87,9	2,93	2,36	0,51	0,65	2,101	2,65	0,84
18. ыльджин-ское Б10	85,4	3,27	3,48	1,0	1,13	2,72	3,02	0,01
19. Бавлинское	35,0	20,7	19,9	3,7	6,1	5,8	8,4	0,4	--
20.Мухановское	30,1	20,2	23,6	4,0	6,6	4,8	6,8	1,5	2,34
21Ишимбайское	42,4	12,0	20,5	3,1	4,1	3,1	11,0	1,0	2,8
22Ромашкинско	38,8	19,1	17,8	2,8	5,2	6,8		1,5	--
23Самотлорское	53,4	7,2	15,1	3,8	4,5	6,3	9,6	0,1	--
24. Узеньское (XIII)	50,2	20,2	16,8	3,2	4,5	3,0	2,3	--	--
25Жетыбайское (XIII)	63,9	16,2	8,1	2,4	2,6	5,1	1,2	0,4	--

Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа

Параметры	Метан	Этан	Про-пан	Изобу-тан	Норм.. бутан	Нормальн. пентан	Гексан
Формула	СН4	С2 Н6	С3 Н8	i–С4Н10	n-С4Н10	n-С5 Н12	С6 Н14
Молекулярная масса, М	16,04	30,07	44,1	58,12	58,12	72,15	86,18
Газовая постоянная R, Дж/кг К
Температура кипения при 0,1МПа, К	111,7	188,4	230,8	262,9	272,5	309,2	342,0
Критическая температура, К	190,5		369,6			470,2	507,8
Критическое давление, МПа	4,7	4,9	4,3	3,7	3,8	3,4	3,9
Критическая плотность, кг/м3	162,0	210,0	225,5	232,5	225,2	232,0	--
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с (станд. условия)	10,3	8,3	7,5	6,9	6,9	6,2	5,9
Критический коэффициент сжимаемости zкр	0,29	0,285	0,277	0,283	0,274	0,269	0,264
Ацентрический фактор w	0,013	0,105	0,152	0,192	0,201	0,252	0,29

Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа

Параметры	Углекислый газ	Сероводород	Азот	Водяной пар
Формула	СО2	Н2 S	N2	H2 O
Молекулярная масса, М	44,011	34,082	28,016	18/016
Газовая постоянная R, Дж/кг К
Температура кипения при 0,1МПа, К	194,5	212,0	77,2	373,0
Критическая температура, К	304,0	373,4	125,9	647,15
Критическое давление, МПа	7,54	9,18	3,46	22,54
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с(станд. условия)	13,8	11,7	16,6	12,8
Критический коэффициент сжимаемости zкр	0,274	0,268	0,291	0,23
Ацентрический фактор w	0,42	0,1	0,04	0,348

Единицы измерения

Параметры	Единицы измерения
	СИ	СГС	Смешанная
Газовая постоянная R	Дж/кг К	эрг/г К=10-4 Дж/кг К	м/оС=9,81 Дж/кг К
Температура	К=273 + оС	К	оС
Сила	ньютон(н)= кг*м/с2= 105дн=0,1013кгс	дина(дн)=г*м/с2= 105н	кгс=9,81н
Давление	паскаль(Па)=н/м2 = 10дин(1МПа=106Па)	дин/см2=0,1Па	ата=кгс/см2= 9,81*104Па» 0,1МПа
Энергия	Дж=кг м2/с2	эрг=г см2/с2= 10-7Дж	кал=4,1868Дж

Пример расчета

По данному массовому составу газа, величине пластового давления p_пл определить:

* ·-содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;

* ·- параметры смеси;

* ·- критические и парциальные параметры;

* ·-вид залежи.

Месторождение	массовая концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	СО2	Тпл К	р Мпа
1 пример	19,5	11,8	37,95	3,25	12,05	8,15	7,3	--		23,0

Решение

1. 1. Определяем среднюю молекулярную массу газа по (1.8)

2. Находим плотность газа при нормальных условиях по (1.3)

r_см=32,15/22,41=1,43 кг/м³

3. Находим содержание тяжёлых углеводородов в газе по (1.10) в г/м³

* ·пропана..............................10 ^. 37,95^.1,43=542,0;

* ·i - бутана.............................10 ^. 3,25^.1,43= 46,5;

* ·n -бутана.............................10 ^. 12,05^.1,43=172,0;

* ·пентана и высших...............10 ^. 8,15^.1,43=117,0;

__________________________________________________________

Всего..............................................................877,5 г/м³

Т.о., газового бензина (пентан целиком) и n-бутана (по величине, равной половине пентана) в составе газа будет

117+117/2=175,5 г/м³;

* ·пропана.............................. 542,0 г/м³;

* ·i - бутана............................. 46,5 г/м³;

* ·n -бутана............................. 172-58,5=113,5 г/м³.

____________________________________________________________-

Всего тяжелых углеводородов 877,5 г/м³.

1. Находимотносительную плотность газа по (1.4.2)

D₀=1,43/1,293=1,106.

5. Определяемобъёмные концентрации y_i компонент по (1.5), парциальные давления p_i по(1.6):

Компоненты	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	Пласт. давл. Р, МПа	Мол. масса смеси,М
Массов. конц.%, gi	19,5	11,8	37,95	3,25	12,05	8,15	7,3	23,0	32,15
Молек. масса, Мi	16,04	39,07	44,1	58,12	58,12	72,15	28,02	--
Объёмн. конц.% yi=gi M/ Mi	39,09	9,71	29,12	1,8	6,67	3,63	8,38	--
Парциал. давл. Рi=yip/100, МПа	8,99	2,23	6,7	0,41	1,53	0,83	1,93	--

6. Определим тип залежи:

а) Имеем - D=1,106; метана-39,09%; жидкого газа (пропан-бутановая фракция) - »31%, газ. Бензина » 8%. Т.о. по разделу (3.1) месторождение можно считать газонефтяным.

в) по Коратаеву - g=0,27. Газ можно отнести к газонефтяному.

7. Найдем объём паров после испарения 702 кг пропан -бутановой фракции, в которой содержится: пропана - 542 кг, бутана - 160кг.

Находим процентное содержание пропана и бутана в данной фракции:

пропан - g = 542^.100 / 702=77,2%;

бутан - g= 100-77,2= 22,8%.

Определим среднюю молекулярную массу смеси

Объём паров (11)

V_п= 22,41^.702 / 46,72=336,7 м³.

1. Найдём критические и приведенные параметры смеси:

Компоненты	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	Отн. плотн. D, кг/м3	Мол. масса смеси, М
Молек. масса, Мi	16,04	39,07	44,1	58,12	58,12	72,15	28,02	1,106	32,15
Объём. конц. yi	0,391	0,0971	0,2912	0,018	0,0667	0,0363	0,0838	--
Крит. темп., К	190,5		369,6			470,2	125,9	--
Крит. давл., МПа	4,7	4,9	4,3	3,7	3,8	3,4	3,46	--

Т.к. объёмное содержание высококипящих и неуглеводородных компонент больше 10%, то для расчета критических параметров используем зависимости (1.12.1)

К= 128.46; К²= 16502,85; J=106,79; J²=11404,1041;

р_кр=1,45 МПа; Т_кр=154,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (12):

р_кр=4,3 МПа; Т_кр=266,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (14.1):

р_кр=4,44 МПа; Т_кр=262,3 К.

Проверочные задания

По данному составу газа, величине пластового давления p_плопределить:

* ·-содержание в нем пропа