5 Практические задачи

5.1 Практическая задача № 1.

Свойства нефти в пластовых условиях

5.1.1 Типовые задачи

Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г₀), количество которого зависит от пластовых температур (Т_пл) и давления (Р_пл):

(5.1)

По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные: давление пласта Р_пя = 200 атм, пластовая температура Т_т = 60 °С, плотность нефти при н.у. (ρ_н = 850 кг/м³, (0,85 т/м³), относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. (ρ_ог = 0,9; газовый фактор Г₀ = 128 м³/м³, (G₀ = Г₀/ρ_н=128/0,85= = 150,6 м³/т), весь газ растворен в нефти.

Определим свойства нефти в пластовых условиях.

5.1.1.1 Определение давления насыщения нефти газом

Для оценки Р_нас используют номограммы М. Стендинга (приложение 11, рисунок 11.1). Для этого из точки соответствующей газовому фактору, (Г₀ = 128 м³/м³ в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа), ρ_ог = 0,9. Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса), ρ_н = 0,85 т/м³, и проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры, t_пл = 60 °С и, опускаясь по вертикали вниз, находим в пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом:

Р_нас = 175 атм.

То есть, при пластовом давлении равном 200 атм, нефть в пласте будет находиться в недонасыщенном состоянии.

5.1.1.2 Определение объемного коэффициента нефти (Вп)

в пластовых условиях:

Воспользуемся номограммой М. Стендинга (приложение 11, рисунок 11.2). В левой части номограммы находим значение газового фактора, Г₀ = 128 м³/м³ проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа, ρ_ог = 0,9 (относительной удельного веса газа) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти, р_н = 0,85 т/м³ (удельного веса нефти), затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры, t_пл = 60 °С и опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления, P_пл = 200 атм, и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти:

В_п = 1,23.

Таким образом, 1 м³ нефти при н.у. в пластовых будет занимать 1,23 м³. Аналогично можно определить объемный коэффициент нефти с использованием номограмм Била и Катца (приложение 11, рисунок 11.3). Для нашего случая объемный коэффициент нефти В'_н = 1,158, т.е., почти на 6 % меньше B_н определенного по номограммам М. Стендинга.

5.1.1.3 Определение плотности нефти в пластовых условиях

1. Находим вес газа, растворенного в 1 м нефти (Gг):

, (5.2)

где ρ_н – плотность нефти при н.у.= 0,85 т/м³; G₀ – весовой газовый фактор, G₀ = 150 м³/т; G_г – вес 1 м³ воздуха при н.у. = 1,22 кг; ρ_г – относительная плотность газа по воздуху, ρ_г = 0,9.

= 1500,851,220,9 = 140, кг

2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у. (G_нг) равен:

= 850 + 140 = 990, кг (5.3)

3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях:

= 990/1,23 = 805, кг/м³