Единица измерения проницаемости – м2 или мкм2=1 Да. Пористость – безразмерная величина, д.ед или проценты. Размерность динамической вязкости:
- система СИ – [Па×с]
- система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)] Единицы измерения кинематической вязкости:
- система СИ – [м2/с]
- система СГС – [Стокс] Межфазное натяжение измеряется в Н/м.
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
Задание 1. Состав газа и его использование для нахождения физических характеристик
Определить степень отклонения природной газоконденсатной смеси от закона идеального газового состояния при следующих исходных данных: Т=310 К, Р=14 МПа, относительная плотность газа ρ=1,12; объем газа, добываемого с 1 м3 нефти при р0=0,1 МПа и Т0=273 К – V0=60 м3/м3.
Таблица 4. Состав углеводородной части газа.
| Компонент- ный состав | Mi, кг/кмоль | Ркрi, МПа | Ткрi, К | Молярные доли компонента yi | yipкрi | yiТкрi | yiМi, кг |
| Вариант №14 | |||||||
| СН4 | 16,04 | 4,58 | 190,7 | 0,6 | 2,748 | 114,42 | 9,624 |
| С2Н6 | 30,07 | 4,86 | 306,0 | 0,35 | 1,701 | 107,1 | 10,5245 |
| С3Н6 | 44,09 | 4,34 | 369,8 | 0,005 | 0,0217 | 1,849 | 0,22045 |
| i-С4Н10 | 58,12 | 3,72 | 407,2 | 0,005 | 0,0186 | 2,036 | 0,2906 |
| n-С4Н10 | 58,12 | 3,57 | 425,2 | 0,01 | 0,0357 | 4,252 | 0,5812 |
| i-С5Н12 | 72,15 | 3,28 | 461,0 | 0,01 | 0,0328 | 4,61 | 0,7215 |
| n-С5Н12 | 72,15 | 3,30 | 470,4 | 0,005 | 0,0165 | 2,352 | 0,36075 |
| C6H14 | 86,17 | 2,96 | 508,0 | 0,015 | 0,0444 | 7,62 | 1,29255 |
| CO2 | 44,01 | 7,496 | 304,2 | ||||
| 4,6187 | 244,239 | 23,6156 |
Решение.
Рпр=14/4,62=3,03 Тпр=310/244,2=1,269
По графикам Брауна-Катца zг=0,62.
По уравнению состояния Редлиха-Квонга
a2=0,4278∙244,22,5/(4,62∙3102,5)=0,051 b=0,0867∙244,2/(4,62∙310)=0,015
(a2-b2p-b)p=0,465 a2bp2=0,148
z3-z2+0,465z-0,148=0 z=0,636
Средняя молекулярная масса газа
M=23,61 кг/кмоль
Рис. 9. График Брауна-Катца.
Для расчета z методом Гафарова лучше всего подходят условия 0<pпр<3,8
1,17<Тпр<2,0
𝑧𝑦 = 1 − 𝑝пр(
0,18
− 0,135) + 0,016
𝑝пр3,45
= 1,62
Тпр − 0,73
Тпр6,1
Плотность газа:
при нормальных условиях
ρг0=Mi/22,414=23,61/22,414=1,05 кг/м3
при стандартных условиях
ρгст=Mi/24,05=23,61/24,05=0,98 кг/м3 Относительная плотность газа по воздуху
ρ=Mi/29,98=23,61/29,98=0,79 кг/м3
Плотность газа при р=14 МПа и Т=310 К ρг=ρг0РТ0/(zP0T)=1,183∙14∙273/0,636/0,1/310=204,1 кг/м3.
Объем газа, добываемый с 1 м3 нефти
V=V0zp0T/(PT0)=60∙0,636∙0,1∙310/14/273=0,309 м3/м3.
Задание 2. Основные зависимости расхода жидкости через поры,
Капилляр, трещину
В образце породы размером 10х10х10 см имеется три вида пустот: поры, трещина, капилляр. Известны проницаемость пор матрицы, радиус капилляра, вязкость жидкости, общий расход жидкости через образец, проницаемость породы за счет пор, градиент давления. Найти расход жидкости в образце через поры, капилляр, трещину; раскрытость трещины, трещинную проницаемость. Сравнить расход жидкости через поры, капилляр, трещину. Расчет проводить в системе СИ.
Таблица 5. Исходные данные для расчета.
| Вариант | Кпор, мД | R капил- ляра, мм | Вязкость, Па∙с | Градиент давления, Па/м | Площадь образца, см2 | Общий расход, м3/с |
| 0,03 | 0,001 | 0,0000039 |
Решение
Площадь образца 100 см2=0,01 м2.
kкапилляра=r2/8=(0,03∙10-3)2/8=1,125∙10-10 м2 Q1=1,13∙10-10∙(0,03∙10-3)2∙3,14∙26000/0,001=8,27∙10-12 м3/с
kпор=3∙10-15м2
Q2=3∙10-15∙26000/0,001∙0,01=7,80∙10-10 м3/с Q=7,88∙10-10 м3/с
Остаток расхода флюида – это его расход через трещину.
Q3=3,9∙10-6-7,88∙10-10=3,9∙10-6 м3/с
Расход флюида через трещину
Q3=b2F∆P/12/μ =>𝑏 = √
Трещинная проницаемость
12𝑄𝜇
𝐹Δ𝑃
= √12∙3,9∙10−6∙10−3
0,01∙26000
= 1,34 ∙ 10−5м.
kтр=b2/12=(1,34∙10-5)2/12=1,5∙10-11 м2
ВЫВОДЫ
Приведен литературный обзор по видам пористости и проницаемости пород, зависимости коллекторских свойств от давления; статистические методы отображения неоднородности коллекторских свойств пород. Рассмотрены Методы определения относительных фазовых проницаемостей, коллекторские свойства трещиноватых пород. Приведены данные о составе природных газов и их свойствах, коэффициенте сверхсжимаемости смеси газов и методах его расчета, плотности природного газа, давлении насыщения и растворимости природных газов в нефтях; плотности и вязкости газированных нефтей, объемном коэффициенте, плотности и усадке нефти в пластовых условиях. Приведены единицы измерения проницаемости, пористости, вязкости нефти, межфазного натяжения.
Рассчитан коэффициент сверхсжимаемости природного газа 3 способами: по номограммам Брауна-Катца, по уравнению состояния Редлиха-Квонга, по эмпирическим уравнениям Гафарова. Найдена плотность газа при нормальных, стандартных условиях и при действующих давлении и температуре. Определен объем газа, добываемого с 1 м3 нефти.
Найдены расход жидкости в образце через поры, капилляр, трещину, раскрытость трещины, трещинная проницаемость.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Виноградов В.Г., ДахновА.В. Практикум по петрофизике.-М, «Недра», 1990.-287c.
2. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта. –М, «Недра», 1992.-305c.
3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. –М, «Недра», 1982.-351c.