2.5 Комплект упр. НГТП_2014
advertisement
2.5 Комплект индивидуальных домашних заданий по дисциплине «Управление нефтегазовыми технологическими процессами» Упражнение 1. Применение уравнения материального баланса для нефтяного пласта при режиме разработки с поддержанием пластового давления выше давления насыщения Дано: Исходное уравнение материального баланса для трехфазной системы: нефть/газ/вода. N NpBo Bg (Gp NpRs ) G ( Bg Bgi ) (We Wp ) Boi Bo Boi (c f cw Swc)p ( Rsi Rs ) Bg (1 Swc) Условные обозначения N – начальные балансовые запасы нефти Bo – объемный коэффициент нефти Boi - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения Cw – сжимаемость воды Cf – сжимаемость пор Swc – начальная водонасыщенность dP – перепад давлений P1, P2 – начальное и текущиее плостовые давления We – накопленный приток из законтурной области Wp – накопленная добыча воды Np – накопленная добыча нефти G – начальные запасы свободного газа Gp – накопленная добыча свободного газа Bg – объемный коэффициент газа Таблица 1 – геолого-физические данные по пласту и технологические параметры Bo Boi cw cf Swc P1 P2 dP We Wp 1-Swc Np 1,366 1,34 0,000042 3,24E-05 0,28 292 170 122 1052,79 555,8418 0,72 397 д.ед. д.ед. 1/атм 1/атм д.ед. атм атм атм м3 м3 д.ед. тыс. м3 Использование уравнения материального баланса для нефтяного месторождения при пластовом давлении выше давления насыщения предполагает следующие допущения: Давление выше давления насыщения. Газонефтяное отношение не изменяется Rs=Rsi=const Добыча газа только за счет растворенного газа Gp-NpRs=0 Свободного газа в пласте нет G=0 или m=0 Задание: 1) Упростите исходное уравнение материального баланса. 2) Рассчитайте: - Начальные запасы нефти, N - Коэффициент извлечения нефти Упражнение 2. Расчет сжимаемости пород Исходные данные: Даны значения пористости по пяти юрским пластам: Пласт Ю11 Ю12 Ю3 Ю4 Ю5 Пористость, д.ед. 0,140 0,150 0,160 0,170 0,180 Задание: 1. Рассчитать сжимаемость пород для каждого пласта по корреляции Ньюмана. Построить график изменения сжимаемости породы в зависимости от пористости пород. Корреляция Ньюмана: cпороды 2,718282 ( 5,118 36, 26 poro 63, 98 poro2 )106 0 , 068948 Спороды – сжимаемость пород, 1/атм; Poro – пористость, д.ед. 2. Определите, как изменяется сжимаемость с увеличением пористости пласта Упражнение 3. Расчет капиллярного давления Исходные данные: В таблице представлены данные по кривым капиллярного давления, полученные из анализа пяти образцов керна песчаника в лабораторной системе воздух-насыщенный минеральный раствор. Установлено, что средняя проницаемость 40-а изученных ранее образцов керна того же песчаника равна 150 мД. - Поверхностное натяжение воздух - соленой раствор, используемое для оценки капиллярного давления, равно 70 Нм (дин/см); - Поверхностное натяжение между нефтью и водой- 30 (дин/см); № образца 1 2 3 4 5 Pк, кПа/К (мД) 450 мД 300 мД 115 мД 50 мД 25 мД Водонасыщенность Кв при постоянном капиллярном давлении % 345 34 517 кПа кПа 172 кПа 69 кПа кПа 19 22 29 39 50 23 26 34 46 56 30 34 41 54 65 36 41 51 64 77 41 44 55 69 82 Необходимо: Построить кривую капиллярного давления подходящую для средней проницаемости пласта (150 мД). Предварительно привести данные капиллярного давления к пластовым условиям по формуле: Pê ï ëàñò Pê ëàá ( cos )ï ëàñò ( cos ) ëàá , (3) где Pк пласт – капиллярное давление в пластовых условиях; Pк лаб – капиллярное давление, замеренное в лабораторных условиях; δ – межфазное натяжение между нефтью и водой; θ – краевой угол смачивания (можно принять в данной задаче равным 0°). Упражнение 4. Осреднение кривых относительных фазовых проницаемостей Исходные данные: Юрский пласт Ю1-1 был выбран для пилотного проекта по заводнению. Известно, что критическая водонасыщенность Swir ~25% . Остаточная нефтенасыщенность ОФП нефти при связанной водонасыщенности ОФП воды при остаточной нефтенасыщенности Степень Кори по воде Степень Кори по нефти Sorw 35% (Kro)Swir 1 (Krw)Sor nw now 0,35 2 2 Требуется построить кривые относительных проницаемостей необходимые для расчетов эффективности процесса заводнения по уравнениям Hirosaki и Molina.
