2.5 Комплект упр. НГТП_2014

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 )106
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.