Определение вязкости дегазированной нефти. Расчет коэффициентов изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях и процента усадки нефти. Нахождение средней проницаемости пласта для случая горизонтальной фильтрации и состава жидкой фазы.
Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1.2 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом) Рк - вес на воздухе образца, насыщенного керосином, г;Определить дебиты (Q1), (Q2), (Q3), (Q4), (Q5) при: 1. равномерной субкапиллярной и неравномерно-проницаемой фильтрациях; 2. равномерной субкапиллярной и трещиноватой фильтрациях и сравнить их для условий, представленных в таблице 3.1, имеющих следующие обозначения: кпр - проницаемость при субкапиллярной фильтрации, МД; Для известного состава газа найти коэффициент сжимаемости (z), объем газа в пластовых условиях (Vпл, м3), объемный коэффициент b для пластовых условий (Рпл, атм; тпл, °С) при первоначальном объеме (Vo, м3). 5) Объемный коэффициент газа оценивается отношением объемов газа в пластовых условиях к объему при н.у 4) Рассчитываем состав жидкой фазы (Nxi) в газонефтяной смеси по формуле (6.16): , , 4) Рассчитываем состав жидкой фазы (Nxi) в газонефтяной смеси по формуле (6.16): , Компонент Nzi, доли Крі пропан (C3H8) 0,09 24 0,238674 0,009945 изобутан (i-C4H10) 0,09 4,928 0,186761 0,037898 н-бутан (n-C4H10) 0,17 3,04 0,301517 0,099183 изопентан (i-C5H12) 0,1 0,976 0,098427 0,100847 н-пентан (n-C5H12) 0,17 0,6996 0,132906 0,189974 гексан (C6H12) 0,38 0,189 0,100286 0,530615 В левой части номограммы находим значение газового фактора (Г = 150 м3/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, ro.г = 0,85) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти (удельного веса нефти, rн = 0,87т/м3).
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
