При известном компонентном составе нефти (таблица 1 3)

Вычислить плотность пластовой нефти:
Плотность пластовой нефти (ρпл) равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность, плотность пластовой нефти ρпл можно определить с помощью аналитической формулы
ρпл=ρнст-1,05-0,345·lnρгст·Rг=813-1,05-0,345·ln1,207·48=766 кг/м3
где: ρнст – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3;
ρгст – плотность газа стандартного разгазирования газонасыщенной нефти, кг/м3;
Rг – газонасыщенность м3/м3.
2. Вычислить коэффициент сжимаемости нефти:
Коэффициент сжимаемости нефти (βн) – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Размерность коэффициента сжимаемости нефти в системе СИ – 1/МПа.
β=4,8·MНГ-1,75+4,2·10-4=4,8·131 -1,75+4,2·10-4=0,001366
где: MНГ – масса нефти.
3. Вычислить объемный коэффициент нефти:
Объемный коэффициент пластовой нефти характеризует изменение объема жидкой фазы при изменении термодинамических условий. Величина объемного коэффициента bн показывает кратность уменьшения объема, занимаемого нефтью в пласте Vпл, по сравнению с объемом жидкой фазы Vж нефтегазовой системы при заданных давлении и температуре V (P, T):
bн=ρн·(1+Rг·ρгст·10-3)ρнпл=813·(1+48·1,207·10-3)766=1,12
где: ρгст – плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3;
ρнпл – плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях, кг/м3;
ρн – плотность нефти при заданных давлении и температуре, кг/м3;
Rг – газонасыщенность м3/м3.
Расчет физических свойств пластовой воды
Дано: в таблице 1.4
1 . Вычислить коэффициент сжимаемости пластовой воды:
Сжимаемость воды (βв) – это обратимое изменение объема воды в пластовых условиях под действием давления. Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7·10-10-5·10-10 Па-1
βв=βг.в.·1+0,0088·10-K·C·Gг=4,2·10-10·1+0,0088·10-0,118·0,052·2,45=4,29·10-10 1Па
где: βг.в. – коэффициент сжимаемости чистой негазированной воды, 1/МПа·10-4;
К – коэффициента Сеченова;
Gг – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м3/м3;
C – массовая концентрация солей, %.
Определяем коэффициент сжимаемости βг.в. чистой негазированной воды по графику (рисунок 1.5) в зависимости от давления и температуры;
Определяем коэффициент растворимости естественного газа Gг в чистой воде по графику (рисунок 1.6) в зависимости от давления и температуры;
Определяем коэффициент Сеченова – К по графику (рисунок 1.7) в зависимости от температуры.
Рисунок 1.5 – Кривые изменения коэффициента сжимаемости βг.в