Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Физические свойства нефти и газа

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента… Читать ещё >

Физические свойства нефти и газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73−1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду (1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001−0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор (м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1 т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб. метров на 1 т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

Природный газ.

Относительная плотность газа по воздуху 0.56−0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан) — в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.

В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях, что осложняет однозначное решение поставленных задач.

Характеристика пластов приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Характеристика коллекторов пластов Федоровского месторождения.

Показатели.

Пласты.

АС4.

АС5−6.

АС7−8.

АС9.

БС1.

БС2.

БС101.

БС10.

Год открытия.

Тип залежи.

Пластовые.

сводные.

Тип коллектора.

Терригенные.

Возраст отложений.

Мел.(вартовская свита).

Мел.(мегионская свита).

Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта.

1825−1837.

1842−1853.

1950;1975.

1955;1975.

2160−2170.

Площадь нефтеносности, км 2.

300,3.

875,7.

49,2.

38,0.

202,6.

36,1.

164,3.

850,7.

Нефтенасыщенная толщина пласта, м.

4,3.

5,6.

6,3.

4,8.

3,7.

4,9.

3,1.

10,2.

Нефтегазонасыщенная толщина пласта, м.

12,0.

20−22.

18−20.

16,0.

6,0.

16,0.

12,0.

40,0.

Пористость.

25,6.

26,0.

24,0.

26,0.

26,0.

27,0.

24,0.

24,0.

Проницаемость, мкм2.

0,507.

0,532.

0,162.

0,309.

0,248.

0,363.

0,219.

0,265.

Коэффициент нефтенасыщенности.

0,290.

0,630.

0,540.

0,670.

0,640.

0,660.

0,670.

0,680.

Коэффициент песчанистости.

0,295−0,507.

0,524−0,655.

0,535−0,567.

0,466−0,488.

0,454- 0,600.

0,545−0,653.

0,336−0,608.

0,403−0,563.

Коэффициент расчлененности.

1,6−2,14.

5,7−9,5.

5,6.

4,1−4,6.

1,6−2,7.

3,98−4,3.

2,0−2,4.

5,0−9,7.

Удельная продуктивность, 10 м³ / м сут Мпа.

0,320.

0,380.

0,200.

0,490.

0,280.

0,280.

0,320.

0,850.

Пластовое давление, Мпа.

18,800.

18,800.

18,800.

19,000.

20,500.

20,500.

22,900.

23,100.

Пластовая температура, oC.

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой