Диффузия природных газов

Диффузией называется процесс самопроизвольного смешения, ведущий к равномерному заполнению всего объема данной фазы молекулами другого компонента[ 4].

Диффузия значительно возрастает с повышением температуры. Диффузия газов через твердые тела – сложный и малоизученный процесс. Эффузия – это движение газа по порам и трещинам горных пород под действием перепада давления. Явление диффузии и эффузии газов положены В.А.Соколовым в основу разведки газовых месторождений.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица расчетов по определению количества выпавшего в пласте конденсата

Таблица 2.1

Вариант #19

Варианты разработки	Объем пласта, охваченный разработкой ,	Начальное среднее пластовое давление, Р0^*, МПа	Плотность газа в станд. уловиях	Плотность жидкого конденсата	Плотность компонента 3 (нефти),	Кажущаяся плотность газа,	Коэффициент растворимости газа,
			0,81	0,75	0,82	0,1	0,02

Примечание: Значения параметров, не приведенных в табл.2.1, остаются такими же, как в описанном примере расчета.

Расчет

Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение [5]. Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охваченный разработкой, =680* . Начальное среднее пластовое давление Р₀^*=35МПа. В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении Р^*= ₀^* 800 =35Па*800=28000Па=0,028МПа конденсата на газа, в стандартных условиях. Плотность газа в стандартных условиях ρ_гат= 0,81 10^-3 т/м^3, плотность жидкого конденсата =0,75 , плотность компонента 3 (нефти) =0,83 , кажущаяся плотность газа =0,1 , коэффициент растворимости газа . При начальном средневзвешенном пластовом давлении Р₀^* в пласте содержалось: компонента 1 (газа) =85* т, компонента 2 (конденсата) =112,73 10⁶ т, в том числе в газовой шапке =50,07 т, компонента 3 (нефти) =30* т.

Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:

=0,6588 [2,718^(-13,677)+0,367206] = 0,6588[0,0000011485+0,367206]=0,2419 (2.1)

В начальных условиях в пласте находилось нефти (жидкой углеводородной фазы) = (2.2)

Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:

(2.3)

При этом (2.4)

(2.5)

Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.

Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи ή₁, ή₂,ή ₃; количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десятилетней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со временем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой S_ж^*. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового давления будем считать заданной в виде

Р^*=Р₀^*- 1, 5 t (2.6)

Тогда расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается.

Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычисляем вначале накопленную добычу компонента 3 (нефти) . Имеем

(2.7)

=30 (2.8)

Через 10 лет имеем

= (2.9)

По формуле находим,

(2.10)

Накопленная добыча компонента 2 за 10 лет

(2.11)

Следовательно,

(2.12)

По формуле можем установить

(

Определяем Получим

= =86,38 т (2.13)

В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимостиf= f (Р₀^* - Р^*) (2.14)

G₂/G₁=

Таким образом,

; G₂/G₁= 0,1056

Отсюда

(2.15)

Количество добытого газа (компонента 1)

(2.16)

Следовательно,

=0,014;

=0,167

Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает линейно. Примем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со временем по линейному закону.

При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии находилось

L₀₁=α Р₀^* L₀₃=0,02*35*30*10^6= 10⁶т газа. (2.17)

Вместе с нефтью добыто

Из газовой шапки, следовательно, добыто

(1,21– 11) = 14,08

Текущая добыча газа из газовой шапки выражается следующим образом (2.18)

Тогда

(2.19)

(14,08 )/ 50 = 0,2816 ; (2.20)

Q_2г= . (2.21)

При t=10лет.

Количество выпавшего в газовой шапке конденсата

(2.22)

Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки

.

Дата добавления: 2015-07-11