reservoir fluids properties Властивост1 пластових флю1д1в (курс 2000)

7/15/2019 reservoir fluids properties Властивост1 пластових флю1д1в (курс 2000)

http://slidepdf.com/reader/full/reservoir-fluids-properties-1-11 1/179

Свойства пластовых

флюидов – отношения PVT

Источник:

McCain, W.D., Jr.: The Properties of Petroleum Fluids, 2nd Ed. PennWell (1990).



Для чего нужны PVT?

• Закон Дарси (в промысловыхединицах)

• Продуктивность скважиныневозможно рассчитать правильно,не зная свойств флюидов

s

r

r B

p pkh

q

w

eoo

wf r

o

75.0ln

00708.0




• Зимой многие нагнетательные

скважины замерзают, но дебит

нефти выше, чем летом. Почему?




• Вода занимает ¾ вертикальной

трубы длиной 2,4 км. Каково

давление в забойной зоне? • Свойства нефти и газа в скважине

непостоянны. Как рассчитать Pwf?




• Извлечен 1 м³ нефти. Какзаполнилось созданное пустое

пространство? • Извлечены 1,000,000 тонн нефти и

300,000 тонн газа. Как заполнилосьсозданное пустое пространство?

• Как добыча нефти влияет на среднеепластовое давление? На PVT-свойства флюидов?




• В разных месторождениях залегаютразные типы нефти. Они отличаются другот друга по цвету, плотности, газовомуфактору и т.д. Газы могут иметьразличную относительную плотность исодержать различные объемы примесей.

• Необходим лабораторный анализполученных надлежащим образом

образцов флюидов с каждогоместорождения.

• Более простой метод: определить хотя бынекоторые ключевые параметры и

использовать корреляции.



Коэффициенты для пересчета

в метрическую систему

• oAPI: 141.5/(131.5+oAPI) = г /см3

• 1 баррель (bbl) x 0.1589 = 1 м3

• oF: (oF-32)/1.8 = oC

• 1 фут (ft) x 0.3048 = 1 м • 1 фунт на квадратный дюйм (psi) x 6.895 =

1 кПa

• 1 атмосфера (atm) = 14.7 psi

• 1 стандартный куб.фут/день (scf/d) x0.02832 = 1 std m3/d

• 1 стандартный куб.фут/товарный баррель scf/STBO x 0.1801 = 1 std m3/std m3



PVT - Определения

• Фаза (состояние) описывает агрегатноесостояние системы (газообразное, жидкое,твердое);

• Компонент относится к отдельным составнымчастям независимо от состояния системы;

• Моль – грамм-молекулярный вес;

• Мольная доля – отношение количества молейкомпонента к общему количеству молей в

смеси;• Массовая доля – отношение массы

компонента к общей массе смеси



Фазовые превращения

Отношения между состояниями

(Pressure - давление, Temperature

- температура, Volume - объем) ифазами (жидкой, газообразной,

твердой)

Источник:

McCain, W.D., Jr.: The Properties of Petroleum Fluids, 2nd Ed. PennWell (1990).



Цели раздела

«Фазовые превращения» • Уметь строить и подписывать фазовые диаграммы, графики

давления/температуры и давления/объема (с несколькими

изотермами над и под критической температурой) для

чистого вещества.• Уметь строить и подписывать фазовые диаграммы, графики

давления/температуры и давления/объема (с несколькими

изотермами над и под критической температурой) для

смеси.

• Уметь давать определение следующим терминам: давлениепара, критическая точка (критическая температура,

критическое давление, критический объем), точка

насыщения, точка росы и ретроградный конденсат.



Фазовая диаграмма – Чистое

вещество

Жидкая фаза Твердая фаза

Газообразная фаза

C

T

Температура

Tc

pc

Д а в л е н и е



Фазовые превращения -

определение • Критическое давление – давление, выше

которого жидкость и газ не могутсосуществовать, какова бы ни была

температура; • Критическая температура – температура,

выше которой газ не можетконденсироваться, каково бы ни было

давление;• Тройная (нонвариантная) точка – точка, в

которой твердая, жидкая и газообразнаяфазы сосуществуют в условиях

равновесия.



Фазовая диаграмма - Чистое

вещество

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

Д а в л е н и е , p s i a

Удельный объем, куб. фут /фунт

Двухфазовый участок 60°F

70°F

80°F

85°F

C



Фазовая диаграмма –

двухкомпонентная система

Газ

Состав, (мольная доля)i


Жидкость

Постоянная температура

Жидкость + газ

10

Общий состав



Фазовая диаграмма -

смесь

Газообразная фаза



Жидкая фаза

Процентное содержание

жидкости 100

50

75

25

0

C



Фазовая диаграмма - смесь

Критическая точка

400

300

200

0.1 0.2 0.3 0.4

Д а в л е н и е , p

s i a

Объем, куб.фт/фунт



Фазовая диаграмма пластовых

флюидов

Температура, °F

-200 -150 -100 -50 0 50

1400

1300

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0





Фазовая диаграмма смесей

этана и n-гептана

10

98

7

6

5

4

3

2

1

No. Содержание

этана 1 100.00

2 90.22

3 70.22

4 50.25

5 29.91

6 9.78

7 6.14

8 3.27

9 1.25

10 n-гептана

Состав

1400

1200

1000

400

600

800

200

0200 300 400 500100






флюидов


Д а в л е н и е , p s

i a

50 100 150 200 250 300 3500

1000

3000

2000

4000

5000

График точки росы

Предполагаемая критическая точка

15%

15%

10%

10%

5% жидкости

5%0%

30%

40%

40%

10%

20%




флюидов


Д а в л е н и е , p

s i a

50 100 150 200 250 300 3500

1000

3000

2000

4000

5000


График точки

насыщения

Предполагаемая критическая точка

15%

15%

10%

10%

5%

5%0%

105

1520

30

25

4035

50

60

7080

90100



Пять пластовых флюидов

Нелетучая Летучая Ретроградный Жирный Сухой нефть нефть газ газ газ



Цели раздела

«Пять пластовых флюидов»

• Уметь перечислять пять типов пластовых флюидов.

• Уметь объяснять разницу между пластовой нефтью ипластовым газом.

• Уметь объяснять разницу в определениях между нелетучей и

летучей нефтью.• Уметь находить отличия между нелетучей и летучей нефтью,

опираясь на данные о начальных дебитах, лабораторные данные или характеристики добычи.

• Уметь находить отличия между летучей нефтью иретроградным газом, опираясь на данные о начальных

дебитах, лабораторные данные или характеристики добычи. • Получить знания о жирных газах, их залегании в природе,

пользе концепции жирного газа в технологических расчетах, атакже выявить жирный газ по промысловым данным.

• Получить знания об уникальных свойствах сухих газов.



Фазовая диаграмма – типичная

нелетучая нефть

Нелетучая нефть



Сепаратор

Давление в пласте График

точки росы

% жидкости





летучая нефть



Сепаратор

% жидкости

Летучая нефть

Давление в пласте

3

2

1Критическаяточка



Фазовая диаграмма – типичный

ретроградный газ

3

Сепаратор

% жидкости

Давление

в пласте 1

2Ретроградный газ

Критическаяточка





Фазовая диаграмма - типичный

жирный газ



% жидкости

2

1


Жирный газ


Сепаратор



Фазовая диаграмма – типичный

сухой газ



% жидкости

2

1


Сухой газ

Сепаратор



Пятьпластовых

флюидов

Тяжелая нефть



Сепаратор



росы

% жидкости




Сепаратор

% жидкости



3

2

1


3

Сепаратор

% жидкости


1


Критическая

точка Д а в л е н и е




% жидкости

2

1


Жирный газ


Сепаратор

Ретроградный газ Жирный газ Сухой газ

Нелетучая нефть Летучая нефть

Д а в л е н и

е


% жидкости 2

1


Сухой газ

Сепаратор




флюидов




Сепаратор



росы

% жидкости




Сепаратор

% жидкости


Давление в

пласте

3

2

1


3

Сепаратор

% жидкости


1







% жидкости

2

1

давление в пласте

Жирный газ


Сепаратор




е



1


Сухой газ

Сепаратор



Компоненты природных

нефтесодержащих флюидов Компонент Состав,

молекулярный процент Сероводород 4.91 Углекислый газ 11.01 Азот 0.51 Метан 57.70 Этан 7.22 Пропан 4.45 i - бутан 0.96 n - бутан 1.95 i - пентан 0.78 n - пентан 0.71 Гексаны 1.45 Гептаны + 8.35

100.00 Свойства гептанов + Плотность по воздуху 0.807 Молекулярная масса 142 фунт./фунт. моль

К



Корреляция первоначального

газового фактора

с гептанами+

0

20000

40000

60000

80000

100000

0 10 20 30 40 50

Гептаны+ в пластовом флюиде, молекулярный %

П е

р в о н а ч а л ь н ы й

г а з о в

ы й ф а к т о р , s

c f / S T B

Газ в точке росы

Нефть в точке

насыщения







10

100

1000

10000

100000

1000000

0.1 1 10 100


П е р в о н а ч а л ь н ы

й

г а з о в ы

й ф а к т о р , s c f / S T B


Нефть в точке давления насыщения







100

1000

10000

100000

0.1 1 10 100


П е р в о н а ч а л ь н

ы й

г а з о в ы й ф а к т о р ,

s c f / S T B

К






10

100

1000

10000

0 20 40 60 80 100


П

е р в о н а ч а л ь н

ы й

г а з о в

ы й ф а к т о р , s c f / S T B




газового фактора с гептанами+

0

10000

20000

30000

40000

50000

0 5 10 15 20 25 30


П

е р в о н а ч а л ь н ы й

г а з о

в ы й ф а к т о р ,

s c f / S T B



давления насыщения

Р



Разница между ретроградными

газами и летучими нефтями

2000

3000

4000

5000

10 11 12 13 14 15


П е

р в о н а ч а л ь н ы й

г а з о в ы й ф а к т о р , s

c f / S T B



Разница между

нефтями и газами

2000

3000

4000

5000

10 11 12 13 14 15


П


г а з о


s c f / S T B



Разница между

нефтями и газами

2000

5000

10 11 12 13 14 15


П


г а з о


s c f / S T B

3200



Разница между тремя

видами газов

• Сухой газ – одинаковый газ в пластовых и

поверхностных условиях

• Жирный газ – газ в пластовых условиях икомбинация конденсата и газа в

поверхностных условиях

• Ретроградный газ – газ в пластовых

условиях, объединяет газ вповерхностных условиях и конденсат, но

часть конденсата (ретроградный

конденсат) остается в пласте



0

50000

0 30Гептаны+ в пластовом флюиде, молекулярный %

П е р в о н а ч а л ь н ы й

г а з о в ы й ф а к т о р

, s c f / S T B

Ретроградный

газ

Летучая

нефть

Жирный

газ

Сухой

газ

Нелетучаянефть



насыщения



Промысловая идентификация

Нелетучаянефть

Летучаянефть

Ретроград - ный газ

Жирныйгаз

Сухой газ

Первоначальный газовый фактор ,scf/STB

<1750 от 1750 до 3200

> 3200 > 15,000* 100,000*

Первоначальнаяплотностьфлюида, API

< 45 > 40 > 40 до 70 Жидкост инет

Цвет товарного флюида

Темный Цветной Слегкаокрашен -

ный

Бесцвет - ный

Жидкостинет

* для технологических целей

Разрыв в 1,750 scf/STB между нелетучей и летучей нефтью может варьироваться: 250 scf/STB.

Первоначальная плотность товарного флюида и цвет не имеют значения для опознания типа

флюида, за исключением нелетучей и летучей нефти



Лабораторный

анализ Н елетуч ая

нефть Летучаянефть

Ретроград - ный газ

Жирныйгаз

Сухойгаз

Смена фазыв пласте

В точкенасыщения

В точкенасыщения

В точкеросы

Неменяется

Неменяется

Гептаны+, молекулярныйпроцент

> 20% 20 to 12.5 < 12.5 < 4* < 0.8*

Объемныйкоэфф - т вточке

насыщения

< 2.0 > 2.0 - - -

* для технологических целей

Разрыв в 20 молекулярных процентов между нелетучей и летучей нефтью может

варьироваться: 2 1/2%

О



Основные тенденции

добычи

Г а з о в ы й ф а к т о р





Время Время Время

Время Время Время Время Время

Время Время

Жидкости

нет

Жидкости

нет

Сухой газ

Жирный газ

Ретроградный газ


Нелетучаая нефть

A P I

A P I

A P I

A P I

A P I



Упражнение 1

Определите тип флюида по промысловым данным

Одна из скважин месторождения Merit (пласт North

Rodessa, закончена в декабре 1967) первоначально

давала флюид с 54API с газовым фактором около 23,000

scf/STB. В июле 1969 дебит скважины составил 1987товарных баррелей флюида с 58API и 78,946 Mscf газа. К

маю 1972 дебит скважины был примерно 30 товарных

баррелей в день, она давала флюид с 59API и 2,000 Mscf

газа в день. Назовите тип флюида.



График к упражнению 1

00 12 24 36 48 60 72

50

5152

53

54

55

60

59

58

57

56

100000

90000

80000

70000

6000050000

40000

30000

1000020000

Месяцы (с начала эксплуатации в 1967)

Г а з о в ы й ф а к т о

р , s c f / S T B

П

л от н о ст ь

ф л юи д а ,AP I




Определите тип флюида по

промысловым данным.Компонент Состав,

мольная доля

CO 2 0.0218 N 2 0.0167 C 1 0.6051 C 2 0.0752 C 3 0.0474

C 4’s 0.0412 C 5’ 0.0297 C 6’s 0.0138 C 7 0.1491

1.0000 Свойства гептанов+ Относительная плотность 0.799

Молекулярнаямасса 181 фунт/фунтмоль

У 3



Упражнение 3Определите тип пластового флюида по промысловым данным

Приведены данные добычи из скважины-открывательницы

месторождения Нанси (Норфлет).Как бы вы классифицировали этот пластовый флюид?

Обоснуйте свой ответ.

ДатаП лотно стьфлюида

API

Нефть ,

STB

Газ ,

Mscf

9/86 29 4,276 1,165 10/86 28 16,108 5,270 11/86 28 15,232 4,800 12/86 28 15,585 4,960 1/87 28 15,226 4,650 2/87 28 14,147 4,335 3/87 28 15,720 4,707 4/87 28 15,885 4,904 5/87 28 15,434 4,979 6/87 28 12,862 4,339 7/87 28 14,879 4,814

8/87 28 15,192 4,270

Граф о а



График по данным

упражнения 3

100

200

300

400

500

0 2 4 6 8 10 12

Месяцы с начала добычи

Г а

з о в ы й ф а к т о

р , s c f / S T B

График по данным упражнения 3




Усредненные данные для

трехмесячной нефтедобычи


Г а з о


s c f / S T B

100

200

300

400

500

0 2 4 6 8 10 12

У 4



Упражнение 4Определите тип пластового флюида по промысловым данным.

Crown Zellerbach No. 1 была скважиной-открывательницей

месторождения Hooker (Rodessa). Приведены данные за первый годэксплуатации скважины. Как бы вы классифицировали этот пластовый

флюид? Обоснуйте свой ответ.

Месячная добыча

Дата

П лотность

флюида

API

Нефть ,STB

Вода , STB Газ , Mscf

Apr 1984 - 112 - 3,362

May 1984 55 1,810 12,090 54,809

Jun 1984 55 2,519 180 64,104

Jul 1984 55 3,230 240 94,419

Aug 1984 55 3,722 279 119,151

Sep 1984 54 2,7 80 248 100,235

Oct 1984 55 3,137 270 113,359

Nov 1984 56 2,291 210 80,083

Dec 1984 56 2,108 217 71,412

Jan 1985 56 1,799 203 60,279

Feb 1985 56 1,422 196 57,626

Mar 1985 56 1,861 186 60,330





Усредненные данные за три

месяца

28000

37000

0 13


Г а з о

в ы й ф а к т о р , s c f / S T B



Упражнение 5Определите тип флюида по промысловым данным.

Представлены статистические данные годичной добычи дляместорождения West Oakvale (Sligo).

Д обыча за год

ДатаП лотностьфлюида

API

Нефть ,STB

Вода , STB Газ , Mscf

1982 46 4,646 1,484 462,265 1983 50 2,606 1,177 342,075 1984 47 1,350 1,215 241,048 1985 48 1,430 932 221,020 1986 50 1,662 1,122 267,106

*1987 51 1,110 665 178,951 * до августа 1987




50000

200000

1981 1988Год


, s c f / S T B

40

55

1981 1988

П л о т н о с т

ь

ф л ю и д а , A

P I

Год




0

25

50

75

100

125

150

175

200

0 24 48 72 96 120

месяцы с начала 1996г.

ж и д к о с т ь / г а з ,

S T B / M M s c f




0

50000

0 24Месяцы с начала добычи


, s c f / S T B



Свойства сухого газа

Источник

McCain, W.D. Jr.: The Propert ies of Petro leum Fluids, 2nd Ed., PennWell

Books, Tulsa (1990).

С дополнениями

Piper, L.D., McCain, W.D. Jr., and Corredor, J.H.: “Compressibility Factors for Naturally Occurring Petroleum Gases,” paper SPE 26668 presented at the

1993 SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, Oct. 3-6.



Задачи изучения свойств

сухого газа • Воспроизвести уравнение состояния идеального газапо объему, молярному объему, удельному объему илиплотности.

• Определить коэффициент сжимаемости газа (z-

коэффициент) и построить график z-коэффициента – изотерму давления.

• Определить плотность газа по воздуху.

• Рассчитать вероятную молекулярную массу газа по егосоставу.

• Рассчитать плотность газа по воздуху на основе данных вычисленной вероятной молекулярной массы.

• Дать определение стандартных условий, стандартныхкубических футов и показать связь междустандартными кубическими футами и массой в фунтах-молях.



Уравнение состояния

идеального газа

другие формы

RTpVM

M

TRpv

TR

M

mpV

TRnpV



Свойства идеального газа

• Объем, занятый молекулами,

незначителен в сравнении с

объемом газа • Между молекулами не действуют

силы притяжения или отталкивания

• Все столкновения полностью упруги



Смеси идеальных газов

• Вероятная молекулярная масса

j ja MyM

Ma = Вероятная молекулярная масса смеси

y j = Мольная доля компонента j

M j = Молекулярная масса компонента j

Физические



Физические

константыКритические константыВещество Формула Молярная масса,

молекулярнаямасса

Давление , psia

Температура, F

Метан CH 4 16.043 666.4 - 116.67

Этан C 2 H 6 30.070 706.5 89.92 Пропан C 3 H 8 44.097 616.0 206.06

Изобутан C 4

H 10

58.123

527.9

274.46

n - бута н C 4 H 10 58.123 500.6 305.62 Изопентан C 5 H 12 72.150 490.4 369.10 n - пентан C 5 H 12 72.150 488.6 385.8 Неопентан C 5 H 12 72.150 464.0 321.13

n - гексан C 6 H 14 86.177 436.9 453.6 2 - метилпентан C 6 H 14 86.177 436.6 435.83

3 - метилпентан C 6 H 14 86.177 453.1 44 8.4

Неофексан C 6 H 14 86.177 446.8 420.13

2,3 - диметилбутан C 6 H 14 86.177 453.5 440.29

Сероводород H 2 S 34.08 1300. 212.45 Углекислый газ CO 2 44.010 1071. 87.91 Азот N 2 28.0134 493.1 - 232.51 Аргон A 39.944 704.2 - 188.53 Кислород O 2 31.999 731.4 - 1 81.43

У 8



Упражнение 8Вычислите вероятную молекулярную массу

газовой смеси Сухой воздух представляет собой газовую смесь, состоящую из

азота, кислорода, и некоторых других газов в небольшом

количестве. Зная приблизительный состав, вычислите

вероятную молекулярную массу воздуха.

К омпонент С остав , мольнаядоля

А зот 0.7809

К ислород 0.2095 А ргон 0.0093 Углекислый газ 0.0003

1.0000



Плотность газа по воздуху

• Обе плотности измерены при

одинаковой температуре и

одинаковом давлении, обычно при

температуре 60F и атмосферном

давлении

• Иногда называется g

(воздух = 1)

air

gg



Плотность газа по

воздуху

29

M

TR

Mp

TR

Mp

gg

air

g

air

g

g





Вычислите плотность газовой смеси по воздуху

Компонент Состав, молекулярный процент

Сероводород 0.00 Углекислый газ 0.00 Азот 0.00 Метан 96.13 Этан 1.50 Пропан 0.88 Изобутан 0.15 n - бутан 0.16 Изопентан 0.08 n - пентан 0.06 Гексаны 0.10

Гептаны + 0.94 100.00

Свойст ва гептанов +Плотность, gm / cc @

60 F

0.798

Молекулярная

масса

164



Уравнение состояния

реального газа

• Другие формы

TRzVp M

M

RTzvp

TRM

mzVp

TRnzVp



Коэффициент сжимаемости

• Z называется коэффициентом

сжимаемости

• Также называется коэффициентом

отклонения газа,сверхсжимаемостью или z-

коэффициентом



Коэффициент сжимаемости

• Определение

• То есть

ideal

real

V

Vz

idealreal

ideal

Vzp

TRnzV

p

TRnV

Типичный график z-



Типичный график z-

коэффициента

Давление, p

Реальный V больше

идеального VРеальный V меньше

идеального V К о э ф ф и ц и е н т с ж и м а е м о с т и , z

1.0

z приближается к 1.0

0 0

Z-коэффициенты для



метана

0 1000

Метан1.1

0.9

0.1

0.7

0.3

0.5

2000

3000

4000

5000

1000080006000

1.0

1.2

1.4

1.6

-84

-70

-54

-4

-22

-40

140

104

44

32

212170

240

-84 -70 -54 -4-22-40

32

140

104

44

212

170

240

262

342 320404

262320

404342

RTVpZ M

RT

VpZ M

Давление, psia



Приведенное давление

psiapsia

pppc

r

Приведенная температура

R

R

T

TT

c

r

Pr = Приведенное давление p = Давление, psia

pc= Критическое давление, psia Tr = Приведенная температура

T = Температура, R Tc = Критическая температура, R

Z-коэффициенты при



Z коэффициенты при

приведенном давлении и

приведенной температуре

Приведенное давление, pr

К о э ф ф и ц

и е н т с ж и м а е м о с т и , z =

p V

R T

3.01.80 1.2 2.40.60

1.0

0.6

0.8

0.4

0.2

Tr = 0.9Tr = 1.0

Tr = 1.1

Tr = 1.2

Tr = 1.3

Tr = 1.5

C6H14

C5H12

C5H12

C5H12

C5H12

CH4

CH4

CH4

CH4

C3H8

C3H8

C3H8

C3H8

C5H12

CH4 C3H8



Немного о газовых смесях

(многокомпонентные смеси)

• Данные о критической температуре и

критическом давлении не всегдаимеются

• Определите псевдокритическуютемпературу и псевдокритическое

давление, Tpc and ppc



Псевдокритические значения

• Изначально (правила Кея)

• Свяжите z-коэффициент с

cj jpc

cj jpc

pyp

TyT

psia

psia

p

pp

R

R

T

TT

pcpr

pcpr

Z-коэффициенты газовых смесей,



встречающихся в природе

0.9

1.1

7 8 9 10 11 12 13 14 15

Псевдоприведенное давление, ppr

К о э ф ф

и ц и е н т с ж и м

а е м о с т и , z

1.0

0.4

0.25

0.5

0.3

0.6

1.1

1.0

0.7

0.8

0.9

К о э ф ф

и ц и е н т с ж и м а е м о с т и , z

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.7

1.61.5

1.0

1.1

0 1 4 6 7 82 3 5

Псевдоприведенное давление, ppr

1.05

1.1

1.15

1.21.25

1.31.35

1.4

1.45

1.5

1.6

1.71.81.9

2.02.2

2.42.62.8

3.0Pseudoreduced Temperature

2.42.63.0

3.0

1.61.3

2.8



Плотность газа

• Уравнение

• Единицы -

фунтов /кубические футы

или

TRz

Mpg

ft

psi

ftsq /insq144

ftcu /lbg

Типичный график



Типичный график –

плотность газа

0

0.15

0 10000

g , p s i / f t

p, psia




Вычисление плотности газа

Вычислите плотность газа дляупражнения 9 при 7,500 psia и 256F.



Объемный коэффициент газа

• Определение – отношение объемагаза в пластовых условиях к объему

газа в поверхноcтных условиях

• Единицы - res cu ft/scf res bbl/scf

res bbl/Mscf

• Символ - Bg res cu ft/scf – куб. футы в пластовых условиях/куб. футы в поверхностных условиях

res bbl/scf – баррели в пластовых условиях/куб. футы в поверхностных условиях

res bbl/Mscf – барелли в пластовых условиях /тысяча куб. футов в поверхностных

условиях



Объемный коэффициент газа

Уравнение

Или

sc

Rg

V

VB

scf ftcures

pTz

TpB

sc

scg

Mscf

bblres

p

Tz

T

p

ftcu615.5

bbl

M

1000B

sc

scg

Т й ф




объемный коэффициент газа

0

40

0 10000

B g , r e s b b l / M

s c f

p, psia

У 11




Вычислите объемный

коэффициент газа

Вычислите объемный коэффициент газа для

упражения 9 при 7,600 psia и 200F.

T = 60oF P = 14.7 psi в стандартных условиях.



Вязкость газа

• Определение – сопротивление

потоку жидкости, т.е. большие

значения вязкости = низкому дебиту

• Единицы – сантипуаз или сантистокс

Типичный график – вязкость



Типичный график вязкость

газа

0

0.05

0 10000

g , c p

p, psia



Вязкость газа

• Корреляция

ГдеA = f(Ma, T)

B = f(Ma, T)

C = f(Ma, T)

• Таким образом

g = f(g, Ma, T) or g = f(z, Ma, T)

Cg

4g BEXP10A




Расчет вязкости газа

Рассчитайте вязкость газа для

упражнения 9 при 7,600 psia и 200F

Коэффициент изотермической



фф ц р

сжимаемости газа

(сжимаемость газа)

• Определение

• Идеальный газ

• Реальный газ

T

g

p

V

V

1c

p

1cg

T

gp

z

z

1

p

1c

Типичный график коэффициента



изотермической сжимаемости

газа

0

7000

0 10000

p

Коэффициент



изотермической

сжимаемости газа(сжимаемость газа)


T p z M f c

илиT p z f c

a g

g g

,,,

,,,




Вычисление сжимаемости газа

Вычислите сжимаемость газа дляупражнения 9 при 7,600 psia и 200F.

Свойства газа



Свойства газа

•

•

•

•

• т.е., необходимы z и Ma

• т.е., необходимы Tpc, ppc

• т.е., необходим g

Таким образом, единственное свойство газа,необходимое для определения всех газовых корреляций – либо состав газа, либо плотность газа по воздуху.

gaag 29M,TRz

MP

p

Tz

T

pB

sc

scg

T,,Mf gag

T,p,z,f c gg

С й й ф



Свойства нелетучей нефти

Источник:

McCain, W.D. Jr.: The Propert ies of Petroleum Fluids , 2nd Ed.

PennWell (1990).


Velarde, J., Blasingame, T.A., and McCain, W.D. Jr.: „Correlation of

Black Oil Properties at Pressures Below Bubble Point Pressure - A

New Approach,” paper 97-93 presented at the 48th ATM of The

Petroleum Society, Calgary, June 8-11, 1997.

McCain, W. D. Jr. and Hill, N. C.: “Correlations for liquid Densities

and Evolved Gas Specific Gravities for Black Oils During Pressure

Depletion,” paper SPE 30773 presented at the 1995 SPE ATCE,

Dallas, Oct. 22-25.

Цели изучения свойств



Цели изучения свойств

нелетучей нефти • Определение относительной плотности

нефти, давления насыщения, содержаниярастворенного газа в нефти, коэффициентаизотермической сжимаемости нефти,плотности нефти, вязкости нефти

• Объяснение факторов, влияющих на свойстванефти, построение типичного графикасвойств и вычисление значений свойств,

используя корреляции • Объяснение процесса вычисления значений

pb и Rsb по промысловым данным

Плотность нефти по воде



ф д

(относительная плотность)

• Обе плотности измерены при одинаковой

температуре и одинаковом давлении, обычно

при температуре 60F и атмосферном давлении

• Иногда называется o (60/60)

w

oo

Плотность чистой воды при 60F и атмосферном давлении 62.368 lb/cu ft

Переводной коэффициент lb/cu ft в g/cc равен 62.428 lb/cu ft = 1.0 g/cc



API плотность нефти

• Гидрометр имеет линейнуюшкалу

5.1315.141

API

o








Сепаратор



% Жидкость


Пластовое давление > давления насыщения




для нефти

Нефть

res bbl oil

STB

Bo =

С

е п а р а т о р

Резервуар

p > pb

res bbl

STB

scf

scf

Объемный коэффициент



нефти

• Определение – отношение объема

нефти в пластовых условиях к объему

товарной нефти

• Единицы - res bbl/STB

• Символ - Bo

Обратите внимание – число товарных баррелей

рассчитывается при 60F и атмосферном давлении,

независимо от действительной температуры резервура





нефти

• Когда нефть попадает на поверхность,

происходит следующее:

1. Потеря массы – газ переходит из

растворенного состояния в

свободное

2. Снижение температуры – от

пластовой температуры до 60F

3. Расширения – давление падает от

пластового до атмосферного

Типичный график -



р ф

объемный коэффициент нефти

1

2

0 6000p

B o

pb





для нефти

Нефть

res bbl oilSTB

Bo =

С е п

а р а т о р

Резервуар

p > pb

scf

STBRsb =

res bbl

STB

scf

scf

Содержание растворенного



Содержание растворенного

газа в нефти

• Определение – объем газа,

высвобождающегося из нефти при

переходе от пластовой температуры

и давления к поверхностным

• Единицы – газ в кубических футах в

стандартных условиях к баррелю

нефти в стандартных условиях,scf/STB

Типичный график -Содержание растворенного газа в



Содержание растворенного газа в

нефти

0

2000

0 6000p, psig

R s , s c f / S T

B

pb

Пластовое давление < давления насыщения



Пластовое давление < давления насыщения

для нефти

res bbl gas

Mscf Bg =

Газres bbl

scf

Нефть

res bbl oilSTB

Bo =

С е п а

р а т о р

Резервуар

p < pb

scf

STBRsb =

STB

scf

scf

res bbl

Типичный график – объемный



Типичный график объемный

коэффициент нефти

1

2

0 6000 p, psig

B o , r e s b b l / S T B

pb

Типичный график – содержание



Типичный график содержание

растворенного газа в нефти

0

2000

0 6000p, psig

R s , s c f / S T

B

pb





сжимаемости нефти - p > pb

Определение или T

op

V

V

1c

T

o

oo

p

B

B

1c

Нефть

Hg

Нефть

Hg




оэфф ц е зо ер ес о

сжимаемости нефти - p > pb

T

s

o

g

T

o

o

o

p

R

B

B

p

B

B

1c

Hg

Hg

Нефть

Нефть

Газ




сжимаемость нефти

0

500

0 6000p, psig

c o , p s i - 1 x

1 0 6

pb

Плотность нефти



• Единицы - фунты /куб. футы или

ft

psi

ft sqin sq

ft culb

/144

/

39

47

0 6000

p, psig

o ,

l b / c u f t

pb

Фазовая диаграмма – Типичная

ф







Сепаратор



% Жидкость


В ф



Вязкость нефти

• Определение – сопротивление потоку

жидкости, т.е. большие значения

вязкости = низкому дебиту

• Единицы

Сантипуаз = (сантистокс)(плотность g/cc)

Определения сантистокса, сантипуаза и их взаимоотношений

аналогичны тому, что разбиралось в разделе для сухого газа.

Типичный график – Вязкость



нефти

0.3

1.1

0 6000p, psig

o , c p

pb

Свойства нелетучей нефти –




корреляции p = pb

T,API,Rf

R01357.0B

T,p,API,Rf

T,API,,Rf p

sbob

ob

gSPsbSTOob

bgSP,sbob

gSPsbb

(не корреляция)






T,API,Rf

R01357.0B

T,p,API,Rf

T,API,,Rf p

sbob

ob

gSPsbSTOob

bgSP,sbob

gSPsbb






корреляции p > pb

Rs = Rsb (не корреляция)

co = f(Rsb, gSP, API, p, T)Bo = Bob EXP [co (pb - p)] (не корреляция)

o = ob EXP [co (p - pb)] (не корреляция)

o = f(Rsb, API, pb, p, T)




у ф

корреляции p < pb

Rs = f(Rsb, gSP, API, pb, p, T)

o = f(Rsb, gSP, API, p, T)


o = f(Rs, API, T)

co = f(Rsb, gSP, API, pb, p, T)

o

gSPsSTOo

R01357.0B









o = f(Rs, API, T)


o

gSPsSTOo

R01357.0B









o = f(Rs, API, T)


o

gSPsSTOo

R01357.0B

Промысловые данные для



корреляций

• Точное значение pb поможет увеличитьточность результатов всех корреляций – впротивном случае используйтекорреляцию для pb

• Rsb требуется во всех корреляциях – выводится из данных добычи

• API товарной нефти требуется во всехкорреляциях – выводится из данных

продаж нефти• gSP газа на сепараторе. Требуется в

большинстве корреляций - выводится из данных продаж газа

Динамика добычи / давления для типичной

нелетучей нефти



нелетучей нефти

3000

6000

9000

100

75

50

25

4000

3000

2000

1000

019791978 19811980

Время Г а з о в ы й ф а к т о р

Д е б и т

н е ф т и ,

M S T B

/ d

П л а с т о в о е

д а в л е н и е , p

s i a




р

корреляций

• Постройте график отношения газовогофактора к накопленной добыче

• Постройте график отношения измеренных

средних пластовых давлений кнакопленной нефтедобыче

• Rsb – начальное содержаниерастворенного газа в нефти

• pb - давление, при котором кривая давления выпрямляется – как раз передтем, как начинает возрастать газовыйфактор

Динамика добычи / давления для

типичной нелетучей нефти



типичной нелетучей нефти

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 10 20 30 40 50 60 70

Накопленная нефтедобыча, MMSTB

Д а в л е н и е ,

p s i a

Г а з

о в ы й ф а к т о р

, s c f / S T B




корреляций • Если газовый фактор рассчитывается с

использованием товарного газа (что

обычно и происходит), для получения

Rsb необходимо добавить величинуколичества газа в резервуаре, т.е., Rsb =

RSP + RST


) T , p , , API ( f R SP SP gSP ST

У 14




Вычислите значения всех начальных данных, необходимых для корреляцийсвойств нелетучей нефти

Прилагаемые графики добычи показывают выход товарнойнефти и газа на сепаратор для месторождения Niceoil. API

месторождения Niceoil составляет 39.9, а плотность по

воздуху товарного газа равна 0.787. Пластовая температура

равна 246F. Условия на сепараторе: 150 psig и 75 F.

Определите и перечислите все переменные, необходимые

для оценки свойств нелетучей нефти.

Динамика давления/добычи для



месторождения Niceoil


С

р е д н е е п л а с т о в о е

д а в л е н и е , p s i a

1750

2250

2750

3250

3750

4250

0 4 8 12


С р е д н и й г а з о в ы

й ф а к т о р

з а т р и м е с я ц а д о б

ы ч и s c f / S T B )

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 2 4 6 8 10


Р



Решение


С р е д н е е п л а с т о

в о е д а в л е н и е , p s i

a

1750

2250

2750

3250

3750

4250

0 4 8 12


С р е д н и й г а з о в ы й ф а к т о р

з а т р и м е с я ц а

д о б ы ч и s c f / S T B )

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 2 4 6 8 10

Rsp= 570 scf/STB

Pb=2400 psia

Pb = 2,400 psia из графика Rsp = 570 scf/STB из графика

RST = 137 scf/STB из корреляции Rsb = 707 scf/STB




Решение

Rsb = 707 scf/STB

TR = 246F

STO = 39.9APIg = 0.787

pb = 2,400 psia





Дайте оценку свойств нелетучей нефти

Найдите значения свойств нефти для месторождения

Niceoil. Свойства, о которых идет речь, - объемный

коэффициент нефти, содержание растворенного газа

в нефти, плотность нефти, вязкость нефти и

сжимаемость нефти. Создайте таблицу с начальным

давлением 5,000 psia, которое возрастает каждый раз

на 500 psi выше давления насыщения и на 200 psi

ниже давления насыщения. Конечная отметка 100psia.

Упражнение 15Решение



Решение

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 Давление, psia

С о д е

р ж а н и е р а с т в о р е н н о г о

г а з а

в н е ф т и , s c f / S

T B

Данные

Корреляция




Решение (продолжение)

1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Давление, psia

О б ъ е м н ы

й к о э ф ф и ц и е н т н е ф т и , r e s b b l / S

T B

ДанныеКорреляция





0.26 0.27 0.28 0.29 0.3

0.31 0.32 0.33 0.34 0.35

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Давление, psia

П л о т н о с т ь н е ф т и , p s i / f t

Данные






0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

0 1000 2000 3000 4000 5000 Давление, psia

В я з к о с т ь н е

ф т и , c p

Данные





–

изучение пластовых флюидов

Источник

McCain, W.D., Jr.: The Propert ies o f Petroleum Fluids, 2nd Ed.,PennWell Books, Tulsa (1990).


McCain, W.D., Jr.: “Calculation of Solution Gas-Oil Ratios from

Black Oil PVT Reports Revisited,” paper SPE 36017 (1996).

Изучение пластовых флюидов пласта,содержащего нелетучую нефть позволяет

ф й



определить такие физические свойства как:

давление насыщения

объемный коэффициент

содержание растворенного газа в нефти

плотность нефти коэффициент изотермической

сжимаемости нефти

вязкость нефти

Эти свойства зависят от давления иопределяются по мере того как давлениеснижается от пластового до давлениянасыщения и ниже.

Также можно определить



Также можно определить

коэффициент сжимаемости газа

объемный коэффициент (по z-коэффициенту)

относительную плотность

вязкость газа, выделяющегося в

пласте при давлении ниже точки давления насыщения



Данные о каких свойствах флюидов

можно получить непосредственноиз лабораторных исследований?

давление насыщения

плотность нефти

вязкость нефти

все свойства газа

Д й ф



Данные о каких свойствах флюидов могутбыть рассчитаны по данным лабораторногоотчета?

Объемный коэффициент нефти, Bo

Содержание растворенного газа в нефти,Rs

Коэффициент изотермическойсжимаемости нефти, co

Почему?...

Пять основных процедур:



Пять основных процедур:

Определение состава

Однократное дегазирование

Многократное дегазирование

Испытания на сепараторе

Измерение вязкости нефти

Лабораторное измерение

однократного дегазирования



однократного дегазирования

ГазЖидкость

Hg

Второй

этап

Liquid

Hg

LiquidLiquid

Hg

Первый

этап

Hg

Третий

этап

Hg

Четвертый

этап

Жидкость

Газ

Vt Жидкость

Vt Жидкость Vt

Vt Жидкость Vt

pb

V

Данные, полученные на основеоднократного дегазирования



p Давление,

psig

Vt Общий объем,

cc

5000 61.0304500 61.435

4000 61.866

3500 62.341

3000 62.866

2900 62.974

2800 63.088

2700 63.208

2605 63.455

2591 63.576

2516 64.291

2401 65.532

2253 67.400

2090 69.901

1897 73.655

1698 78.6761477 86.224

1292 95.050

1040 112.715

830 136.908

640 174.201

472 235.700

Определение4500



давления

насыщения по данным

однократного

дегазирования

3500

2500

150060 70

Объем, CC

Д а в л

е н и е , p s i g

pb=2620

Vb=63.316

Лабораторное определениемногократного дегазирования



Второй этап

Vo Жидкость

Hg

Газ

Hg

Жидкость

Газ

Первый этап

Hg

Жидкость

ГазЖидкость

Hg

Vo

Газ

Vo

Hg

Жидкость

pb

Данные многократного дегазирования



p Давление ,

psig

Удаленныйгаз ,* cc

Удаленныйгаз ,** scf

V o

Объемнефти,

cc

Возрастание

плотности газа

2620 - - 63.316 - 2350 4.396 0.02265 61.496 0.825

2100 4.292 0.01966 59.952 0.818 1850 4.478 0.01792 58.528 0.797

1600 4.960 0.01693 57.182 0. 791 1350 5.705 0.01618 55.876 0.794 1100 6.891 0.01568 54.689 0.809

850 8.925 0.01543 53.462 0.831 600 12.814 0.01543 52.236 0.881

350 24.646 0.01717 50.771 0.988 159 50.492 0.01643 49.228 1.213

0 0.03908 42.540 2.039 0 39.572 при

60 F

*при 22 0 F и давлении камеры**при 60 F и 14.65psia

V В V



p

Давление , psig

Удаленный

газ ,* cc

Удаленный

газ ,** scf

V o

Объем

нефти, cc

Возрастание плотности газа

V g

Растворен

ный газ scf

2620 - - 63.316 - 0.21256 2350 4.396 0.02265 61.496 0.825 0.18991

2100 4.292 0.01966 59.952 0.818 0.17025 1850 4.478 0 .01792 58.528 0.797 0.15233

1600 4.960 0.01693 57.182 0.791 0.13540 1350 5.705 0.01618 55.876 0.794 0.11922

1100 6.891 0.01568 54.689 0.809 0.10354 850 8.925 0.01543 53.462 0.831 0.08811 600 12.814 0.01543 52.236 0.881 0.07268

350 24.646 0.01717 50.7 71 0.988 0.05551 159 50.492 0.01643 49.228 1.213 0.03908

0 0.03908 42.540 2.039 0.0

0 39.572 при

60 F *при 220 F и давлении камеры

**при 60 F и 14.65 psia 0.21256 V r = 39.572 cc = 0.00024890 bbl

Лабораторные испытания насепараторе

pb

Rsb =scf

STB



ЖидкостьHg

Жидкость

Резервуар

Газ

Газ

Жидкость

Hg

pb

resbbl

STB

resbbl

STB

Bob =

scf

scf

STB

Результаты испытаний на

сепараторе для Good Oil Co № 4



сепараторе для Good Oil Co. № 4

1.485

1.475

1.495

О б ъ е м н

ы й к о э ф ф и ц

и е н т н е ф т и , B

o b

°API

Rsb

Bob

800

770

780

790

760

С о д е р ж а н и е

р а с т в о р е н н о г о

г а з а в н е ф т и , R

s b

М а а с а н е ф т и в р е з

е р в у а р е ,

° A P

I

41.0

40.0

40.5

50 300200100

250150

Давление на сепараторе, psig

Расчет объемного коэффициента, Bo,

и содержания растворенного газа в



и содержания растворенного газа в

нефти, Rs • При давлениях выше давления насыщения

комбинируйте данные, полученные из:

– Испытания на однократное

дегазирование и – Испытания на сепараторе

• При давлениях ниже давления насыщениякомбинируйте данные, полученнные из:

– Испытания на многократное дегазирование и

– Испытания на сепараторе

Мы начинаем с выбора



Мы начинаем с выбора

Объемного коэффициента нефтив точке давления насыщения, Bob

и

Соответствующего содержаниярастворенного газа в нефти в

точке давления насыщения, Rsb Из испытания на сепараторе

• При давлениях выше давления



При давлениях выше давления

насыщения

sSb s

F b

t

oSbo

R R

V

V

B B

• При давлениях ниже давления



р

насыщения

oDb

oSb sD sDb sSb s

oDb

oDoSbo

B

B R R R R

B

B B B



• Вычисление коэффициента

изотермической сжимаемости, co,

при p > pb

21

1Fbt

2Fbt

o

pp

V /V

V /Vln

c



• Вычисление плотности нефти, o,при p > pb

Fb

t

ob

o

VV





насыщения

b

b

Fb

t

obo

patftcu

patftcu

patftcu

lb

patftcu

lb

V

V

Упражнение



р

Найдите оптимальные условия на

сепараторе по результам лабораторного

анализа нелетучей нефти

Испытание на контактное

дегазирование нефти



дегазирование нефти

Давление

на

сепараторе

RsSb

Scf/STB

BoSb

Rbl/STB

Плотность

товарной

жидкости

50 psig 778 1.481 40.5 API

100 psig 768 1.474 40.7 API

200 psig 780 1.483 40.4 API

Данные испытания на

однократное дегазирование



однократное дегазирование

Давление, psig (Vt /Vb)F

3000 0.9929

2800 0.9964

2620 1.0000

2516 1.0154

1040 1.7802

Данные испытания на

многократное дегазирование



многократное дегазирование

Давление

psig

RsD

Scf/STB

BoD

Rbl/STB

BtD

Rbl/STB

2620 854 1.600 1.600

2100 684 1.515 1.748

1100 416 1.382 2.593

Свойства пластовых флюидов



ф

Давление

psig

Bo

Rbl/STB

Rs

Scf/STB

3000

2800

2620

2100

1100



Свойства пластовой воды

Источник:

McCain, W.D. Jr.: The Prop ert ies o f Petroleum Fluids, 2nd

Ed. PennWell (1990).

Цели изучения свойствпластовой воды



По завершении этого модуля слушатель должен уметь:

1. Строить графики типичных изотерм объемного коэффициента воды,

содержания растворенного газа в воде, вязкости воды и плотности воды как

функции давления.

2. Определять переменные, необходимые для корреляций объемного

коэффициента воды, содержания растворенного газа в воде, вязкости воды,плотности воды и коэффициента изотермической сжимаемости воды.

3. Перечислять ионы, обычно содержащиеся в минерализованных жидкостях

нефтяных пластов, находить приблизительные значения минерализации воды в

точке давления насыщения и определять минерализацию морской воды.

4. Записывать уравнения, относящиеся к единицам минерализации воды;

частицы на миллион, масса на 100 грамм, частицы минерала на галлон имиллиграммы на литр.

5. Объяснять, как результаты каротажного анализа могут помочь определить

свойства, необходимые для корреляций свойств воды.

Состав воды в нефтяном

месторождении



месторождении

• Все пластовые воды содержат

растоворенные твердые тела, прежде

всего хлорид натрия

• Типичные катионы - Na+, Ca++, Mg++

иногда K+, Ba++, Li+, Fe++, Sr ++

• Типичные анионы - Cl-, SO4--, HCO3

-

иногда CO3--, NO3

-, Br -, I-, BO3---, S--

• Также другие ионы от: 30 до 40

Минерализация воды – типичные единицы



Значение Символ Определение

Масса твердых

тел в граммах на 100 грамм

рассола

C w brine g

solid g

100

Частицы на миллион C pm

brine g

solid g 6

10

Миллиграммы на

литр C mg/l

brine ml

solid g 6

10

Частицы на галлон C gr/gal

brine gallon

solid grains

Минерализация пластовой

воды



воды

• С 200 ppm до давления насыщения, при

давлении насыщения этот показатель

может превышать 300,000 ppm

• Для справки: содержание твердых тел в

морской воде 35,000 ppm

Плотность пластовой воды

по пресной воде



по пресной воде

Обе плотности измеряются при одинаковой

температуре и давлении, обычно при 60F и

атмосферном давлении

water pure

brinew

Давление насыщения для

пластовой воды



пластовой воды

• Нефтенасыщенный пласт – давление

насыщения для воды равно

давлению насыщения для нефти

• Газоносный пласт – давление

насыщения для воды равноначальному пластовому давлению

Типичный график – объемный коэффициент

воды



1.044

1.058

0 6000p, psig

B w , r e s b b

l / S T B

pb

Типичный график – содержание газа,

растворенного в воде



0

11

0 6000 p, psig

R s w , s c f / S T B

pb

Типичный график – вязкость

воды



воды

0.4

0.56

0 6000p, psig

w , c

p

pb

Типичный график – плотность

воды



воды

67

69

0 6000p, psig

w , l

b / c u f t

pb

Типичный график – сжимаемость

воды



2

3

0 6000p, psig

c w , p s i - 1

x 1 0 6

pb

Минерализация пластовой

воды



воды

• Получение точных образцов пластовой

воды является сложной задачей

• Аналитик по каротажу должен иметь данные о сопротивлении воды при

пластовой температуре

• Существует связь между минерализациейи сопротивлением воды

Сопротивление эквивалентных NaClрастворов Temperature

(oF) (oC)

500 260

240

220Equivalent NaClConcentration

R( . m)

20



400

220

200

180

300160

140

250 120

90

80

70150

60

200100

50

40

90

80

30

100

7020

60

50 10

Concentrationgrains/gal

@ 24oC

or 75o

F

ppmor

mg/kg

( )( )200

300

400

600

8001000

20

304050

1002000

3000

4000

6000

800010,000

200300400500

100020,000

2000

30004000

5000

30,00040,000

60,000

80,000100,000

200,000300,000

10,00013,00017,500

10

8

654

3

2

1

0.8

0.60.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.080.060.05

0.04

0.03

0.02

0.01




• Аналитик по каротажу, работающий на

месторождении Nice Oil, использует

величину сопротивления, равную

0.062 ома-метры, при температуре 246F. Создайте таблицу свойств воды

при давлениях, равных и ниже 6,000

psia

reservoir fluids properties Властивост1 пластових флю1д1в (курс 2000)

Documents

Transcript of reservoir fluids properties Властивост1 пластових флю1д1в (курс 2000)