Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным фракционного состава газа



 

Исходные данные: ρ – плотность нефти на поверхности (Т/м3);

b(β ) – газовый фактор (объёмный коэффициент пластовой нефти) (м3 / Т);

Р – пластовое давление (МПа);

Т0 – Температура пласта (°С).

 

Содержание газа по данным анализов (доли единицы):

П метана (C H4) = П C H4;

П этана (C2 H6) = П C2 H6;

П пропана (C3 H8) = П C3 H8;

П бутана (C4 H10) = П C4 H10.

 

При расчёте определяются:

 

1.1. Содержание отдельных компонентов нефти при указанном газовом факторе (м3 / Т)

 

Qk = Пk + b ,

 

где Пk – содержание отдельных газов.

 

Например:

QCH4 = ПCH4 + b,

QC2H6 = ПC2H6 + b,

и так далее.

Итого QCH4 + QC2H6 + … = Q,

 

 

1.2. Объёмное содержание компонентов нефти на 1 м3 нефти (м3/т).

 

Vk = Qk + ρ,

где Vk – объём отдельных газов.

 

Например:

VCH4 = QCH4 + ρ,

VC2H6 = QC2H6 + ρ,

и так далее.

Итого VCH4 + VC2H6 + … = V,

Зная физические свойства углеводородных газов (табл. 4.5) при нормальных условиях (0, 1 МПа и 15, 5 °С) и при условии, что весь газ растворён в нефти, подсчитываем:

а) массы компонентов газа mk = Vk * (Mk / 22, 4) ;

б) объём компонентов газа в жидкой фазе

Vk* = Vk * (( 0, 042 * Mk ) / ρ k ),

где Mk – молекулярный вес отдельных компонентов;

ρ k – плотность по воде (масса газа в жидкой фазе), кг/л.

 

Таблица 4.5. Физические свойства углеводородных газов

(все свойства приведены для давления 0, 1 МПа и температуры 15, 5° С).

№ п/п Показатели Метан   CH4 Этан   C2 H6 Пропан   C3 H8 Изобутан   C4 H10 Нормальный бутан C4 H10
Относительная молекулярная масса, М 0, 01604 0, 03007 0, 04410 0, 5812 0, 05812
Величина, обратная молекулярной массе 0, 0623 0, 0333 0, 0227 0, 0172 0, 0172
Плотность газа в жидкой фазе по воде 0, 3 0, 378 0, 509 0, 564 0, 564
Плотность по воздуху 0, 554 1, 038 1, 522 2, 006 2, 006
Молярный объём, м3/моль 1, 4 0, 74 0, 508 0, 385 0, 385
Молярная масса, кг/моль 0, 714 1, 35 1, 97 2, 85 2, 85
Удельный объём: газа в жидкой фазе, м/кг; жидкого газа в газовой фазе, м3   0, 442   2, 26   0, 29   3, 36   0, 272   3, 66   0, 23   4, 36   0, 236   4, 2
Критическая температура, °С -82, 5 +32, 28 +96, 78 +134 +152
Критическое давление, мПа 4, 58 4, 82 4, 2 3, 64 3, 75
Удельная газовая постоянная, Дж/(кг * °С) 51, 94 27, 70 18, 84 14, 3 14, 3

 

 

При этом надо иметь в виду, что величины

Mk / 22, 4 – масса 1 м3 газа (кг),

( 0, 042 * Mk ) / ρ k – объём 1 м3 газа в жидкой фазе (л)

являются величинами постоянными для отдельных компонентов газа (см. табл. 4.5).

Расчётные данные сводятся в таблицу 4.6.

 

 

Продолжение таблицы 4.5.

№ п/п Показатели Изопентан   C5 H12 Нормальный пентан C5 H12 Гексан   C6 H14 Гептан   C7 H16 Азот   N2 Углекислый газ CO2
Относительная молекулярная масса, М 0, 07515 0, 07515 0, 08617 0, 1002 0, 02802 0, 04401
Величина, обратная молекулярной массе 0, 0139 0, 0139 0, 0116 0, 00998
Плотность газа в жидкой фазе по воде 0, 624 0, 631 0, 664 0, 688 0, 808 1, 56
Плотность по воздуху 2, 49 2, 49 2, 974 3, 459 0, 967 1, 514
Молярный объём, м3/моль 0, 31 0, 31 0, 262 0, 223 0, 799 0, 509
Молярная масса, кг/моль 3, 22 3, 22 3, 81 4, 48 1, 25 1, 964
Удельный объём: газа в жидкой фазе, м/кг; жидкого газа в газовой фазе, м3     0, 205   4, 9       0, 207   4, 85       0, 182   5, 49       0, 1625   6, 15       –   –     –   1, 19
Критическая температура, °С +187, 78 +197, 2 +234, 78 +267   –   –31, 1
Критическое давление, мПа 3, 29 3, 30 2, 994 2, 70 3, 349 7, 29
Удельная газовая постоянная, Дж/(кг * °С) 11, 65 11, 65 9, 65 8, 31 29, 67 18, 88

 

Однако, пластовая температура для этана и метана (см. табл. 4.5) выше критической, следовательно эти газы находятся в пластовой нефти не в жидком, а в растворённом состоянии, поэтому далее определяются:

1) масса компонентов от пропана и выше, кг

M(C3H8) = M – [m (CH4 )+ m (C2 H6)];

2) объём компонентов от пропана и выше, л

V”(C3H8) = V” – [V (CH4) + V (C2H6)];

3) плотность смеси компонентов от пропана и выше, кг/л

ρ (C3H8) = M(C3H8) / V”(C3H8);

 

 

Таблица 4.6. Результаты расчётов массы и объёма отдельных компонентов газа в нефти.

Углеводороды Масса отдельных компонентов газа на 1 м3 нефти (кг) Объём компонентов в жидкой фазе на 1 м3 нефти (л)
Метан CH4     Этан C2 H6   и т.д. m (CH4 ) = V (CH4) = = M (CH4) / 22, 4   m (C2 H6) = V (C2 H6) = = M (C2 H6) / 22, 4     и т.д. V(CH4) = [V (CH4) * 0, 0422 * * M (CH4)] / ρ (CH4)   V(C2H6)=[V (C2H6) * 0, 0422* * M (C2H6)] / ρ (C2H6)   и т.д.  
  Нефть   mH = VH * ρ   V” = 1000 литров  
Итого M = m(CH4) + m(C2 H6) + … + mH V” = V”(CH4) + V”(C2 H6) + … + VH

 

4) процентное содержание этана в смеси углеводородов (этан + высшие), %

 

ПC3H8 = 100 * M(C3H8) / {M – [m (CH4 )+ m (C2 H6)]};

 

 

Из рисунка 4.5 по вычисленным значениям (плотность смеси пропан + высшие, при содержании этан + ПC2H6 ) находим плотность смеси этан + высшие, (ρ (C2H6) );

Для определения плотности нефти вычисляем процентное содержание метана в смеси углеводородов (метан + высшие)

 

ПCH4 = 100 * M(C H4) / M;

 

Из диаграмм на рис. 4.6 по вычисленным значениям (плотность смеси этан и высшие (нижняя ось) и процентному содержанию метана ( ПCH4 )) находим в проекции на вертикальную ось плотность пластовой нефти (ρ н ).

В полученное значение вводим поправки на:

– сжимаемость жидкости (δ 1);

– тепловое расширение жидкости (δ 2).

Поправка на сжимаемость жидкости (при давлениях (Р) от 0.35 до 40 МПа) определяется из диаграмм рисунка 4.7.

Плотность нефти в пласте с учётом поправки на сжимаемость жидкости (δ 1) в кг/л

 

ρ нδ 1 = ρ н + δ 1

 

 

 

Поправка на тепловое расширение пластовой нефти определяется на рис. 4.8.

Плотность нефти в пласте с учётом поправки на тепловое расширение жидкости за счёт температуры, кг/л

 

ρ нδ 2 = ρ нδ 1+ δ 2

 

Объём нефти в пластовых условиях, л

 

V = M / ρ нδ 2;

 

Коэффициент объёмного расширения нефти

 

b = V / V*H

 

Коэффициент усадки нефти, показывающий уменьшение объёма нефти при её извлечении из пластовых условий на поверхность

ε = ( b – 1 ) / b;

 

Пересчётный коэффициент

θ = 1 / b

 

 

 

Рис. 4.8. Диаграммы величин теплового расширение нефти. Величины поправок, приведённые на вертикальной оси диаграмм, вычитают из плотности нефти рассчитываемой при атмосферном давлении и температуре 15, 5° С.

 


Поделиться:



Популярное:

  1. D. Правоспособность иностранцев. - Ограничения в отношении землевладения. - Двоякий смысл своего и чужого в немецкой терминологии. - Приобретение прав гражданства русскими подданными в Финляндии
  2. I. АНАЛИЗ И ПОДГОТОВКА ПРОДОЛЬНОГО ПРОФИЛЯ ПУТИ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЯГОВЫХ РАСЧЕТОВ
  3. I. Дополните предложения данными словами. Переведите предложения на русский язык.
  4. IV. Расчет потребности в материальных ресурсах.
  5. IV.1.1.3. Вычисление коэффициента вариации
  6. VI. Расчет параметров цепной передачи
  7. VI. Центральные СКВ. Расчет и подбор оборудования. Компоновка кондиционера
  8. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
  9. А. Изображение мнимое. Б. Линза рассеивающая. В. Изображение уменьшенное. Г. В расчетах ошибка. Д. Линза собирающая. Е. Изображение увеличенное.
  10. Абсорбционный способ осушки газа
  11. Адсорбционный способ осушки газа
  12. Аккредитив как форма международных расчетов


Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 1365; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.041 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь