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)

 

Q_k = П_k + b ,

 

где П_k – содержание отдельных газов.

 

Например:

Q_CH4 = П_CH4 + b,

Q_C2H6 = П_C2H6 + b,

и так далее.

Итого Q_CH4 + Q_C2H6 + … = Q,

 

 

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

 

V_k = Q_k + ρ,

где V_k – объём отдельных газов.

 

Например:

V_CH4 = Q_CH4 + ρ,

V_C2H6 = Q_C2H6 + ρ,

и так далее.

Итого V_CH4 + V_C2H6 + … = 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 m_k = V_k * (M_k / 22, 4) ;

б) объём компонентов газа в жидкой фазе

V_k^* = V_k * (( 0, 042 * M_k ) / ρ _k ),

где M_k – 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/л	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

M_k / 22, 4 – масса 1 м³ газа (кг),

( 0, 042 * M_k ) / 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/л	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), %

 

П_C3H8 = 100 * M(C₃H₈) / {M – [m (CH₄ )+ m (C₂ H₆)]};

 

 

Из рисунка 4.5 по вычисленным значениям (плотность смеси пропан + высшие, при содержании этан + П_C2H6 ) находим плотность смеси этан + высшие, (ρ (C₂H₆) );

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

 

П_CH4 = 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 ( П_CH4 )) 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 _н^{δ 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 _н^{δ 2} = ρ _н^{δ 1}+ δ ₂

 

Объём нефти в пластовых условиях, л

 

V = M / ρ _н^{δ 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.

 

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

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