Состав газа и его использование для нахождения физических характеристик

Результатом исследования пластовых проб газа и нефти является в первую очередь их компонентный состав, зная который можно рассчитать практически все физико-химические свойства газа, используемые в расчетах.

К этим физическим свойствам относятся: средняя молекулярная масса, плотность, коэффициент сверхсжимаемости.

Обобщенное уравнение состояния идеального газа Клапейрона-Менделеева с учетом закона Авагадро имеет вид

(23)

где n-число кмолей;

R-универсальная газовая постоянная;

Для расчета состояния реальных газов пользуются выражением, в которое вводится коэффициент сверхсжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеальных:

(24)

где R-удельная газовая постоянная

Величина z является функцией приведенных давлений p и температур T т.е. z=f(p_пр , T_пр). Приведенные параметры p=p/p_пкр T=T/T_пкр ;

где p, T-действительные давление и температура газа;

Псевдокритические (среднекритические) параметры газа-

; . (25)

Определение физических свойств газа проводят по ниже указанным зависимостям.

Средняя молекулярная масса газа:

(26)

Средняя плотность газа:

при нормальных условиях

(27)

при стандартных условиях

 

(28)

Относительная плотность газа по воздуху

(29)

плотность газа при давлении p и температуре T

(30)

Обьем газа добываемого с 1 м³ нефти при давлении P и температуре T

(31)

 

Определение коэффициента сверхсжимаемости можно провести по уравнению состояния Редлиха-Квонга:

 

(32)

где-p, T, V-давление, абсолютная температура, объем; R-удельная газовая постоянная;

b-поправка на объем молекул; a-cложная функция обьема, температуры, формы молекул газа.

Уравнение Редлиха-Квонга преобразуется к виду

Z³-Z²+Z(a²-b²p-b)p-a²bp² (33)

где a²=0, 4278T_кр^{2, 5}/p_крT^{2, 5} (34)

b=0, 0867T_кр/p_крT (35)

Для определения коэффициента z также удобно использовать следующие выражения [3]:

при

(36)

 

при

(37)

при

(38)

Пример. Определить степень отклонения природной газоконденсатной смеси от закона идеального газового состояния методами: 1) по графикам Брауна-Катца; 2) по уравнению состояния Редлиха-Квонга; вычислить среднюю молекулярную массу газа; плотности газа при нормальных, стандартных условиях; относительную плотность газа по воздуху; объем газа добываемого с 1 м³ нефти. Данные для расчета приведены в таблице№ 13.А также P=13, 8 МПа, T=315⁰ K, относительная плотность газа r=1, 12; объем газа добываемого с 1 м³ нефти при р₀=0, 1 МПа и Т₀=273⁰K - V₀=60 м³/м³.

Таблица 13

Состав и характеристика газа

Компо нентный состав	Mi, кг/кмоль	Pкрi, МПа	Tкрi, K	Молярная доля компонента-yi	yipкрi	yiTкрi	yiMi, кг
CH4	16, 04	4, 58	190, 7	0, 7255	3, 32279	138, 3529	11, 63702
C 2H6	30, 07	4, 86	306, 0	0, 1801	0, 875286	55, 1106	5, 415607
С3H8	44, 09	4, 34	369, 8	0, 0542	0, 235228	20, 04316	2, 389678
i-C4H10	58, 12	3, 72	407, 2	0, 0084	0, 031248	3, 42048	0, 488208
n-C4H10	58, 12	3, 57	425, 2	0, 0095	0, 033915	4, 0394	0, 55214
i-C5H12	72, 15	3, 28	461, 0	0, 0042	0, 013776	1, 9362	0, 30303
n-C5H12	72, 15	3, 30	470, 4	0, 0032	0, 01056	1, 50528	0, 23088
C 6H14	86, 17	2, 96	508, 0	0, 0049	0, 014504	2, 4892	0, 422233
CO2	44, 01	7, 496	304, 2	0, 01	0, 07496	3, 042	0, 4401
S		1, 0000	4, 612267	229, 9392	21, 8789

 

Решение. P_пр=13, 8/4, 61 =2, 99; T_пр=315/229=1, 38

1) по графикам Брауна-Катца z_г=0, 65;

 

2) по уравнению состояния Редлиха-Квонга

 

(39)

(40)

(a²-b²p-b)p=0, 239 (41)

a²bp²=0, 146 (42)

z³-z²+0, 239 z -0, 146 =0 z=0, 63 (43)

 

Средняя молекулярная масса газа

(44)

Плотность газа:

при нормальных условиях

(45)

при стандартных условиях

 

(46)

относительная плотность газа по воздуху

(47)

плотность газа при p=4, 6 МПа и T=311, 2⁰ K

(48)

 

Задание 2. Определить степень отклонения природной газоконденсатной смеси от закона идеального газового состояния при следующих исходных данных: таблица №14, Т=310 K, P=14МПа. относительная плотность газа r=1, 12; объем газа добываемого с 1 м³ нефти при р₀=0, 1 МПа и Т₀=273⁰K - V₀=60 м³/м³.

 

Таблица 14

Состав углеводородной части газа

 

№ п/п	Компо нентный состав	Молярные доли компонента, yi
№ варианта
	CH4	0, 82	0, 7	0, 6	0, 5	0, 4	0, 3	0, 6	0, 5	0, 4	0, 4
	C 2H6	0, 09	0, 25	0, 35	0, 35	0, 35	0, 65	0, 35	0, 2	0, 4	0, 2
	С3H8	0, 04	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 1	0, 15	0, 15
	i-C4H10	0, 01	0, 005	0, 005	0, 005	0, 105	0, 005	0, 005	0, 155	0, 005	0, 215
	n-C4H10	0, 01	0, 01	0, 01	0, 11	0, 11	0, 01	0, 01	0, 015	0, 015	0, 005
	i-C5H12	0, 005	0, 003	0, 015	0, 017	0, 003	0, 005	0, 01	0, 005	0, 003	0, 005
	n-C5H12	0, 015	0, 017	0, 005	0, 003	0, 017	0, 015	0, 005	0, 005	0, 007	0, 005
	C 6H14	0, 01	0, 01	0, 01	0, 01	0, 01	0, 01	0, 015	0, 02	0, 02	0, 02

 

 

Таблица 14

Состав углеводородной части газа

 

№ п/п	Компо нентный состав	Молярные доли компонента, yi
№ варианта
	CH4	0, 3	0, 6	0, 55	0, 5	0, 4	0, 8	0, 85	0, 8	0, 75	0, 5
	C 2H6	0, 5	0, 35	0, 45	0, 35	0, 35	0, 15	0, 1	0, 15	0, 2	0, 25
	С3H8	0, 15	0, 005	0, 005	0, 102	0, 205	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 205
	i-C4H10	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005	0, 005
	n-C4H10	0, 015	0, 01	0, 01	0, 01	0, 01	0, 005	0, 01	0, 01	0, 01	0, 01
	i-C5H12	0, 007	0, 01	0, 003	0, 01	0, 003	0, 01	0, 007	0, 003	0, 005	0, 003
	n-C5H12	0, 003	0, 005	0, 007	0, 007	0, 007	0, 005	0, 003	0, 017	0, 005	0, 007
	C 6H14	0, 02	0, 015	0, 02	0, 016	0, 02	0, 02	0, 02	0, 01	0, 02	0, 02

 

Таблица 14

Состав углеводородной части газа

 

 

№ п/п	Компо нентный состав	Молярные доли компонента, yi
№ варианта
	CH4	0, 5	0, 4	0, 4	0, 6	0, 3	0, 8	0, 85	0, 8	0, 45	0, 75
	C 2H6	0, 35	0, 35	0, 2	0, 35	0, 5	0, 15	0, 1	0, 1	0, 305	0, 2
	С3H8	0, 102	0, 205	0, 15		0, 005	0, 005	0, 005	0, 01	0, 205	0, 005
	i-C4H10	0, 005	0, 005	0, 213	0, 005	0, 105	0, 005	0, 005	0, 02	0, 005	0, 005
	n-C4H10	0, 01	0, 01	0, 007	0, 015	0, 06	0, 005	0, 01	0, 04	0, 005	0, 01
	i-C5H12	0, 01	0, 003	0, 005	0, 007	0, 01	0, 01	0, 007	0, 003	0, 003	0, 01
	n-C5H12	0, 007	0, 007	0, 005	0, 003	0, 005	0, 005	0, 003	0, 017	0, 007	0, 005
	C 6H14	0, 016	0, 02	0, 02	0, 02	0, 015	0, 02	0, 02	0, 01	0, 02	0, 015

 

 

Основные зависимости расхода жидкости через поры, капилляр, трещину.

 

Описательная часть.

Привести основные зависимости пористости, проницаемости от эффективного давления. Описать от чего зависят коэффициенты сжимаемости пор, породы, твердой фазы.

 

Расход флюида через трещину:

(50)

 

тогда проницаемость равна K=83000 b²*m,

где b-раскрытие трещины, мм;

m- пористость образца;

K –проницаемость мкм ²

градиент давления

F-площадь образца

m-вязкость.

Если раскрытие трещины- b измеряется в мкм, а проницаемость K в мкм² то:

 

K=83*10^-3 *b²*m, (51)

(52)

где l –длина ребра кубика образца породы

 

Если расход жидкости считается через поперечное сечение трещины

, то m=1.

Расход флюида через капилляр

(53)

 

где R-радиус капилляра мкм,

проницаемость в мкм²

Пример расчета:

Дан кубик породы размером 10 10 10 см, имеющий проницаемость 10 мДарси. Через этот образец происходит фильтрация жидкости вязкостью 1 спз при градиенте давления (DP/L) равном 0, 5 атм/м. В этом кубике имеется один капилляр диаметром 0, 2мм. Найти: расход жидкости при фильтрации через капилляр, Q - суммарный расход через поры матрицы и капилляр.

При расчете необходимо учесть следующие соотношения:

проницаемость-1 дарси=1, 02 мкм²==1, 02 *10^-12 м²

Давление -1 атмосфера=10⁵ н/м²=10⁵ Па, 1Па=1 н/м²

Вязкость-1пз=10^-1н*сек/м², 1cпз=10^-3н*сек/м²=10^-3Па*сек

Расход- 1 м³/cек= 10 ⁶см³/cек,

1 дарси проницаемость среды через поперечное сечение которой площадью в 1 см при перепаде давления 1атм на 1 см расход жидкости вязкостью 1 спз составляет 1см³/сек

1м²- проницаемость среды через поперечное сечение которой площадью в 1 м² при перепаде давления 1Па на 1 м расход жидкости вязкостью 1 па*с составляет 1м³/сек

 

Решение:

DP/L = 0, 005 атм/см (54)

Q = k•F•DP/(m•L); (55)

(56)

Q₁=12, 5*10⁶ (0, 01)²*p(0, 01)² 0, 005=0.002 cм³/c (57)

Q₂=10^-2*100*0, 005=0, 0005 cм³/c (58)

Q=0, 007 cм³/c (59)

В системе СИ

DP/L =0, 5*10⁵Па/м (60)

k_{капиляра}= r²/8=(1*10^-4)²/8=0, 125*10^-8 (61)

m= 10^-3Па*сек

Q₁= 0, 125*10^-8* (1*10^-4)² p *0, 5*10⁵*10³=2*10^-9м³ /cек (62)

K_пор=10^-14м² (63)

Q₂=10^-140, 5*10⁵10³10^-2=5*10^-9м³ /cек (64)

Q=7*10^-9м³ /cек (65)

Задание 3

В образце породы размером 10 10 10 см имеется 3 вида пустот: поры, трещина, капилляр. Известны проницаемость пор матрицы, радиус капилляра, вязкость жидкости, общий расход жидкости через образец, проницаемость породы за счет пор, градиент давления (таблица 15). Найти расход жидкости в образце через поры, капилляр, трещину; раскрытость трещины, трещинную проницаемость. Сравнить расход жидкости через поры, капилляр, трещину. Расчет проводить в системе едениц СИ. Для расчета выбирать соответствующий вариант согласно указанию преподавателя.

Таблица 15

 

Вариант	К пор, мдарси	R капилляра, мм	Вязкость, Па *сек	Градиент давления, Па/м	Площадь образца, cм	Общий расход, М3/сек
		0, 1	0, 001			0, 000002
		0, 05	0, 001			0, 000007
		0, 02	0, 001			0, 000007
		0, 03	0, 001			0, 000008
		0, 04	0, 001			0, 000005
		0, 05	0, 001			0, 0000076
		0, 06	0, 001			0, 0000059
		0, 07	0, 001			0, 0000064
		0, 09	0, 001			0, 0000063
		0, 01	0, 001			0, 0000043
	1, 1	0, 1	0, 001			0, 0000029
		0, 03	0, 001			0, 0000039
		0, 04	0, 001			0, 0000074
		0, 05	0, 001			0, 0000039
		0, 06	0, 001			0, 0000094
		0, 07	0, 001			0, 0000046
		0, 09	0, 001			0, 0000066
		0, 01	0, 001			0, 0000077
		0, 09	0, 001			0, 0000033
		0, 01	0, 001			0, 0000049
		0, 02	0, 001			0, 0000049
		0, 04	0, 001			0, 0000049
		0, 05	0, 001			0, 0000049
		0, 05	0, 001			0, 0000052
		0, 09	0, 001			0, 0000033
		0, 01	0, 001			0, 000005
		0, 01	0, 001			0, 0000041
		0, 01	0, 001			0, 0000046
		0, 01	0, 001			0, 0000048
		0, 01	0, 001			0, 000004

 

Свойства пластовых нефтей

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.

Обьемный коэффициент характеризует соотношение обьемов нефти в пластовых условиях к обьему этой же нефти после отделения газа на поверхности.

B=Vпл/Vдег; (66)

где- Vпл-обьем нефти в пластовых условиях; Vдег-обьем нефти при атмосферном давлении и температуре 20⁰С после дегазации.

Усадка нефти U=(b-1)/b (67)

Относительная плотность газа по воздуху:

r=r_г/1, 293 (68)

Газовый фактор-это количество газа в кубических метрах приходящееся на 1 м³ дегазированной нефти.

 

Пример к заданию 4. По результатам пробной эксплуатации скважины были получены следующие данные: плотность нефти(20^OC)- r_н=852, 2 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху-r_гв=0, 8, плотность газа r_г=1, 03 кг/м³, газовый фактор - G_o=127 м³/м³, пластовое давление-р_пл=24 Мпа, пластовая температура-338^OK. Весь газ растворен в нефти.

Определить

1.давление насыщения нефти газом

2.обьемный коэффициент

3. плотность и усадку нефти в пластовых условиях

Решение. Давление насыщения можно приближенно найти по номограмме Стендинга.

Следует заметить на номограммах Стендинга еденицы измерения свойств пластовых флюидов приведены в системе МКГСС. Связь с еденицами измерения СИ следующая:

Удельный вес нефти нефти-1т (тонна)/м³=10³кГ/ м³=плотности нефти 10³кг/ м³;

Давление- 1 атмосфера=0, 1Мпа;

Температура -0^OC=273^OK

 

Для этого из точки, соответствующей газовому фактору G_o=127 м³/м³, что в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой, выражающей относительную плотность газа по воздуху r_гв=0, 8 (относительный удельный вес газа-0, 8). Полученную точку проецируем вниз до пересечения с прямой, соответствующей плотности нефти r_н=852 кг/м³(удельный вес нефти-0, 852 т/м³ ).Далее проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры T_пл=338 K(температура по Цельсию 338^O-273^O=65^OC). И опускаясь по вертикали вниз, находим в пересечении с осью давлений давление насыщения нефти газом р_нас=18, 5 Мпа (185 атмосфер).

Для определения обьемного коэффициента нефти воспользуемся другой номограммой Стендинга. В левой части номограммы находим значение газового фактора G_o=127 м³/м³.

Из этой точки проводим горизонталь вправо до пересечения с линией, соответствующей плотности газа r_г=0, 8.Затем проецируем эту точку вниз до линии плотности нефти r_н=852 (удельный вес нефти-0, 852 т/м³ ) кг/м³.Далее проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры Т_пл=338^OK (65^OC), после чего проводим вертикаль до пересечения с линией пластового давления р_пл=24 Мпа (240 атмосфер), а по горизонтали вправо находим значение обьемного коэффициента нефти b_н=1, 27. Таким образом, 1 м³ нефти при нормальных условиях занимает в пласте вместе с растворенным газом обьем 1, 27м³.

Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения из нее растворенного газа и снижения температуры. Усадка нефти определяется из соотношения

U=(b_н-1)/ b_н=(1, 27-1)/1, 27=0, 213 или 21, 3% (69)

 

Для нахождения плотности нефти в пластовых условиях (с учетом растворенного газа) предварительно определим плотность растворенного в нефти газа

r_рг= G_or_г=127*1, 03 =131 кг/м³ [3] (70)

Таким образом плотность насыщенной газом нефти при атмосферных условиях равна

r_на= r_н+r_рг=852+131=983 кг/м³ (71)

а плотность насыщенной газом нефти в пластовых условиях будет

r_нпл=r_на/ b_н=983/1, 27=774 кг/м³ (72)

 

Задание 4

По результатам пробной эксплуатации скважины были получены следующие данные (таблица 16):

 

таблица 16

 

Номер варианта	Плотность Нефти rн	Относительная плотность газа-rгв	Газовый фактор Go	Пластовое давление рпл	Пластовая температура Tпл0
		0, 8		9, 8
		0, 9
		1, 4		5, 6
		1, 1		9, 8
		1, 0		5, 6
		0, 9		9, 8
		0, 8
		0, 7		12, 6
		0, 6
		0, 8		9, 8
		0, 7		5, 6
		0, 5
		0, 8		9, 8
		1, 4
		1, 1		9, 8
		1.1		12, 6
		1, 0		5, 6
		0, 9
		0, 8		5, 6

 

 

Определить:

1.давление насыщения нефти газом

2.обьемный коэффициент

3. плотность и усадку нефти в пластовых условиях

 

Библиографический список:

 

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта М: Недра, 1973

2. Желтов Ю.П. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений М: Недра, 1985

3. Гафаров Ш.А. Физика нефтяного пласта Уфа, 1998

 

Составитель: А.В. ПЕСКОВ

 

УДК 622275154721

 

 

Статистические методы отображения неоднородности коллекторских свойств пород: Метод. указ. /Самар. госуд. техн. ун-т; Сост.: Песков А.В., Самара, 2003, 17 с.

 

Рассмотрены статистические методы изучения физических свойств пород. Приводятся способы установления корелляционных зависимостей: линейных, нелинейных между основными параметрами пород, критерии нормальности распределения данных коллекторских свойств.

Предназначается для студентов, изучающих курс «Физика пласта» и «Физика нефтяного пласта» (специальность 0906).

 

 

Илл. Табл. 17. Библиор.: 3 назв.

 

 

Печатается по решению редакционно-издательского совета СамГТУ

 

Приложение

 

⇐ Предыдущая1234

Поделиться:

Популярное:

1. A. Оценка будущей стоимости денежного потока с позиции текущего момента времени
2. A. Смещение суставной головки через вершину суставного бугорка на передний его скат
3. A.16.15.3. Экран принудительной изоляции для использования в депо
4. A.16.15.3.5. Экран вспомогательного блока управления (ACU) для использования в депо
5. A.16.15.4.1. Экран высоковольтного разъединителядля использования в депо
6. A.27. Процедура ручной регулировки зеркала заднего вида
7. AQUA SMOKY EXTRAVAGANТ Водостойкая тушь для ресниц
8. B. С нарушением непрерывности только переднего полукольца
9. Cсрочный трудовой договор и сфера его действия.
10. Cтандарты ITU-T для услуг IPTV.
11. Cхема характеристики сустава
12. F. Оценка будущей стоимости денежного потока с позиции текущего момента времени