ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗА, НЕФТИ , ВОДЫ И МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ (НЕФТЬ-ВОДА-ГАЗ) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗА, НЕФТИ, ВОДЫ И МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ (НЕФТЬ-ВОДА-ГАЗ) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

 

Основные термодинамические параметры состояния вещества

Физическое состояние вещества определяется тремя параметрами: давлением, температурой и удельным объемом.

Давление - это сила, действующая по нормали на единицу поверхности. Единица давления в системе СИ: Р [ н/м2 ] - паскаль (Па).

Абсолютное давление Р - это давление, отсчитываемое от абсолютного нуля. Оно входит чаще всего во все физические законы. Если абсолютное давление больше атмосферного (барометрического Р_о), то Р = Р_о + Р_и, где Р_и - избыточное давление. Если абсолютное давление Р < Р_о, то Р = Р_о - Р_в, где Р_в - показания вакуумметра, измеряющего разрежение. В расчетах всегда следует пользоваться абсолютным давлением. Однако большинство приборов, как правило, измеряют избыточное давление, если они не изолированы от атмосферы. Поэтому к их показаниям надо добавлять атмосферное давление Р_о.

Температура - это параметр, характеризующий тепловое состояние вещества, то есть энергию, с которой движутся его молекулы. Она измеряется в системе СИ по термодинамической шкале Кельвина. Единица измерения 1° Кельвина. Кроме того, как известно, температура измеряется и по международной стоградусной шкале в градусах Цельсия (°С). Если Т°К - абсолютная температура в градусах Кельвина, а t - температура, измеряемая в градусах Цельсия (°С), то

Т = t + Т_о = t + 273, 15°,

где Т_о = 273, 15 °К - нулевая точка по шкале Цельсия (это соответствует точке затвердевания чистой воды).

Удельный объем - это объем единицы массы вещества

,

где V, m, ρ - объем, масса, плотность вещества соответственно.

В нефтедобывающей практике различают следующие понятия:

· нормальный объем - это объем при нормальных условиях: то есть при давлении

Р = Р_о = 0, 101325 МПа и температуре Т = Т_о = 273, 15 °К = 0 °С.

· стандартный объем - объем при стандартных условиях: то есть при давлении Р = Р_о = Р_ст = 0, 101325 МПа и температуре Т = Т_ст = 293, 15 °К = 20 °С.

 

Определение физических свойств нефтяного газа по его компонентному составу

Целью настоящего практического занятия является изучение существующих методик определения физических свойств нефтяного и попутного газов, в частности, молекулярной массы и плотности, по их компонентному составу. Занятие предполагает умение студента пользоваться ПЭВМ.

В результате выполнения практической работы студенты должны:

· усвоить теоретические представления об основных термодинамических параметрах состояния вещества, уметь различать стандартные и нормальные физические условия в нефтяных системах;.

· изучить методики и формулы для расчета важнейших физических свойств газа по известному компонентному составу;

· самостоятельно решить задачу для закрепления материала;

· освоить способы пересчета объемного состава газа в массовый и наоборот;

· иметь четкое представление в каких задачах технологии и техники добычи нефти в качестве исходных данных используются физические свойства газа.

 

Пример расчета свойств газа по его компонентному составу

Задача 1

Пересчитать объемный состав нефтяного газа, выделенного при однократном разгазировании нефти в условиях T = 20 °С и Р = Р_о = 0, 1013 МПа в массовый и определить его физические характеристики. Состав газа и молекулярные массы каждого компонента приведены в первых четырех столбцах таблицы 2.

Решение

Используя формулу (1), проводим необходимые вычисления масс, а затем и массовых долей каждого компонента и заполняем последние три столбца таблицы 2.

Таблица 2.

№ пп	Компонентный состав	Объемное содержание, y i, %	Молекулярн. масса, Мi, кг/моль	Масса компонента, y i ·М i, кг	Массовый состав, Gi
Доли	%
	СН4	35, 5	16, 04	569, 5	0, 176	17, 6
	С2Н6	23, 9	30, 07	718, 7	0, 222	22, 2
	С3Н8	19, 4	44, 097	855, 5	0, 264	26, 4
	i-C4Н10	2, 5	58, 124	145, 3	0, 045	4, 5
	n-C4Н10	6, 7	58, 124	389, 4	0, 12
	i-C5Н12	1, 8	72, 151	129, 9	0, 04
	n-C5Н12	1, 7	72, 151	122, 7	0, 038	3, 8
	C6H14+ высш.	1, 1	88, 178	96, 9	0, 029	2, 9
	CO2	0, 5	44, 011	22, 0	0, 007	0, 7
	N2	6.9	28, 016	193, 3	0, 059	5, 9
	Итого	100, 0	-	3243, 2	1, 0	100 %

 

Средняя молекулярная масса газа, рассчитываемая по формуле (3), будет равна:

Плотность газа при нормальных условиях определяется по формуле (7)

.

При стандартных условиях она находится по формуле (8)

Относительная плотность газа по воздуху будет равна по формуле (9)

.

 

1.1.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Перечислите основные компоненты, входящие в состав нефтяного газа?

2. Чем отличаются абсолютное и избыточное давления?

3. Какие термодинамические условия принято считать стандартными?

4. Какой объем занимает 1 кмоль нефтяного газа в стандартных условиях?

5. Как определяется молекулярная масса природного газа?

6. Решить задачу:

Рассчитать объемный состав нефтяного газа, выделенного при разгазировании нефти

при нормальных условиях в массовый и определить его физические характеристики.

Состав газа и объемное содержание компонент (не менее 12 компонент) задать

самостоятельно.

 

Пример расчета свойств газа с использованием уравнения состояния

Задача 2

Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости z, плотность и объем нефтяного газа при абсолютном давлении Р = 3 МПа и температуре Т = 308 °К. Объем газа, добываемого с каждым кубическим метром нефти при нормальных условиях составляет Vо = 60 м³/м³. Компонентный молярный состав газа приведен в таблице 3. Относительная плотность газа по воздуху ρ _г = 1, 119, а плотность при нормальных условиях .

Таблица.3.

№ пп	Компонентный состав	Объемное содержание, y i, %	Объемные доли без азота, y i	Ркр i, МПа	Ткр i, °К	произведения
y i * Ркр i	y i * Ткр i
	СН4	35, 5	0, 381	4, 7	190, 7	1, 79	72, 66
	С2Н6	23, 9	0, 257	4, 9	306, 2	1, 26	78, 69
	С3Н8	19, 4	0, 208	4, 3	369, 8	0, 89	76, 92
	i-C4Н10	2, 5	0, 027	3, 7	407, 2	0, 09	10, 99
	n-C4Н10	6, 7	0, 072	3, 8	425, 2	0, 27	30, 61
	i-C5Н12	1, 8	0, 019	3, 3	461, 0	0, 06	8, 76
	n-C5Н12	1, 7	0, 018	3, 4	470, 4	0, 06	8, 47
	C6H14+ высш.	1, 1	0, 012	3, 1	508, 0	0, 04	6, 09
	CO2	0, 5	0, 005	7, 4	304, 2	0, 06	1, 52
	N2	6.9	-	-	-	-	-
	Итого	100, 0	1, 0		Сумма	4, 5	294, 7

Решение

Определяем коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа z_y, для чего исключаем из состава газа азот у_а = 0, 069 и пересчитываем концентрацию углеводородных компонентов у_i, (см. таблицу), используя выражение:

.

Приведенные параметры по данным компонентного состава рассчитываем по формулам (14). Для этого рассчитываем в таблице псевдокритические параметры углеводородной части газа:

Р_{п кр} = 4, 5 МПа; Т_{п кр} = 294, 7 °К,

откуда приведенные параметры равны:

Относительную плотность углеводородной составляющей газа определяем по формуле (16):

Приведенные параметры углеводородной части газа можно рассчитать и по формулам Ляпкова:

.

Коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа рассчитывается по аппроксимационной формуле (19):

Коэффициент сверхсжимаемости азота найдем по формуле (21):

.

Коэфициент сверхсжимаемости нефтяного газа по формуле (17) равен:

.

Плотность газа при Р = 3 МПа и Т = 308 °К, учитывая, что его плотность при нормальных условиях 1, 447 кг/м³, составляет по формуле (22):

Объем газа, добываемого с 1 м³ нефти при Р = 3 МПа и Т = 308 °К, получится равным по формуле (23):

 

1.2.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Какое уравнение состояния можно использовать для расчета свойств нефтяного газа?

2. От чего зависит функция, описывающая коэффициент сверхсжимаемости нефтяного газа?

3. Как определяются псевдокритические параметры газовой смеси?

4. В каких пределах изменяется коэффициент сверхсжимаемости нефтяного газа?

5. Решить задачу:

Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости z, плотность и объем нефтяного газа при абсолютном давлении Р₀ МПа и температуре Т °К. Компонентный молярный состав газа взять из задания 1.1.3 п.п. 6. Объем газа, добываемого с каждым кубическим метром нефти при нормальных условиях составляет Vо м³/м³.

Варианты
Данные
Р МПа	2, 3	2, 4	2, 6	2, 4	2, 9	3, 1	2, 4	3, 4	3, 8	3, 5
Т °К.
Vо м3/м3

 

Введение

Нефть является сложным как по составу, так и по физическим свойствам веществом. При решении технологических задач, связанных с разработкой месторождений, эксплуатацией скважин, сбором и подготовкой нефти к транспорту, необходимо знание таких основных физических характеристик нефти, как молекулярная масса, давление насыщения, растворимость газов в нефти, плотность, вязкость, объемный коэффициент, поверхностное натяжение на границах с различными средами.

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей в силу влияния давления, температуры и растворимости газа. В целом нефть можно рассматривать как смесь жидких углеводородных и неуглеводородных составляющих, физические свойства которой можно определить на основе расчета фазовых равновесий с использованием констант фазового равновесия. Однако этот метод довольно трудоемок и часто дает значительное отклонение от экспериментальных измерений. В настоящее время накоплен большой статистический материал по результатам экспериментальных исследований пластовых нефтей многих месторождений в России и за рубежом. Обработка этого материала позволила получить обобщающие графические и аналитические зависимости для определения физических свойств нефтей в условиях их движения как в пласте, так и в скважинах.

В процессах, связанных с добычей нефти, важное значение имеет определение количества газа и жидкости при различных термодинамических условиях. Количество газа, растворенного в нефти или выделившегося из нее при определенных термодинамических условиях, зависит от способа разгазирования: одно- или многократного. Ориентировочно можно считать, что установившееся движение газожидкостной смеси в скважине - процесс однократный.

Обычно при экспериментальном исследовании пластовых нефтей давление насыщения определяется при пластовой температуре, а разгазирование осуществляют при T = 20°C.

Дегазированная нефть - это нефть, остающаяся после сепарации пластовой нефти в процессе ее однократного разгазирования до давления Р = 0, 1 МПа при T = 20°C.

Ниже приводится корреляционный метод расчета однократного разгазирования нефти при 293< T< Тпл.

 

Исходные данные для расчета

ρ нд	- плотность дегазированной нефти ( Ро = 0, 1 МПа, Тст = 293°К ), кг/м3;
μ нд	- динамическая вязкость дегазированной нефти при тех же условиях, МПа;
Г	- газонасыщенность (газосодержание) пластовой нефти, т.е. отношение объема газа, растворенного в нефти, к массе сепарированной нефти, м3/т (объем газа приведен к нормальным условиям);
ρ го	- относительная по воздуху плотность газа;
Тпл	- пластовая температура, °К;
Рпл	- пластовое давление, МПа;
Рнас	- давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре, МПа;
Ya	- молярные доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти до 0, 1 МПа при Тст = 293°К
Yc1	- молярные доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти до 0, 1 МПа при Тст = 293°К

 

 

Последовательность расчета

1. Определяем термодинамические условия разгазирования нефти: Р и Т

2. Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения при Т < Тпл:

. (24)

3. Находим приведенный к стандартным условиям удельный объем выделившегося газа:

, (25)

;

;

.

4. Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования:

. (26)

5. Определяем относительную плотность выделившегося газа:

, (27)

6. Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях разгазирования:

. (28)

7. Рассчитываем удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности:

(29)

8. Определяем температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении:

(30)

9. Рассчитываем объемный коэффициент нефти:

. (31)

10. Определяем плотность газонасыщенной нефти:

(32)

11. Рассчитываем вязкость дегазированной нефти при Ро и заданной температуре Т. Для расчета нужно знать вязкость дегазированной нефти при Ро и какой-либо температуре (например, Тст = 293°К ). Если при этих условиях вязкость неизвестна, ее значение можно оценить по плотности дегазированной нефти, используя корреляцию И.И. Дунюшкина:

(33)

Этот параметр можно рассчитать по формуле П.Д. Ляпкова, аппроксимирующей универсальный график зависимости вязкости нефти от температуры:

(34)

12. Определяем вязкость газонасыщенной нефти µ_нг(Р, Т) на основании эмпирической корреляции указанной вязкости с вязкостью дегазированной нефти при Ро = 0, 1 МПа и заданной температуре µ_нг(Т) по (34) и количеством газа V_гр(Р, Т) по (26), растворенного в ней при текущем равновесном давлении насыщения Р_нас(Т):

, (35)

где А и В - графические функции газосодержания нефти Vгр^* (Р, Т), представленные Чью и Коннели, которые с погрешностью +3% в области Vгр^* (Р, Т)< 300 м³/м³ могут быть аппроксимированы следующими уравнениями:

(36)

Здесь Vгр^* (Р, Т) - удельный объем растворенного в нефти газа, приведенный к Ро =0.1 МПа и Тст = 288, 6°К (t = 15, 6°С) в м³/м³. Пересчет Vгр(Р, Т) из нормальных стандартных условий и размерности (м³/т) (26) в условия Ро = 0, 1 МПа и Тст = 288.6°К осуществляется следующим образом:

. (37)

13. Рассчитываем поверхностное натяжение газонасыщенной нефти на границе с выделившимся газом. Поверхностное натяжение (плотность поверхностной энергии ) s характеризуется работой, требующейся для образования единицы площади поверхности раздела фаз. Единица СИ поверхностного натяжения: = н/м = дж/м². Зависимость поверхностного натяжения нефти от термодинамических условий (Р, Т), количества растворенного газа, состава нефти, природы и количества полярных компонентов очень сложная. Для ориентировочной оценки этого параметра можно использовать формулу П.Д. Ляпкова:

. (38)

 

Пример решения типовой задачи

Задача 3

Определить основные физические свойства нефти в процессе ее однократного разгазирования при давлении Р = 5, 5 МПа и температуре Т = 300, 5 °К.

Таблица 4.

Исходные данные

Пластовое давление Рпл	17, 5 МПа
Пластовая температура Тпл	313 °К
Плотность дегазированной нефти rнд	868 кг/м3
Газосодержание пластовой нефти Г	55, 6 м3/т
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас	9, 2 МПа
Относительная по воздуху плотность газа rго	1, 119
Молярные доля азота в попутном газе Yа	0, 069
Молярные доля метана в попутном газе Yс1	0, 355

Решение

Последовательно рассчитываем:

1. Равновесное давление насыщения при Т = 300, 5 °К по (24)

.

2. Удельный объем выделившегося газа при заданных термодинамических условиях по (25), предварительно определив вспомогательные коэффициенты R (Р), m (T), Д (T):

;

3. Удельный объем газа, оставшегося в нефти в растворенном состоянии, по (26)

4. Относительную плотность выделившегося газа по (27), предварительно определив коэффициенты а и u:

5. Относительную плотность газа, остающегося в нефти в растворенном состоянии по (28):

6. Объемный коэффициент нефти при заданных термодинамических условиях по (31),

предварительно определив коэффициенты и по (29) и (30):

,

7. Плотность газонасыщенной нефти при Р = 5, 5 МПа и Т = 300, 5 °К по (32):

.

8. Оцениваем вязкость дегазированной нефти при Р_о = 0, 1 МПа и Т_ст = 293 °К по (33):

.

9. Находим вязкость дегазированной нефти при Р_о = 0, 1 МПа и заданной температуре Т = 300, 5 °К по (34), предварительно определив коэффициенты а и в:

10. Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения Р_насТ = 8, 95 МПа и температуре Т = 300, 5 °К определяем в такой последовательности:

а) пересчитываем по (37) удельный объем растворенного газа, полученный в п. 3, для условий Ро = 0, 1 МПа и Тст = 288, 6 °К.

б) рассчитываем по (36) или определяем по графикам функции газосодержания А и В:

в) рассчитываем по (35) вязкость газонасыщенной нефти при Р_насТ = 8, 95 МПа и Т=300, 5 °К

.

11. Поверхностное натяжение газонасыщенной нефти на границе с выделившимся газомпри заданных термодинамических условиях определяем по (38)

 

1.3.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Что такое относительная по воздуху плотность нефтяного газа?

2. Как определяется вязкость пластовой нефти в зависимости от термодинамических условий?

3. Чем отличаются " Стандартные термодинамические условия", принятые в американской нефтяной науке, от распространенных в России?

4. Какие параметры небходимо знать для прогнозирования объемного коэффициента нефти при заданных значениях давления и температуры?

5. Решить задачу (по вариантам):

Определить основные физические свойства нефти в процессе ее однократного разгазирования при давлении Р МПа и температуре Т °К. используя следующие значения исходных данных

Варианты
Данные
Р МПа	4, 3	4, 4	4, 6	4, 4	4, 9	5, 1	4, 4	4, 4	4, 8	5, 5
Т °К.
Пластовое давление Рпл МПа	18, 5	19.0	17.5	18.3	17.9	18.6	17.8	19.1	19.2	18.5
Пластовая температура Тпл°К
Плотность дегазированной нефти rнд
Газосодержание пластовой нефти Г кг/м3	55, 6		45.6	48.2	49.0	53.8	56.0	53.9	47.4	50.4
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас МПа	9, 1	8, 9	8, 6	9, 4	8, 9	8, 7	9, 0	9, 2	9, 3	9, 0
Относительная по воздуху плотность газа rго	1, 114	1, 121	1, 115	1, 118	1, 119	1, 123	1, 114	1, 12	1, 123	1, 12
Молярные доля азота в попутном газе Yа	0, 063	0, 044	0, 051	0, 066	0, 037	0, 07	0, 066	0, 059	0, 061	0, 058
Молярные доля метана в попутном газе Yс1	0, 355	0, 4	0, 378	0, 41	0, 398	0, 365	0, 389	0, 371	0, 367	0, 38

 

 

Введение

Нефть в пластовых условиях может находиться в зависимости от соотношения пластового давления и давления насыщения в однофазном недонасыщенном (Рпл> Рнас) и двухфазном насыщенном (Рпл< Рнас) состоянии. Физические свойства её определяются не только пластовым давлением и температурой, количеством растворенного газа, но и составом как газа, так и самой нефти. Причем на растворимость газа его состав влияет в большей степени, чем состав нефти, особенно если газ содержит такой плохо растворимый в ней компонент, как азот. При наличии указанного компонента и известном давлении насыщения при пластовой температуре физические свойства в зависимости от состояния нефти могут быть рассчитаны следующим образом:

1) при Рпл < Рнас расчет ведется по зависимостям (24)-(28) методики расчета физических свойств нефти в процессе её однократного разгазирования с учетом того, что Т=Тпл;

2) при Рпл > Рнас физические свойства пластовой нефти (объемный коэффициент, плотность, вязкость) рассчитываются по корреляционным зависимостям (26)-(32) с учетом того, что Т=Тпл и Vгв (Рпл, Тпл)=0 (весь газ растворен в нефти).

 

1.4.1. Методика определения физических свойств нефти при пластовых условиях

Последовательно рассчитывают следующие параметры.

1) Газонасыщенность пластовой нефти с учетом температурной корреляции:

(39)

где m-коэффициент температурной корреляции

2) Относительную плотность растворенного в нефти газа в пластовых условиях:

, (40)

где .

3) Объемный коэффициент пластовой нефти, предварительно рассчитав по (30) коэффициент температурного расширения :

(41)

где

4) Плотность пластовой нефти

(42)

5) Вязкость пластовой нефти. При Рпл> Рнас и Т=Тпл вязкость газонасыщенной нефти сильно зависит от давления, повышение которого вызывает её рост, что обусловлено сжатием нефти и соответственно увеличением сил молекулярного взаимодействия. Для определения вязкости пластовой нефти при известных вязкости дегазированной нефти µ_нд, давлении насыщения, газосодержании Г, пластовых давлении и температуре последовательно рассчитывают следующие параметры:

а) вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре µ_нд(Т_пл) по формулам (34), принимая Т=Т_пл;

б) вязкость газонасыщенной нефти µ_ннас при давлении насыщения и пластовой температуре, используя зависимости (35) - (37), которые для указанных условий запишутся в виде:

где (46)

в) вязкость пластовой нефти определяется по формуле:

, (47)

где -коэффициент, характеризующий изменение вязкости газонасыщенной нефти при изменении давления на 1 МПа (размерность мПа*с / МПа). Коэффициент аппроксимируется следующими уравнениями:

(48)

 

Пример расчета свойств нефти при пластовых условиях

Задача 4

Определить физические свойства пластовой нефти, используя следующие значения исходных данных

Таблица 5

Исходные данные

Пластовое давление Рпл	17, 5 МПа
Пластовая температура Тпл	313 °К
Плотность дегазированной нефти rнд	868 кг/м3
Газосодержание пластовой нефти Г	55, 6 м3/т
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас	9, 2 МПа
Относительная по воздуху плотность газа rго	1, 119
Молярные доля азота в попутном газе Yа	0, 069
Молярные доля метана в попутном газе Yс1	0, 355
Вязкость дегазированной нефти mнд	14, 0 мПа с

Решение

Последовательно рассчитываем:

1) Газонасыщенность пластовой нефти Г_пл (39), предварительно определив коэффициент m:

2) Относительную плотность растворенного в нефти газа в пластовых условиях по (40), предварительно определив коэффициент а:

3) Объемный коэффициент пластовой нефти b_пл по (41), предварительно определив температурные коэффициенты по (29) и (30):

.

4) Плотность пластовой нефти по (42)

5) Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре µ_нд(Т_пл), предварительно определив корреляционные коэффициенты а и в по формулам (34). Вязкость дегазированной нефти µ_нд = 14, 0 мПа с.

6) Вязкость газонасыщенной нефти µннас при Р = Р_нас = 9, 2 МПа и Т = 313 °К по (43), предварительно пересчитав газосодержание пластовой нефти Г (объем газа приводится к температуре Т_ст = 288, 6 °К) по (46) и затем определив коэффициенты А и В по (44), (45):

7) Вязкость пластовой нефти µн пл по (47), предварительно определив коэффициент по (48). Так как µ_ннас< 5 мПа с, то

,

,

 

1.4.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Что такое относительная по воздуху плотность нефтяного газа?

2. Как определяется вязкость нефти в пластовых условиях?

3. Чем отличаются " Стандартные термодинамические условия", принятые в американской нефтяной науке, от распространенных в России?

4. Какие параметры небходимо знать для прогнозирования объемного коэффициента нефти при пластовых значениях давления и температуры?

5. Решить задачу (по вариантам):

Определить физические свойства пластовой нефти, используя следующие значения исходных данных

Варианты
Данные
Пластовое давление Рпл МПа	18, 5	19.0	17.5	18.3	17.9	18.6	17.8	19.1	19.2	18.5
Пластовая температура Тпл°К
Плотность дегазированной нефти rнд
Газосодержание пластовой нефти Г кг/м3	55, 6		45.6	48.2	49.0	53.8	56.0	53.9	47.4	50.4
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас МПа	9, 1	8, 9	8, 6	9, 4	8, 9	8, 7	9, 0	9, 2	9, 3	9, 0
Относительная по воздуху плотность газа rго	1, 114	1, 121	1, 115	1, 118	1, 119	1, 123	1, 114	1, 12	1, 123	1, 12
Молярные доля азота в попутном газе Yа	0, 063	0, 044	0, 051	0, 066	0, 037	0, 07	0, 066	0, 059	0, 061	0, 058
Молярные доля метана в попутном газе Yс1	0, 355	0, 4	0, 378	0, 41	0, 398	0, 365	0, 389	0, 371	0, 367	0, 38
Вязкость дегазированной нефти mнд мПа с	13, 5	14, 0	15, 2	14, 7	13, 9	14, 7	13, 8	14, 0	14, 6	15, 2

 

 

Введение

Вода, находящаяся в пласте, а также двигающаяся в скважинах вместе с нефтью, практически всегда содержит в растворенном виде соли, органические вещества и газы, которые наряду с термодинамическими условиями определяют её физические свойства. Решение технологических задач требует определения объемного коэффициента, коэффициента объемного теплового расширения, вязкости и плотности пластовой воды.

Исходными данными для расчета физических свойств воды являются давление, температура, минерализация (солёность), под которой понимают общее массовое содержание растворенных в воде солей. При расчете предполагается, что давление насыщения пластовой воды равно давлению насыщения нефти, с которой она контактирует.

 

Пример расчета свойств пластовой воды

Задача 5

Определить физические свойства пластовой воды при следующих исходных данных: пластовое давление Рпл = 17, 5 МПа; пластовая температура Тпл = 313 °К; давление насыщения пластовой нефти газом, принимаемое равным давлению насыщения пластовой воды газом, Рнас = 9, 2 МПа; концентрация растворенных солей С’ = 150 г / л.

Решение

Последовательно рассчитываем.

1. Содержание растворенных солей в воде по формуле (49)

2. Относительную газонасыщенность пластовой воды по (50), предварительно

определив температурный коэффициент

3. Объемный коэффициент пластовой воды при Рнас и Тпл, последовательно рассчитав факторы, его определяющие и составляющие уравнение (52):

а). Объемный коэффициент теплового расширения воды при Тпл по (54) и соответственно по (53) и по (55)

б). Коэффициент сжимаемости пресной воды при Тпл по (57) и соответственно по (56)

в). Объемный коэффициент пластовой воды при Рнас и Тпл окончательно будет

Предыдущая1234567Следующая

Поделиться:

Популярное:

1. B Проверьте стержень клапана на призмах при помощи
2. CASE технологии проектирования информационных систем на основе языка UML в программной среде Rational Rose.
3. E) Физическая величина, являющаяся одной из основных характеристик материи и определяющая ее инерционные и гравитационные свойства.
4. ERP II – ERP-системы второго поколения.
5. I. 14. Понятие о севообороте. Причины, вызывающие необходимость чередования культур.
6. I. 38. Состав, свойства и применение калийных удобрений.
7. I. 4. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ И ПРИКЛАДНАЯ КУЛЬТУРОЛОГИЯ
8. I. 49. Основные принципы разработки системы применения удобрений.
9. I. Иммунология. Определение, задачи, методы. История развитии иммунологии.
10. I. Кто мы, к кому обращено приглашение?
11. I. При каких условиях эта психологическая информация может стать психодиагностической?
12. I. Природа и культура. Проблемы антропо- и культурогенеза.