Задание 1 - Анализ отобранных проб жидкости и газа

По данным таблицы 1.3. рассчитать значения коэффициентов: А=С2/С4; i-C4/n-C4; В=(C1+ГУ)/ПУ; Z=А+В и спрогнозировать месторождение (залежь) какого типа (нефтяная, газовая и т. д.) характеризует проба выданного студенту варианта. Для выявленных газоконденсатных залежей определить экспресс методом содержание конденсата.

Задание 2. На основании исходных данных таблицы 1.5 выполнить расчеты физических параметров газа: коэфф. Z; объемный коэфф. газа (Br); плотность газа для забойных и пластовых условий (PГ); относительную плотность газа; вязкость газа (µГ); коэффициент объемной упругости газа.

Задание 3. По данным табл. 1.6 выполнить расчет параметров нефти - объемный коэффициент нефти, вязкость нефти.

Задание 4. Выполнить анализ полученных по заданиям 1-3 результатов и дать общее заключение по выполненной лабораторной работе (выводы).

1.1 Интерпретация результатов анализа проб жидкости и газа

Пробы флюида, отобранного в результате испытания, доставляются в физико-химическую лабораторию для проведения детального анализа.

В результате замеров и лабораторных опытов определяются состав нефти и газа и их физико-химические свойства.

В случае отбора чистого представительного образца пластовой жидкости -- нефти и воды -- никаких затруднений в оценке насыщенности пласта не возникает.

Когда же по результатам испытания отбираются газ или смесь газа с водой, глинистым раствором (что на практике встречается гораздо чаще), то всегда возникает вопрос: является ли отобранный газ попутным газом нефтяной залежи или растворенным в пластовой воде, или же это природный газ?

Характер насыщения пласта в подобных случаях оценивают по данным компонентного состава отбираемого из смеси газа, так как его состав зависит от того, в каком состоянии он находился в пласте.

Углеводородные газы газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей в подавляющем большинстве представляют собой смеси, состоящие из предельных углеводородов (СNH2n+2).

Углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 включительно при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а остальные в этих же условиях -- в жидком виде. Пропан и бутан при незначительном повышении давления легко переходят в жидкое состояние. Это следует учитывать при приведении отобранной пробы газа к поверхностным условиям.

Наряду с углеводородами в составе газов отмечается азот N2, углекислый газ СО2, сероводород H2S и редкие газы R.

Основные компоненты газа, растворенного в пластовых водах,-- азот и метан. Из прочих газов в заметных количествах присутствуют сероводород, углекислый газ, реже инертные газы. Содержание азота может быть до 50% и более. Углеводородные компоненты на 85-90 % и более представлены метаном, так как тяжелые углеводороды, обладающие ничтожной растворимостью в воде, практически отсутствуют.

Природный газ состоит в основном из метана (более 90 %) и незначительного количества углеводородных компонентов, может содержать также азот (в среднем 10 %), углекислый газ, гелий, аргон, неон и водяные пары. Особо распространен гелий, концентрация которого меняется в широких пределах (от сотых долей процента до десятков процентов). Из парообразных углеводородов может содержаться пентан, но не более 1,5 %.

Попутный газ представлен углеводородами парафинового ряда от метана до гексана включительно. Из неуглеводородных компонентов основным является азот, содержание которого нередко достигает 50 %. Почти всегда имеются следы инертных газов - аргона и гелия. Особенность углеводородного состава попутных газов - сравнительно низкий процент метана и соответственно высокий процент высокомолекулярных углеводородов. Попутные газы всех известных месторождений содержат метан в составе углеводородов, редко более 60 %, по большинству месторождений - 40-50 %. Этим попутный газ значительно отличается от природного газа и газа пластовых вод, что создает предпосылки для распознавания нефтеносных пластов по данным компонентного анализа газа.

Быстрое определение типа вновь открытой залежи имеет важное значение для оценки и разведки месторождений. Для этой цели используется ряд признаков, отличающих газовые залежи от газоконденсатных и последние от нефтяных. У газов газоконденсатных залежей отношение концентраций этана С2 и пропана С3 меньше по сравнению с газами чисто газовых залежей.

Где индексами обозначены: г-газовая залежь; гк - газоконденсатная; н - нефтяная.

Газы газовых месторождений примерно в 70 % случаев характеризуются соотношением С2/С3>3. Для нефтяных залежей лишь в 1% изученных месторождений содержится газ, для которого отношение С2/С3 оказалось больше 3.

Содержание бутанов в газах газоконденсатных залежей в 2-15 раз меньше, чем этана.

В качестве одного из критериев при оценки типа залежей можно использовать соотношение i-C4/nC4. Для газовых месторождений эта величина колеблется в пределах 0,9-1,05. Для попутного газа и газовых шапок нефтяных и газоконденсатных залежей с жидкой оторочкой i-C4/nC4. составляет 0,5-0,8

Тип залежи (газонефтяная или газоконденсатная) ориентировочно можно определить по составу газа.

По результатам исследования газового конденсата более чем 30 газоконденсатных месторождений (табл. 1.1) было установлено, что газоконденсатная залежь является газовой шапкой нефтяной залежи в том случае, если в газе содержится более 1,75 % (мольная концентрация) С5 + высшие Или если выход стабильного конденсата (т. е. конденсата с вычетом легких газовых фракций) составляет более 80 см3/м3, а пластовое давление выше 16 МПа.

С повышением давления в конденсате увеличивается растворимость углеводородов С5+высш. Рост температуры способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов. Эти факторы (а не контакт с нефтью) могут быть причиной высокого содержания в газе С5+ высш.

Таблица1.1. Объемная доля углеводородов в газах различных залежей (Карпов и др., 1978)

Компонент	Содержание компонентов в газах залежей, %
Газовой	Газокон-денстатной	Нефтяной
СН4 С2Н6 СЗН8 С4Н10 С5Н12 С6Н14 С7Н16 + высшие	80 - 99,5 3,0 0,005 - 2,0 0,001 - 0,4 0,001 - 0,3 0,001 (следы) 0,001 (следы)	80 - 94,5 4,5 0,9 - 3,5 0,3 - 2,0 1,5 1,0 3,0	20 - 97,0 3,0 0,2 - 4,0 2,5 2,0 2,0 40,0

Условия возникновения залежи и миграции углеводородов могли быть такими, что в газе, выделившемся из нефти в процессе миграции, может сохраниться высокое содержание С5 + Высш. (при соответствующем пластовом давлении и температуре). Все это означает, что могут встречаться газокон - денсатные залежи с относительно высоким содержанием углеводородов С5 + Высш., но не подстилаемые нефтяной залежью.

Каратаев Ю. П., Степанова Г. С., Критская С. Л., проведя исследования разнотипных месторождений с использованием статистических методов, пришли к заключению, что наиболее четкое деление месторождений по их типам осуществляется с использованием критерия "Z", равного А+В, где А=С2/С3, В=(С1+ГУ)/ПУ ГУ - газообразные УВ, ПУ - парообразные УВ. В таблице 1.2 приводится градация значений коэффициента "Z" в зависимости от типа месторождения.

Таблица 1.2 Зависимость комплексного коэффициента "Z" от типа месторождения

Тип месторождения	Величина Z
Газовое	>450
Газоконденсатное без нефтяной оторочки	80-450
Газоконденсатное с малой нефтяной оторочкой	60-80
Газоконденсатное с нефтяной оторочкой	15-60
Нефтегазоконденсатное	7-15
Нефтяное	<7

Таблица 1.3. Исходные данные для решения задания 1

Номер вар.	Углеводородный состав, %-об.	Неуглев. состав, %-об	ДС13, ‰
С1	С2	С3	I-C4	N-C4	I-C5	N-C5	C6+	CO2+ H2S	N2	O2
1	84,1	6,5	2,6	0,4	0,5	0,2	0,1	0,3	0,3	5,00	0	-27,5
2	83	7,6	3,4	0,69	1,15	0,31	0,22	0,2	0,1	3,1	0,23
3	83	10,3	2	0,21	0,44	0,1	0,11	0,2	0,3	3,1	0,24
4	83,9	4,5	1,2	0,22	0,36	0,16	0,16	0,4	0,1	9	0
5	82,5	9	3	0,5	0,7	0,3	0,2	0,4	0,4	3	0
6	76,3	14	4	0,7	1,5	0,3	0,4	0,3	0,5	2	0
7	86,3	4,5	1,7	0,25	0,55	0,17	0,23	0,2	0,1	6	0	-34,5
8	84,2	5,6	1,8	0,2	0,45	0,11	0,11	0,1	0,1	7	0,33
9	63,02	14,83	7,32	1,41	2,96	0,8	0,87	0	0	6,53	2,26	-33,7
10	73,9	7,18	2,75	0,48	1,05	0,29	0,29	0	0	12,93	1,13
11	53,18	8,04	13,78	2,77	5,81	1,85	1,59	0	0,63	8,72	3,63
12	84,52	7,31	2,09	0,35	0,51	0,17	0,15	0	0	4,9	0
13	68	16,26	8,08	1,55	3,24	0,88	0,9	0	0	1,09	0
14	69,74	12,03	6,74	1,28	1,24	0,35	0,29	0	0	7,63	0,7
15	73,9	7,18	2,75	0,48	1,05	0,29	0,29	0	4,35	8,44	1,27
16	81,83	10,34	4,08	0,57	1,22	0,23	0,16	0	0	1,57	0
17	54,79	2,57	0,33	0,03	0,05	0,01	0,01	0,00	6,60	35,61	0
18	67,23	6,32	1,92	1,45	1,67	1,76	1,79	0,96	6,00	10,89	0,00
19	82,09	2,53	0,30	0,06	0,08	0,04	0,02	0,03	0,00	14,91	0,00
20	78,72	4,13	0,57	0,09	0,13	0,09	0,10	0,08	0,00	16,02	0,00
21	68,01	1,13	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,20	30,32	0,00
22	91,13	2,42	1,13	0,34	0,66	0,10	0,98	0,07	1,39	1,66	0,00
23	82,98	5,25	2,53	0,64	1,07	0,38	0,35	0,20	0,00	6,40	0,00

Расчетная часть:

1. С2/С3=14/4=3,5 2. А=С2/С4=14/2,2=6,4 3. (i-C4)/(n-C4)=0,46 4. В=(С1+ГУ)/ПУ=(76,3+96,5)/1=172,8 5. Z=A+B=6,4+172,8=179,2 6.100 *(С2-С6)/С1=100*(14-0,3)/76,3 =17,95 7. КГФ=220 БГ=180

Таблица 2

Расчетная часть	Тип залежи	С2/С3
С2/С3	3,5	Газ	Газ
А	6,4	Газ
(i-C4)/(n-C4)	0,46	Газ
В	172,8	Газоконденсатное без нефтяной оторочки
Z	179,2	Газоконденсатное без нефтяной оторочки
100*(С2-С6)/С1	17,95	Газоконденсатное

1.2 Расчет физических параметров пластового флюида для забойных условий 1.2.1 Расчет физических параметров газа

В основе расчета параметров лежит уравнение Меделеева - Клайперона:

PV = zmRT,(1. 1)

Являющееся обобщенным газовым законом, в которое вводится поправка z (коэффициент сверхсжимаемости) учитывающая отклонение свойств реального газа от идеального.

В уравнении (1.1) р -- давление, V--объем, т -- масса газа, R = 8,32.103 Дж/кмоль, К - универсальная газовая постоянная; Т температура, К.

Коэффициент z для углеводородного газа определяют по экспериментальным графикам М. Стайдинга и Д. Катца (рис. 1.1), которые представляют собой обобщенные зависимости изменения коэффициента сжимаемости от приведенных величин температуры и давления:

ТПр -- ТТ/ ТКр и рПр = (PПл + PН. п)/(2/PКр), (1.2)

Где

Где MУi, -- содержание I-го компонента углеводородного газа в смеси; ТКрi, и рКрi, -- критические температура и давление I - го компонента углеводородного газа; ТПл и рПл -- пластовые температура и давление; рНп--давление в начале притока.

Таблица 1.4. Параметры критических свойств идеальных газов

Параметры	Критическое давление, МПа	Критическая температура, К	Отн. мол. Масса (Mi)
Метан	4,73	191	16
Этан	4,98	305	30
Пропан	4,34	370	44
Изобутан	3,82	407	58
Нормальный бутан	3,87	425	58
Изопептан	3,39	461	73
Нормальный пептан	3,41	470	72
Гексан	3,05	508	86
Углекислый газ	7,29	304	44
Сероводород	8,89	373	34
Азот	3,35	125	28
Воздух	3,72	132	29

В случаях, когда компонентный анализ газа не проводился и предполагается, что газ состоит только из углеводородной части, то при проведении практических экспресс-расчетов для определения критических параметров можно пользоваться эмпирическим графиком (см. рис. 1.1), учитывающим РКр и ТКр только в зависимости от плотности газа.

Если в пластовый газ кроме углеводородной части входят и углекислый газ, то коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси можно определить с использованием дополнительных графиков, отражающих зависимость коэффициента z от критических параметров каждого из указанных компонен - тов (рис. 1.2). Суммарный коэффициент сверхсжимаемости в этом случае подсчитывается как сумма произведений коэффициента сверхсжимаемости каждого компонента zI, на удельную юлю данного компонента уI,:

(1.3)

Другой обобщенный показатель, необходимый для расчета параметров пластового флюида -- средняя молекулярная масса смеси:

(1.4)

Где Мi - относительная молекулярная масса смеси; уi, --количество 1-го компонента (в долях единиц) в массовом исчислении.

На основе найденных параметров z и Mг, можно найти для забойных и пластовых условий значения объемного коэффициента, относительной плотности, удельного веса, вязкости и сжимаемости газа.

1. Объемный коэффициент газа:

; (1.5)

Где Т0, р0 -- температура и давление в нормальных условиях; ТПл, рПл -- температура и давление в пластовых условиях; РНп -- Давление при притоке.

2. Плотность газа для забойных и пластовых условий можно найти по величине относительной плотности газа:

(1.6)

Где МВ -- молекулярная масса воздуха, равная 29.

Тогда, используя уравнение (XI. 1), в котором массу газа представим в виде произведения плотности газа на его объем (m = pRV), и численное значение универсальной газовой постоянной, получим расчетную формулу для определения рГ.

(1.7)

Где р = рПл-- давление в пластовых условиях или Р = р3.Ср -- давление в забойных условиях; z -- коэффициент сверхсжимаемости для пластовых или забойных условий.

Исходные данные к заданию 2 лабораторной работы №1. Анализ отобранных проб жидкости и газа

Номер варианта	Газовый состав, %-об. (yi)	Рпл, Мпа	Тпл.,0С	Т на поверхн., 0С
N2	CH4	C2H6	C3H8	CO2
6	8,400	34,440	20,700	19,900	0,400	27,0	47,000	20,0
0,084	0,3444	0,207	0,199	0,004	-	320	-

Рис. 1.1 Зависимость коэффициента сжимаемости углеводородного газа (zY) от приведенных давления (PПр) и температуры (ТПр)

Рис. 1.2 Зависимость коэффициента сжимаемости азота и углекислого газа от приведенного давления (PПр) и пластовой температуры (ТПл)

Рис. 1.3. Зависимость динамической вязкости углеводородного газа µi (при р = 0,1 МПа) от его молекулярной массы МУ и пластовой температуры ТПл

Удельный вес газа

3. Вязкость газа (µi) определяется с помощью номограмм Н. Карра, Р. Кабояччи и Д. Барроу, представленных на рис. 1.3, 1.4.

Используя указанные номограммы, можно рассчитать цГ по формуле

µГ=(µГ/µI)µI(1.8)

Где µГ/µI -- относительная динамическая вязкость природного газа, определяется по номограмме (см. рис. 1.4) в зависимости от приведенных давления PПр и температуры ТКр; µI -- динамическая вязкость природного газа при р0 = 0,1 МПа,

(1.9)

Здесь µYi динамическая вязкость углеводородной части природного газа (при р0 = 0,1 МПа), определяемая по основной номограмме (Рис. 1.3) в зависимости от молекулярной массы углеводородной части Мy, рассчитанной по формуле (1.10), и температуры Т при которой находится данный природный газ; Дµ2 - поправки к µyi1 в случае присутствия в природном газе азота N2, углекислого газа СО2 и сероводорода H2S; указанные поправки находятся по дополнительным графикам (см. рис. 1.3 ) в зависимости от процентного содержания этих компонентов в природном газе и относительной плотности данного природного газа РГ*.

Рис. 1.4. Зависимость отношений вязкости газа µГ/µI От приведенных давлений PПр и температуры ТПр.

4. Упругость (сжимаемость) газа вычисляется по формуле:

ВГ = вПр/рКр

Где вПр -- приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров PПр и ТПр.

Рис. 1.5. Зависимость приведенного коэффициента объемной упругости газа вПр от приведенных давлений PПр и температуры ТПр

Расчетная часть:

1. Определяем доли метана, этана и пропана в углеводородной части газовой смеси:

VСН4=VСН4/ (VСН4+VС2Н6+VС3Н8 )

и т. д. для каждого компонента УВ смеси:

2. Находим критические параметры углеводородной части газа:

РКр=VCH4XPКрСН4+VС2Н6XPКрC2H6+ VС3Н8XPКрC3H8

PКр и ТКр берем для каждого компонента из таблицы 1.4. "Параметры критических свойств идеальных газов"

PКр= 0,459*4,73 + 0,276*4,98 + 0,265*4,34 = 5,07 МПа;

ТКр = 0,459*191 + 0,276*305 + 0,265*370 = 269,9 К.

3. Приведенные параметры газа: углеводородной части:

РПр=РПл/РКр. ТПр= [ТПл (0С)+Т0К]/ТКр=100+273=373

РПр= 27/4,71 = 5,73; ТПр = 320/269,9 = 1,17;

Азота

РПр = 27/3,35 = 8,06; ТПр =320/125 = 2,56;

Углекислого газа

РПр= 27/7 = 3,86; ТПр= 320/304 = 1,05

Приведенные параметры всей смеси:

Для УВ части:

РПр= (VCH4+VС2Н6+ VС3Н8).РКр +РПр азота + РПр СО2

РПр= (0,459+0,276+0,265)*5,07+8,06*0,084+3,86*0,004=5,76;

Аналогично считаем ТПр.

ТПр = 1*1,17+2,56*0,084+1,05*0,004 = 1,39.

4. Молекулярная масса газа

МГ = 0,084*28+0,3444*16+0,207*30+0,199*44+0,004*44 =23.

5. Коэффициент сверхсжимаемости:

ZУВ= 1,15 (по рис. 1.1);

ZN2 = 1,1 (по рис. 1.2);

ZC02 = 0,72 (по рис. 1.2);

Zcм = 1* 1,15 + 0,084*1,1 + 0,004*0,72 = 1,25.

6. Объемный коэффициент газа

Объемный коэффициент пластового газа существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры):

(1.5)

Где -- объемный коэффициент пластового газа,

Рпл и Тпл -- пластовые давление [атм] и температура [К] в коллекторе по абсолютной шкале, то есть давление с учетом барометрического (на 1,033 кгс/см2 больше манометрического), а температура в градусах Кельвина (на 273,15 градуса больше шкалы Цельсия ),

Атм и K (+20 °C) -- атмосферное давление и температура в нормальных (поверхностных) условиях,

Z-- коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях (в коллекторе), зависящий от состава пластового газа, его критических давления и температуры, пластовых давления и температуры.

Поскольку газ в пласте находится под большим давлением в сжатом состоянии, то объемный коэффициент газа значительно меньше единицы (на промыслах порядка 0,01).

Br = 1,25*(1,033/264,6)*(320/293) = 0,00533

7. Относительная плотность газа

Плотность газа для забойных и пластовых условий можно найти по величине относительной плотности газа:

PГ*=МГ/МВ(1.6)

Где МВ -- молекулярная масса воздуха, равная 29.

Тогда РГ = 23/29 = 0,793.

8. Плотность газа

Используя уравнение, в котором массу газа представим в виде произведения плотности газа на его объем (M = pRV), и численное значение универсальной газовой постоянной R=(8,32.10-3)/29pГ, получим расчетную формулу для определения рГ. месторождение проба жидкость газ

Г=3,485*10-3 (рГ рПл)/(zTПл ) (1.7)

Где Р = рПл-- давление в пластовых условиях или Р = р3.ср -- давление в забойных условиях; z -- коэффициент сверхсжимаемости для пластовых или забойных условий.

Тогда переведя 35 Мпа =35*106 Па получим:

9. Вязкость газа.

По рис. 1.4 (µГ/µI) = 4,25, по рис. 1.3 -- µI= 0,01 мПа-с.

Поправка на азот и углекислый газ по рис. 1.3 составят:

ДµN2 = 0,0009 мПас;

ДµCO2 = 0,0007 мПас.

Отсюда

µI= 0,01 + 0,0009 + 0,0007= 0,01016, мПас.

Наконец

Используя указанные номограммы, можно рассчитать цГ по формуле

µГ=(µГ/µI)µI(1.8)

µГ= 4,25*0,01016 = 0,043 мПас.

10. Коэффициент объемной упругости газа для в = 0,24 (см. рис. 1.5);

ВГ = вПр/рКр(1.9)

Где ВПр -- приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров РПр и ТПр.

ВГ= 0,24/2,9 = 0,083(1.10)

Расчет физических параметров нефти

Особенность расчета параметров нефти для забойных и пластовых условий связана с необходимостью учета растворимости в ней газа. В условиях нефтегазовых залежей количество газа, растворенного при данной температуре в 1 м3 дегазированной нефти FPr, можно определить по номограмме, представленной на рис. 1.6, в зависимости от давления насыщения нефти (рН), пластовой температуры (TПл), плотности дегазированной нефти (рН) и относительной плотности газа рГ*.

При отсутствии каких-либо из указанных параметров, характеризующих свойства нефти, объем растворенного газа в нефти можно вычислить по формуле (закону Генри)

VPн= aIнP,(1. 11)

Рис. 1.6 Зависимость количества газа, растворенного в 1 м3 нефти, VРг от давления насыщения PН, пластовой температуры ТПл, плотности дегазированной нефти рН и относительной плотности газа рГ* которая, как известно из опытных данных, достаточно хорошо описывает характер растворимости газа в нефти при повышении давления до давления насыщения.

Рис. 1.7 Зависимость кажущейся плотности растворенного газа рГ. каж от относительной плотности газа рГ. каж и плотности нефти в нормальных условиях рН

В формуле (1. 11) бГ. н - коэффициент растворимости газа в

Нефти может принимать значения в пределах, где

Нижний предел относится к газам с высоким содержанием (более 90 %) метана, а верхний -- к газам с высоким содержанием (50--60 %) углеводородов С2Н6 и высших, т. е. к попутным газам нефтяных месторождений.

Зная параметры растворимости газа в нефти и плотность дегазированной нефти РН, можно определить основные физические параметры нефти для забойных и пластовых условий.

1. Объемный коэффициент нефти Вн характеризует степень увеличения нефти при переводе ее из нормальных условий в пластовые, и наоборот, т. е.

ВН=V(н+г)пл/VН. пов (1. 12)

Где V(н+г)пл -- объем нефти в пластовых условиях; VН. пов-- объем нефти в нормальных (поверхностных) условиях.

Если не удается экспериментально (с помощью PVT-бомб) определить объемный коэффициент нефти, то его можно рассчитать следующим образом.

Расчет сводится к определению степени увеличения заданного объема нефти за счет растворения в ней газа с учетом поправок на давление и температуру. В качестве исходного берем объем VH1 = 1 м3 дегазированной нефти.

Сначала находим кажущуюся (условную) плотность растворенного газа (рГ. Каж) по известным величинам относительной плотности газа рГ* и плотности дегазированной нефти рН с использованием основных кривых номограммы.

Масса растворенного газа в нефти определяется по формуле

(1. 13)

Где 22,4 м3 -- объем, занимаемый 1 кмолем любого газа при нормальных условиях, следовательно, отношение VРг/22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; рГ*29 -- масса 1 кмоля данного газа, кг.

При этом общая масса 1 м3 нефти и растворенного газа

МН+Г = МН + MГ ,(1. 14)

Где МН = pHVН. i -- масса 1 м3 нефти.

Поскольку приращение объема нефти ДV за счет растворенного в ней газа равно

ДV = MГ/СГ. каж,(1. 15)

То плотность нефти с растворенным в ней газом (в нормальных условиях) составит

Р(н+г)пов=МН+г (VН1+ДV).(1. 16)

С учетом поправок на давление Др(p) и температуру Др(T), по графикам на рис. 1.7 находится плотность нефти с растворенным газом в пластовых условиях:

Р(н+г)пл = р(н+г)пов + Др(p) - Др(T),(1.17)

Объем нефти, приведенный к пластовым условиям, составляет

VН.1+ VН.1= МН+г /Дp(p) (н+г)пов (1.18)

Таким образом, объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле

ВН=(VН.1+VП)/ VН.1(1.19)

Приведенный порядок определения объемного коэффициента иллюстрирует сущность расчетного метода нахождения ВН.

На практике не обязательно повторять весь этот порядок громоздкого расчета объемного коэффициента нефти, а можно воспользоваться одной формулой, получающейся путем представления ДVПл В выражении (1.18) через параметры исходных зависимостей (1. 13) - (1. 17), которая имеет вид

Рис. 1.8. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти МК+г От плотности дегазированной нефти рК пластовой температуры ТПл и количества растворенного газа 1 м3 нефти VРг при давлении насышения РН

(1.20) 2. Изменение вязкости нефти при наличии растворенного газа в зависимости от температуры и давления установлено на основе многочисленных экспериментальных исследований.

С увеличением температуры и количества растворенного газа вязкость нефти уменьшается, а с ростом давления вязкость нефти сначала уменьшается по мере увеличения объема растворяющегося газа, затем повышается после достижения давления насыщения (рис. 1. 8).

Порядок расчета вязкости для пластовых условий следующий.

С помощью графиков (рис. 1. 8, а) находится вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре и атмосферном давлении. Затем по графикам (рис. 1. 8, б) определяется вязкость газонасыщенной нефти при пластовой температуре и давлении насыщения. Если пластовое давление выше давления насыщения, то вводят поправку в значение вязкости нефти. Для этого по превышению пластового давления над давлением насыщения и по графикам (рис. 1. 8, в) находится абсолютная вязкость газонасыщенной нефти в пластовых условиях. Величины поправок ДµН+г вязкости газонасыщепной нефти ДµН+г при РПл выше, чем при рН.

Рис. 1. 9. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти в пластовых условиях µН+г От плотности дегазированной нефти в нормальных условиях µН

При отсутствии каких-либо из параметров (РГ, рН, VРг и т. д.), необходимых для расчета вязкости нефти по приведенной методике, оценку величины вязкости нефти можно сделать по обобщенному графику В. Блэка (рис. 8. 9), который выражает зависимость между плотностью дегазированой нефти в нормальных условиях и вязкостью этой же нефти в сред нестатических пластовых условиях.

3. Сжимаемость нефти вн, как и всех жидкостей, обладающих упругостью, определяется из соотношения

(1.21)

Из опыта установлено, что в практических расчетах при отсутствии растворенного газа коэффициент сжимаемости нефти можно принимать к пределах (4-7)10 -3 1/МПа. Легкие нефти, содержащие значительные количества растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости -- до 1,410-3 1/МПа.

Таблица 1.6 Исходные данные для определения параметров нефти в пластовых условиях

Номер варианта	РПл, МПа	ТПл, 0С	Плотность нефти (PН), г/см3	Плотность газа (PГ)	Давление насыщения (РНас), МПа
6	16,9	32,0	0,888	0,714	13,22

Расчетная часть:

I. Объемный коэффициент нефти.

По формуле (1.11) VРг=бIнРПл Находим VРг = 5*16,9=84,5м3/м3 .

Масса газа, растворенного в 1 м3 нефти.

Расчет ведется по ф-ле (1.13)

Где 22,4 м3 -- объем, занимаемый 1 кмолем любого газа при нормальных условиях, следовательно, отношение VРг/22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; рГ*29 -- масса 1 кмоля данного газа, кг.

Исходя из данного уравнения МГ= 1,3 *105* 0,82 = 112 кг.

Масса нефти МН = 888 кг.

По номограмме на рис. 1.7 определяем рГ каж= 0,33*103 кг/м3.

По дополнительным графикам на рис. 1.7 находим по правки.

Др(р)= 0,01 * 103, кг/м3 и Др(Т> = 0,009 * 103, кг/м3.

Объемный коэффициент нефти тогда по формуле (1.20) составит:

II. Вязкость нефти

1. По номограмме на рис. 1.6 находим для рн=20,01 МПа

VРг=27.5 м3/м3.

По графику на рис. 1.8, А Определяем вязкость дегазированной нефти µН = 20 мПас.

По графику на рис. 1.8, Б находим вязкость нефти при давлении насыщения µН (рН) = 10 мПас.

По рис. 1. 8, б находим поправку на вязкость нефти для пластовых условий ДµН+г = 0,2 мПас.

Вязкость нефти в пластовых условиях

µН.Пл= 10 + 0,2 = 10,2 мПас

Экспрессная оценка содержания жидкой фазы в газе

Содержание в газе жидкой фазы экспрессно можно оценить по коэффициенту жирности [100(С2-С6)/С1)] применяя диаграмму, приведенную на рис. 1.10. Для качественной характеристики предлагается принять следующие градации коэффициента жирности: сухой газ 0,3-8; полужирный газ 8-20; жирный 20-30; высокожирный более 30.

Рис. 1.10. График экспрессного определения содержания жидкой фазы в газах газоконденсатных залежей (ГК) и газового бензина Бензин газовый - это смесь предельных углеводородов С3-С6 и выше. в попутных нефтяных газах (ПНГ) (Битнер А. К., 2010).

Содержание: 1-жидкой фазы в газах ГК систем, кг/м3; 2-газового бензина в ПНГ, г/м3; 3-газового бензина в ПНГ (экспоненциальный), г/м3; 4-жидкой фазы в газах ГК систем (экспоненциальный), г/м3.

;

БГ=220 г/;

КГФ=180 г/.

Похожие статьи

• Выводы - Анализ отобранных проб жидкости и газа

  1)тип месторождения - газоконденсатное без нефтяной оторочки, ПНГ?179,2г/м3 ; 2) физические параметры пластового флюида для забойных условий: -доли...

• Задание 1. - Регрессионно-корреляционный анализ предприятия

  Коррекционный регрессия экономический моделирование По предложенным вам экспериментальным данным, представляющим собою макроэкономические показатели или...

• Пробоотбор и пробоподготовка как важнейший этап анализа, Отбор проб воды - Природные воды. Классификация примесей

  Отбор пробы воды следует рассматривать как стадию, в значительной степени определяющую правильность последующего анализа, причем ошибки, допущенные в...

• Методика нейтронного спектрометрического анализа, Физическая сущность методики - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Физическая сущность методики В связи с отсутствием у нейтронов электрического заряда они проходят в веществе без взаимодействий сравнительно большие...

• Отбор проб и подготовка их к анализу, Схема и принцип действия прибора, Графики, расчеты, таблицы - Оценка показателей количественного содержания хрома в реке Москва

  Проба брал на ГПУ г. Москвы "Природный заказника "Воробъевы горы"из реки Москва, с помощью стеклянной бутыли. Затем стеклянную бутыль опускал в реку и...

• Задание 3. - Регрессионно-корреляционный анализ предприятия

  Введите в эконометрическую модель, построенную в задании 1 сезонные фиктивные переменные и с помощью соответствующей модели исследуйте наличие или...

• Описание установки, Постановка задачи - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Обычно, для различных интервалов энергий используют разные типы установок, которые предназначены для измерения спектров нейтронов методом времени...

• Введение - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Измерения ядерных материалов (ЯМ) различными методами, является одним из необходимых направлений совершенствования, для решения ряда задач, таких как,...

• Заключение - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  За время выполнения дипломной работы, были получены знания о НСА и методах обработки спектров пропускания, приобретены навыки работы с программами...

• Задание 2. - Регрессионно-корреляционный анализ предприятия

  Используя данные из задания 1, сформулируйте и проверьте гипотезу о наличии на исследуемом временном интервале точки разрыва (имеется сдвиг свободного...

• Адсорбционные методы исследования поверхности - Анализ удельной поверхности активированного угля, основанный на использовании метода тепловой десорбции газа-адсорбата (азота) с поверхности в динамических условиях с помощью специального адсорбера, прибора для текстурных измерений "Термосорб" серии М

  Адсорбционные методы исследования свойств поверхности позволяют количественно охарактеризовать происходящие при адсорбции межмолекулярные взаимодействия,...

• Практическое решение заданий, Анализ систем массового обслуживания с отказами. - Теория массового обслуживания

  Анализ систем массового обслуживания с отказами. А) Задана многоканальная СМО с отказами. Она имеет состояния: - в СМО нет ни одной заявки; - в СМО...

• Расчет и анализ результатов, Особенности обработки - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Особенности обработки Погрешность данного метода вызвана: длительностью вспышки (0.5мкс), временем срабатывания анализатора (0.7мкс) и шириной канала...

• Вопросы к контрольной работе №1, Общие вопросы, Привести объекты судебно-химического (химико-токсикологического) анализа. Дать понятие "вещественным доказательствам". Значение наружного осмотра объектов исследования и проведение предварительных проб в СХА (ХТА). - Проведение судебно-химического (химико-токсикологического) анализа

  Общие вопросы Привести объекты судебно-химического (химико-токсикологического) анализа. Дать понятие "вещественным доказательствам". Значение наружного...

• Программа NABSUM, Пример обработки провала - определение абсолютного содержания изотопа с погрешностью, Расчет погрешности содержания - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Позволяет определить погрешность полученной площади и окончательного содержания. Также использовались и другие программы: Otno - Программа используемая...

• Программное обеспечение и порядок обработки опаратурных спектров, Программное обеспечение - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  Программное обеспечение Для подготовки, обработки спектров (представленных мне в виде файлов: hf177h, hf177l, hf178h, hf178l, hf180h, hf180l, hfnah и...

• Двумерная математическая модель жидкости водоема с учетом наличия на поверхности ледяной пластины

  Введение В данной работе рассматривается численная модель движения в двумерных (в вертикальной плоскости) водоемах. Математическая модель основана на...

• Численный сравнительный анализ - Ранговый метод оценивания параметров регрессионной модели

  Итак, в рамках данной работы рассматриваются такие распределения случайных величин, как распределения Гаусса и Лапласа, треугольное распределение...

• О квази-клике. - Использование квази-клик для анализа графа рынка России

  Квази-клика - представляет собой релаксацию строгого условия полноты клики, то есть допускается отсутствие некоторых ребер в искомом подграфе. На данный...

• Анализ функционирования имитационной модели - Имитационное моделирование функционирования отдела планирования и экономического анализа в Могилевском филиале РУП "Белтелеком"

  Результат функционирования имитационной модели во многом зависит от внутренних управляемых параметров. Поэтому, представляет интерес рассмотрение влияние...

• Окисление окиси азота и переработка нитрозных газов в азотную кислоту - Производство нитратной кислоты АК-72. Анализ стадий переработки оксидов азота в HNO3

  Полимеризация двуокиси азота. Переработка нитрозных газов в азотную кислоту обычно происходит при температурах от О до 50 °С. В этих условиях двуокись...

• Однофакторный корреляционно-регрессионный анализ, Парная линейная регрессия - Статистическое изучение взаимосвязи социально-экономических явлений

  Экономический корреляционный регрессионный Парная линейная регрессия Парная регрессия характеризует связь между двумя признаками: результативным и...

• Построение регрессионной зависимости для полного (ПФЭ) и дробного (ДФЭ) факторного эксперимента и их анализ - Выполнение регрессионного и дисперсионного анализа

  Задание 4 Найти оценки коэффициентов регрессионной зависимости У=а 0 +а 1 *х 1 +а 2 *х 2 +а 12 *х 1 *х 2 ,и проверить регрессионную зависимость на...

• Дробный факторный эксперимент - Выполнение регрессионного и дисперсионного анализа

  В полном факторном эксперименте число опытов соответствует N= 2N. Поэтому при большом числе факторов n реализация ПФЭ становится практически невозможной....

• Производство нитратной кислоты АК-72, Методы получения азотной кислоты, Производство азотной кислоты по схеме АК-72 - Производство нитратной кислоты АК-72. Анализ стадий переработки оксидов азота в HNO3

  Азотный кислота утилизация оксид Методы получения азотной кислоты Первый завод по производству HNO3 из аммиака коксохимического производства был пущен в...

• Нелинейный регрессионный анализ, Множественный регрессионный анализ - Основы научных исследований

  Линейные по параметрам регрессионные модели можно использовать для аппроксимации нелинейных зависимостей путем их линеаризации с помощью базисных...

• Производство азотной кислоты - Анализ и технологическая оценка химического производства

  Безводная азотная кислота HNO3--тяжелая бесцветная жидкость плотностью 1520 Кг/м 3 (при 15° С). Она замерзает при температуре --47° С и кипит при 85°С,...

• Получение синтезированного газа - Анализ и технологическая оценка химического производства

  Химические методы переработки нефти проводят при высоких температурах без катализатора (термический крекинг), при высоких температурах в присутствии...

• Применение эконометрического анализа в управлении - Практические аспекты эконометрического анализа

  Статистические и математические модели экономических явлений и процессов определяются спецификой той или иной области экономических исследований. Так, в...

• Основные предпосылки регрессионного анализа - Основы научных исследований

  Методика РА создана с использованием некоторых предпосылок. Если они не выполняются, то корректное выполнение всех процедур РА приведет к неверным...

• Постановка задачи регрессионного анализа - Основы научных исследований

  Основное назначение Регрессионного анализа (РА) - получение по экспериментальным данным зависимостей, аппроксимирующих эти данные в виде алгебраических...

• АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ - Оптимизация управлением производства на примере ОАО "Днепропетровский стрелочный завод"

  В результате проведенного финансового анализа предприятия можно сделать вывод, что состояние его удовлетворительное, но имеется ряд недостатков: В...

• Приложение - Нейтрон-спектрометрический анализ изотопного состава обогащенных проб гафния

  > Таблица ТАГАФ: Данные о силе резонансов полного сечения изотопов гафния и их положении по энергетической оси, а так же приведено аппаратурное...

• Определение оптимальных настроек - Выбор настроек и анализ замкнутой системы регулирования с ПИ-регулятором

  Пусть необходимо подобрать оптимальные настройки для объекта с передаточной функцией (9). Степень затухания, к примеру, ш= 0.75. Ниже даются рекомендации...

• Инвестиций в основной капитал. Зависимость от денежной массы, Построение регрессии, Дисперсионный анализ, Эластичность - Статистическая оценка национального богатства России

  Ниже мы постоим парную регрессию, показывающую зависимость от денежной массы. Год Квартал Денежная масса Значение 2003 I 3665,3 330,0 II 4426,5 470,4 III...

• Понятие и применение графа рынка - Использование квази-клик для анализа графа рынка России

  Динамика характеристик отражающих тенденцию поведения фондового рынка может быть интересна многим участникам фондовой биржи и, в особенности, инвесторам....

• Моделирование в условиях противодействия, игровые модели - Основы теории систем и системного анализа

  Как уже неоднократно отмечалось, системный анализ невозможен без учета взаимодействий данной системы с внешней средой. Ранее упоминалась необходимость...

• Анализ временных рядов - Статистическое исследование инвестиционной деятельности в регионе

  Временной ряд - Это последовательность чисел; его элементы - это значения некоторого протекающего во времени процесса. Проведем анализ временных рядов....

• Регрессионный анализ данных - Статистическое исследование инвестиционной деятельности в регионе

  Если расчет корреляции характеризует силу связи между переменными, то регрессионный анализ служит для определения вида этой связи и дает возможность для...

• Корреляционный анализ данных - Статистическое исследование инвестиционной деятельности в регионе

  Графическое представление корреляционной зависимости. Для графического представления корреляционной связи можно использовать прямоугольную систему...

Задание 1 - Анализ отобранных проб жидкости и газа

Предыдущая | Следующая