Анализ отобранных проб жидкости и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

ОТЧЕТ ПО ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ

Анализ отобранных проб жидкости и газа

Преподаватель А. К. Битнер

подпись, дата инициалы, фамилия

Красноярск 2015



Задание 1

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 (p_г); относительную плотность газа; вязкость газа (µ_г); 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 (С_nH_2n+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) С_{5 + 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 С_5+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 С_{5+ 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 С_{5 + высш.} (при соответствующем пластовом давлении и температуре). Все это означает, что могут встречаться газокон- денсатные залежи с относительно высоким содержанием углеводородов С_{5 + 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 чёткое 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

Расчётная 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

	Расчётная 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:

Т_пр -- Т_т/ Т_кр и р_пр = (p_пл ⁺ p_н.п)/(2/p_кр), (1.2)

Где

где m_уi, -- содержание i-го компонента углеводородного газа в смеси; Т_крi, и р_крi, -- критические температура и давление I -го компонента углеводородного газа; Т_пл и р_пл -- пластовые температура и давление; р_нп--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 р_кр и Т_кр 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 z_i, на удельную юлю данного компонента у_i,:

(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; Т_пл, р_пл -- температура и давление в пластовых условиях; Р_нп -- давление при притоке.

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

(1.6)

где М_в -- молекулярная масса воздуха, равная 29.

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

(1.7)

где р = р_пл-- 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 (z_y) от приведенных давления (P_пр) и температуры (Т_пр)

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

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

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 ц_г по формуле

µ_г=(µ_г/µ_i)µ_i(1.8)

где µ_г/µ_i -- относительная динамическая вязкость природного газа, определяется по номограмме (см. рис. 1.4) в зависимости от приведенных давления P_пр и температуры Т_кр; µ_i -- динамическая вязкость природного газа при р₀ = 0,1 МПа,

(1.9)

Здесь µ_yi 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 р_г*.

Рис. 1.4. Зависимость отношений вязкости газа µ_г/µ_i от приведенных давлений P_пр и температуры Тпр.

4. Упругость (сжимаемость) газа вычисляется по формуле:

в_г = в_пр/р_кр



где в_пр -- приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров P_пр и Т_пр.

Рис. 1.5. Зависимость приведенного коэффициента объемной упругости газа в_пр от приведенных давлений P_пр и температуры Т_пр



Расчётная часть:

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

V_СН4=V_СН4/ (V_СН4+V_С2Н6+V_{С3Н8 )}

и т.д. для каждого компонента УВ смеси:

2. Находим критические параметры углеводородной части газа:

Р_кр=V_CH4xP_крСН4+V_С2Н6xP_крC2H6+ V_С3Н8xP_крC3H8

P_кр и Т_кр берем для каждого компонента из таблицы 1.4. «Параметры критических свойств идеальных газов»

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

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

3. Приведенные параметры газа: углеводородной части:

Р_пр=Р_пл/Р_кр. Т_пр= [Т_пл (⁰С)+Т⁰К]/Т_кр=100+273=373

р_пр= 27/4,71 = 5,73; Т_пр = 320/269,9 = 1,17;

азота

р_пр = 27/3,35 = 8,06; Т_пр =320/125 = 2,56;

углекислого газа

р_пр= 27/7 = 3,86; Т_пр= 320/304 = 1,05

Приведенные параметры всей смеси:

Для УВ части:

р_пр= (V_CH4+V_С2Н6+ V_С3Н8).Р_кр +Р_{пр азота} + Р_{пр СО2}

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

Аналогично считаем Т_пр.

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

4.Молекулярная масса газа

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

5.Коэффициент сверхсжимаемости:

Z_УВ= 1,15 (по рис. 1.1);

Z_N2 = 1,1 (по рис. 1.2);

Z_C02 = 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 -- объёмный коэффициент пластового газа,

Рпл и Тпл -- пластовые давление [атм] и температура [К] в коллекторе по абсолютной шкале, то есть давление с учётом 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 объёмный 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:

p_г*=М_г/М_в(1.6)

где М_в -- молекулярная масса воздуха, равная 29.

Тогда р_г = 23/29 = 0,793.

8. Плотность газа

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

_г=3,485*10^-3 (р_г р_пл)/(zT_пл ) (1.7)

где р = р_пл-- давление в пластовых условиях или р = р_3.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 (µ_г/µ_i) = 4,25, по рис. 1.3 -- µ_i= 0,01 мПа-с.

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

Дµ_N2 = 0,0009 мПас;

Дµ_CO2 ⁼ 0,0007 мПас.

Отсюда

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

Наконец

Используя указанные номограммы, можно рассчитать ц_г по формуле

µ_г=(µ_г/µ_i)µ_i(1.8)

µ_г= 4,25*0,01016 = 0,043 мПас.

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

в_г = в_пр/р_кр(1.9)

где в_пр -- приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров р_пр и Т_пр.

в_г= 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 F_pr, можно определить по номограмме, представленной на рис. 1.6, в зависимости от давления насыщения нефти (р_н), пластовой температуры (T_пл), плотности дегазированной нефти (р_н) и относительной плотности газа р_г*.

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

V_pн= a_iнp,(1. 11)

Рис. 1.6 Зависимость количества газа, растворенного в 1 м³ нефти, V_рг от давления насыщения P_н, пластовой температуры Т_пл, плотности дегазированной нефти р_н и относительной плотности газа р_г* 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 р_г.каж от относительной плотности газа р_г.каж и плотности нефти в нормальных условиях р_н

В формуле (1. 11) б_г.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 р_н, можно определить основные физические параметры нефти для забойных и пластовых условий.

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

В_н=V_(н+г)пл/V_н.пов (1. 12)

где V_(н+г)пл -- объем нефти в пластовых условиях; V_н.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 V_H1 = 1 м³ дегазированной нефти.

Сначала находим кажущуюся (условную) плотность растворенного газа (р_г. _каж) по известным величинам относительной плотности газа р_г* и плотности дегазированной нефти р_н 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 V_рг/22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; р_г*29 -- масса 1 кмоля данного газа, кг.

При этом общая масса 1 м³ нефти и растворенного газа

М_н+Г = М_н + M_г ,(1. 14)

где М_н = pHV_н.i -- масса 1 м³ нефти.

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

ДV = M_г/С_г.каж,(1. 15)

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

р_{(н+г)пов}=М_н+г (V_н1+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

V_н.1+ V_н.1= М_н+г /Дp^(p) _{(н+г)пов} (1.18)

Таким образом, объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле

В_н=(V_н.1+V_п)/ V_н.1(1.19)

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

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

Рис. 1.8. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти М_к+г от плотности дегазированной нефти р_к пластовой температуры Т_пл и количества растворенного газа 1 м³ нефти V_рг при давлении насышения Р_н

(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 Дµ_н+г вязкости газонасыщепной нефти Дµ_н+г при р_пл выше, чем при р_н.

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

При отсутствии каких-либо из параметров (р_г, р_н, V_рг 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 в_н, 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

Расчётная часть:

I. Объемный коэффициент нефти.

По формуле (1.11) V_рг=б_iнР_пл находим V_рг = 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 V_рг/22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; р_г*29 -- масса 1 кмоля данного газа, кг.

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

Масса нефти М_н = 888 кг.

По номограмме на рис. 1.7 определяем р_{г 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 р_н=20,01 МПа

V_рг=27.5 м³/м³.

По графику на рис. 1.8, а определяем вязкость дегазированной нефти µ_н = 20 мПас.

По графику на рис. 1.8, б находим вязкость нефти при давлении насыщения µ_н (р_н) = 10 мПас.

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

Вязкость нефти в пластовых условиях

µ_н._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/.



Выводы

1)тип месторождения - газоконденсатное без нефтяной оторочки, ПНГ?179,2г/м³ ;

2) физические параметры пластового флюида для забойных условий:

-доли метана, этана и УВ части газовой смеси (соответственно): 0,3444; 0,207; 0,199;

-критические параметры УВ части газа: P_кр =5,07 Мпа, Т_кр =269,9 К;

-приведенные параметры газа: УВ р_пр= 5,73 ; Т_пр = 1,17 ; азота р_пр =8.06 ; Т_пр=2,56 ; углекислого газа р_пр=3,86 ; Т_пр= 1,05 ;

-молекулярная масса газа: М_г=23;

-коэффициент сверхсжимаемости: Z_см =1,25;

-объёмный коэффициент газа: B_r=0,00533;

-относительна плотность газа: р_г=0,793;

-плотность газа: р_г=186,5 кг/м³;

-вязкость газа: µ_r =0,043 мПас;

-коэффициент объёмной упругости газа: в_г =0,083;

-объёмный коэффициент нефти: в_н =0,93;

-вязкость нефти: µ_н =10,2 мПас

Размещено на Allbest.ru