Разработка нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

1.2 Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой

1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса

1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме

1.6 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме

1.7 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (прямолинейные ряды)

1.8 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (круговые ряды)

2. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Физико-химические свойства природных газов и конденсата

2.1.1 Основные параметры

2.1.2 Определение типа залежи

2.1.3 Физические и теплофизические свойства природных газов

2.2 Аналитические методы определения давления и температуры

2.2.1 Определение пластовых давлений

2.2.2 Определение забойного давления по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула)

1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке его нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.

Определить изменение контурного давления в течение первых 5.5 лет разработки месторождения при следующих исходных данных:

Наименование исходных параметров	Значение
		1	2	3
Радиус контура нефтеносности	R [м]	3000	3200	2900
Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности	P[МПа]	20	22	18
Проницаемость пласта в законтурной водоносной области	k [м2]	0.1*10-12	0.1*10-12	0.1*10-12
Вязкость воды	[Пас]	1*10-3	1*10-3	1*10-3
Упругоемкость пласта	[1/Па]	1*10-9	1*10-9	1*10-9
Толщина водоносного пласта	h[м]	10	11	10
Продолжительность периода разбуривания месторождения	t1[годы]	2	2.5	3
Время окончания периода стабилизации отбора жидкости	t2[годы]	4	4.5	5

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по следующему закону:

1) В период разбуривания месторождения

 при

где t1 - продолжительность периода,

= 0.1368 м3/с2

2) В период стабилизации отбора жидкости из месторождения

при

где t2 - время окончания периода.

3) В период падения отбора жидкости из месторождения

при

где t3 - время окончания периода.

1 = 0.1368 м3/с2

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕШЕНИЕ

1) Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области (R r ) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:

.

Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления PКОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области qЗВ = qЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:

а) , при ;

б) , при ;

в) ,

, , - безразмерное время,

где t , t1, t2 [с],

- пьезопроводность водоносного пласта

.

1.2 Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением завоводнения по однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной системы разработки показан на рисунке.

Продуктивный пласт неоднородный. Его можно представить моделью слоистого пласта, состоящего из тонких гидродинамически изолированных пропластков с гамма- распределением абсолютной проницаемости. Плотность гамма-распределения, соответствующая параметру =2 имеет вид:

,

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2	3
Средняя проницаемость km [м2]	0.4*10-12	0.4*10-12	0.4*10-12
Расстояние между линиями нагнетания и отбора L [м]	500	600	500
Расстояние между скважинами (ширина элемента) b [м]	400	450	350
Толщина пласта h [м]	10	10	10
Пористость всех пропластков слоистого пласта m	0.2	0.2	0.2
Начальная насыщенность пласта связанной водой Sсв	0.1	0.1	0.1
Вязкость нефти в пластовых условиях н [мПас]	2	2	2
Вязкость воды в пластовых условиях в [мПас]	1	1	1
Вытеснение нефти водой из отдельных пропластков происходит по модели поршневого вытеснения, причем во всех пропластках остаточная нефтенасыщенность постоянная Sност	0.45	0.45	0.45
Относительная проницаемость для нефти впереди фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kн	1	1	1
Относительная проницаемость для воды позади фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kв	0.5	0.5	0.5
Разработка осуществляется при постоянном перепаде давления между линиями нагнетания и отбора (перепад давления в элементе)P [МПа]	0.375	0.375	0.375

Определить изменение во времени дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента однорядной системы разработки

qн(t) = ? qв(t) = ?

РЕШЕНИЕ

1) Отметим, что по условию задачи

,

Следовательно упрощенные выражения для дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента системы разработки будут иметь вид:.

; (1)

; (2)

2) Порядок расчета следующий:

Задаемся проницаемостью обводнившегося пропластка (например в диапазоне от k* = 50km до k* = km/2) и определяем время его обводнения по формуле:

[с], (3)

По формулам (1), (2) вычисляем дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) для рассматриваемого элемента системы разработки. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений k* (в пределах указанного диапазона), при этом имеем в виду, что согласно (3), чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения.

3) Строим зависимость следующего вида:

1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении

нефтяной залежи пласт месторождение

Нефтяное месторождение характеризуется однородностью по проницаемости и толщине пласта, круговой формой и хорошей гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частью. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за контуром месторождения. При его разработке применяется кольцевое заводнение в комплексе с законтурным.

Схема месторождения, состоящего из одного законтурного ряда и одного кольцевого ряда нагнетательных скважин, и нескольких рядов добывающих скважин (расположенных параллельно кольцевому ряду и внешнему контуру нефтеносности) показана на рисунке.

Наименование исходных параметров	значение
Радиус внешнего ряда нагнетательных скважин	RНЗ [м]	3200
Радиус первого эксплуатационного ряда	R1[м]	2800
Радиус второго эксплуатационного ряда	R2[м]	2300
Радиус третьего эксплуатационного ряда	R3[м]	1800
Радиус кольцевого нагнетательного ряда	RНК[м]	1250
Радиус четвертого эксплуатационного ряда	R4[м]	700
Расстояние между скважинами в рядах	2 [м]	420
Радиус скважины	rс [м]	0.1
Толщина пласта	h [м]	15
Проницаемость пор пласта для нефти	kн [м2]	0.5*10-12
Проницаемость пор пласта для воды	kв [м2]	0.3*10-12
Вязкость нефти в пластовых условиях	Н [мПас]	2
Вязкость воды в пластовых условиях	В [мПас]	1
Давление на забоях нагнетательных скважин законтурного ряда	PНЗ [МПа]	19
Давление на забоях нагнетательных скважин кольцевого ряда нагнетательных скважин	PНК [МПа]	18
Давление на забоях добывающих скважин	PЗАБ [МПа]	15

 Известно также, что в рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин:

rв= /.

Определить расходы воды, закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин законтурного и внутриконтурного ряда, дебиты скважин каждого добывающего ряда.

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой

Где i и i - внешние и внутренние фильтрационные сопротивления соответственно. Для расчета расходов воды и дебитов нефти составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы от Pн до P2, от Pнк до P2, от Pнк до P5. Будем иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемый в кольцевой ряд нагнетательных скважин (НК) равен qнк. Однако, будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин (3) поступает часть расхода 3 qнк, а другая часть 4qнк уходит вправо. Также будем иметь в виду, что часть 21q2 общего дебита нефти стягивающего ряда (2) обеспечена притоком нефти слева, а другая его часть 23q2 - притоком справа. Полная система уравнений состоит из трех независимых подсистем и включает в себя следующие уравнения. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин законтурного ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

;

; ;

;

- доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 1-го ряда (слева).

Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

.

- доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 3-го ряда добывающих скважин (влево);

; ;

;

- доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 3-го ряда (справа).

Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоя центральной скважины:

;

;

;

- доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 4-го ряда добывающих скважин (вправо);

; .

Кроме того, внутренние эквивалентные фильтрационные сопротивления при плоско-радиальной фильтрации нефти к добывающим скважинам i - го ряда определяются выражением:

, i = 1,..,5.

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса

Нефтегазовое месторождение характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта.

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2	3
Начальное пластовое давление равное давлению насыщения P0=PН
Нач. доля объема газовой шапки по отношению к объему всей залежи 0	0.15	0.2	0.15
Нач. газосодержание нефти Г0 [м3/м3]	150	150	150
Нач. объемный коэффициент газа bГ0	0.006	0.006	0.006
Нач. объемный коэффициент нефти bН0	1.475	1.475	1.475
Насыщенность порового объема связанной водой SСВ	0.12	0.12	0.12
Пластовое давление в процессе разработки снизилось до Pпл при котором:
Газосодержание нефти Г [м3/м3]	125	125	125
Объемный коэффициент газа bГ	0.0063	0.0063	0.0063
Объемный коэффициент нефти bН	1.415	1.415	1.415
Объемный коэффициент воды bВ	1.028	1.028	1.028
Добыча нефти за этот период Cоставила QН [м3]	1.06*106	1.06*106	1.1*106
Добыча газа составила VГ [м3]	175*106	185*106	175*106
Добыча воды составила VВ [м3]	5*104	6*104	4.2*104
Причем количество воды, внедрившейся в залежь составило W [м3]	1.225*106	1.1*106	1.*106

ЗАДАЧА 1

Определить на основе метода материального баланса:

1) начальные геологические запасы нефти GН - ?

2) текущую нефтеотдачу (- ?) и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи (Sн -?) на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения Pн до текущего давления Pпл.

РЕШЕНИЕ

1) Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи

Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора

2) Составляем материальный баланс газа в залежи

, (1)

 где VГ - оставшийся в залежи объем газа на момент времени, когда пластовое давление снизилось до величины Pпл, приведенный к текущему пластовому давлению :

;

Gгр - объем газа в залежи, находящийся в растворенном в нефти состоянии:

;

Gгс - объем газа в залежи, находящийся в свободном состоянии:

.

3) Решаем уравнение материального баланса (1) относительно Gн :

(2)

Введем обозначение:

Этот коэффициент можно условно назвать двухфазным объемным коэффициентом. Он характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Получим расчетную формулу для определения Gн:

 (3)

За рассматриваемый период коэффициент нефтеотдачи при снижении пластового давления от Pн до Pпл составил

Определим значение текущей нефтенасыщенности на конец указанного периода:

.

ЗАДАЧА 2

Для условий предыдущей задачи оценить влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти и газа: Jгш - ?; Jрг - ?; Jв - ?.

Используя решение предыдущей задачи выразить и определить:

1) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа и активной пластовой воды) (G1 - ? ).

2) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа) (G2 - ?).

РЕШЕНИЕ

В выражении (3) для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает пластовой объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении:

Следовательно можем определить долю участия отдельных видов энергии в общей добыче из залежи:

;

;

.

1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: Pср= Pнас

Радиус контура нефтеносНости	R [м]	3*103	2.9*103	3.2*103
Давление насыщения	PНАС[Мпа]	8	8.5	9
Пористость пород пласта	m	0.25	0.25	0.25
Толщина пласта	h [м]	25	22	20
Насыщенность пласта связанной водой	SСВ	0.05	0.05	0.05
Коэффициент охвата пласта разработкой	2	0.8	0.85	0.8
Плотность нефти	2 [т/м3]	0.85	0.85	0.85
Плотность газа в атм. усл.	1АТ[т/м3]	0.85*10-3	0.85*10-3	0.85*10-3
Кажущаяся плотность газа	1К[т/м3]	0.3	0.3	0.3
Коэффициент растворимости газа в нефти	[т/(тПа)]	8.5*10-9	8.5*10-9	8.5*10-9
Среднее отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлении	СР	0.9	0.9	0.9
В течение 10 лет отбор нефти из месторождения составляет	qн [м3/год]	1.5*106	1.4*106	1.5*106

Отбор газа из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону:

[м3/год] при года

[м3/год] при лет,

где q0 = 120*106 , = 42*106 .

Определить какими будут через 10 лет после начала разработки:

1) Значение средепластового давления.

2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного разработкой.

3) Нефтеотдача месторождения.

1) Определим объем пласта, охваченный разработкой

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:

; ; (1)

где N01, N02 - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношениий получим:

2) Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи может быть определена следующим образом:

;

Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:

; при года

.

при лет

3) Изменение во времени ср. пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:

;

; ; ,

где: N 1 - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти. N 2- полная масса дегазированной нефти в пласте.

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

(2)

Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию

Если , то справедлив меньший корень.

Если , то справедлив больший корень.

4) Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:

следует вычислять при PСР = PНАС , то есть в момент начала разработки пласта.

5) Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

,

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:

.

6) Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

1.6 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме

Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, имеющая в плане форму круга, окружена бесконечно простирающейся водоносной областью и разрабатывается при водонапорном режиме. Определить общие запасы нефти, текущую нефтеотдачу к концу второго этапа разработки, конечную нефтеотдачу и продолжительность разработки залежи при следующих данных:

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2	3
Радиус начального контура нефтеносности Rн [м]	3000	3500	3000
Радиусы эксплуатационных рядов скважин R1 [м] R 2 [м] R 3 [м]	2400 2000 1600	2800 2200 1800	2400 2000 1600
Радиус скважины в рядах и в центре залежи rс [м]	0.1	0.1	0.1
Расстояние между скважинами в рядах 2 [м]	300	400	350
Мощность пласта h [м]	10	12	11
Пористость пласта m	0.12	0.12	0.12
Насыщенность пласта связанной водой SСВ	0.03	0.03	0.03
Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q [м3/сут]	50	80	60

Кроме того, известно, на четвертом этапе залежь не разрабатывается.

Vо - ?, tр - ?, 2 - ?, к - ?.

1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

V1= (Rн2- R12)hm(1-SСВ);

V2= (R12- R22)hm(1-SСВ);

V3= (R22- R32)hm(1-SСВ);

V4= (R32- rc2)hm(1-SСВ);

Общие запасы нефти в залежи:

Vо= V1+ V2+ V3+ V4.

Текущая нефтеотдача к концу второго этапа разработки определяется отношением:

2) Суммарный дебит каждого ряда:

Qi = qni = q2Ri/(2i); i = 1,..3.

3) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

Qp1= Q1+ Q2+ Q3+ q

Qp2= Q2+ Q3+ q

Qp3= Q3+ q

4) Продолжительность этапов разработки

ti = Vi /Qpi ; i = 1,..3.

Общая продолжительность разработки залежи

[лет] .

5) Конечная нефтеотдача определяется как отношение количества добытой нефти к концу разработки залежи к первоначальным ее запасам

1.7 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой

Определить дебиты эксплуатационных скважин в рядах однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водонапорного режима при следующих данных:

Таблица

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2	3
Расстояние от контура питания пласта до первого эксплуатационного ряда L1 [м]	300	310	330
Расстояние между рядами L2= L3 [м]	300	350	320
Расстояние между скважинами в ряду 21 [м]	300	300	300
22 [м]	300	310	300
23 [м]	300	300	300
Число скважин в ряду n1	10	11	10
n2	10	10	10
n3	10	10	10
Радиус скважины rc [м]	0.1	0.1	0.1
Мощность пласта h [м]	8	9	10
Проницаемость пласта k [м2]	0.9* 10-12	0.9* 10-12	0.9* 10-12
Вязкость нефти [мПа.с]	4.5	4.5	4.5
Давление на контуре питания пласта Pк [МПа]	15	16	17
Забойные давления скважин в рядах P1 [Мпа]	8	9	10
P2 [МПа]	8	8.5	9.5
P3 [Мпа]	8	9	10.5

q1 = ? ; q2 = ? ; q3 = ? ;

Представляем фильтрационную схему пласта эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от Pк до P3 :

Pк - P1 = (n1q1 + n2q2 + n3q3)1 + n1q11

P1 - P2 = (n2q2 + n3q3)2 + n2q22 - n1q11

P2 - P3 = n3q3 3 + n3q33 - n2q22

; -

внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.

Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q1, q2, q3.

1.8 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой

Определить дебиты эксплуатационных скважин однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с круговыми рядами, работающей в условиях водонапорного режима при следующих данных:

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2	3
Радиус контура питания Rк [м]	4490	4690	4890
Радиусы эксплуатационных рядов: R1 [м]	2260	2420	2650
R2 [м]	1870	1950	2050
R3 [м]	1500	1550	1600
Количество скважин в рядах : n1	33	35	40
n2	22	25	28
n3	9	10	11
Радиус скважины rc [м]	0.1	0.1	0.1
Мощность пласта h [м]	8	9	10
Проницаемость пласта k [м2]	0.9* 10-12	0.9* 10-12	0.9* 10-12
Вязкость нефти [мПа.с]	4.5	4.5	4.5
Давление на контуре питания пласта Pк [Мпа]	15	16	17
Давление на забоях скважин Pзаб [Мпа]	7	8.5	9.5

Размещено на http://www.allbest.ru/

Представляем фильтрационную схему пласта эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от Pк до P3 :

Pк - P1 = (n1q1 + n2q2 + n3q3)1 + n1q11

P1 - P2 = (n2q2 + n3q3)2 + n2q22 - n1q11

P2 - P3 = n3q3 3 + n3q33 - n2q22

; -

внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.

Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q1, q2, q3.

2. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Физико-химические свойства природных газов и конденсата

2.1.1 Основные параметры

Газовые законы

закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт. ст.; Т=00С) занимает объём 22.41м3;

закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений pi

р= a рi ; (1.1)

закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов vi

v=a vi . (1.2)

Определения:

аддитивным называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных (объёмных) долевых концентраций компонентов в смеси на свойства этих компонентов;

парциальное давление компонента смеси pi - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;

парциальный объём компонента смеси vi- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.

Параметры газовых смесей Плотность газа в нормальных условиях определяется по закону Авогадро

r = М/22.41, кг/м3, (1.3)

где М - молекулярная масса, М=G/m. Относительная плотность - плотность газа отнесённая к плотности воздуха в при тех же значениях давления и температуры

. (1.4)

При определении относительной плотности надо иметь в виду, что стандартными условиями в физике считаются 00С и 0,1013МПа, а коммерческие расчеты в газовой промышленности приводятся к условиям t=200С и p=0,1013МПа. Соответственно, плотность воздуха в первом случае в0= 1,293кг/м3, а во втором - в0= 1,205кг/м3. Плотность воздуха при требуемом давлении определяется по формуле

в = 1,1665р (1.4.1)

Для сравнительной характеристики газа удобнее использовать относительную плотность при нормальных физических условиях

0=0 / 1,293. (1.4.2)

Состав природного газа характеризуется концентрациями (содержанием) компонент, которые подразделяются на:

массовые gi=Gi /G;

молярные yi=mi /m;

объёмные xi=vi /v.

Здесь: i - номер компоненты; G,m,v - масса, число молей и объём; величины без индексов относятся к смеси.

При известных молекулярных массах компонент Мi и смеси М можно осуществить переход от объёмных концентраций к массовым и наоборот:

gi=xi Mi /M. (1.5)

При этом по закону Авогадро yi=xi.

При известных концентрациях и параметрах компонент средние характеристики смеси определяются следующим образом:

давление р=pi /xi (1.6)

объём v=vi /xi (1.7)

молекулярная масса M= a (xi Мi)/100=100/ a (gi /Mi) (1.8)

плотность r =100/ a (gi / r i)=100M/ a (xi Mi)/ ri= a (xi r i) (1.9)

В формулах (1.8, 1.9) концентрация дана в процентах.

Содержание тяжелых углеводородов в газе.

Объём паров после испарения жидкости Принято считать, что в газе три тяжелые фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин. Последний принимается состоящим по массе из 1/3 бутана и 2/3 пентана (плюс вышекипящие).Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых компонентов в г/м3 определяется по формуле

Аi=10giсм= 10уii, г/м3. (1.10)

Здесь: g - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мас.%; см - средняя плотность природного газа, кг/м3; у - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мол.%; - плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м3.

После определения содержания в газе отдельных компонентов пересчитывают содержание в нём n- бутана и газового бензина При этом считают, что в газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие и часть нормального бутана, по величине равная половине содержания пентана плюс вышекипящие.

Пропан бутановая фракция при повышенных давлениях находится в жидком состоянии и переходит в газообразное при понижении давления до атмосферного. Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода( при нормальных физических условиях р=0,1013МПа, Т=273 К ), можно вычислить по формуле

Vп=G / п= 22,41 G / М, м3, (1.11)

где М - молекулярная масса углеводорода, п - плотность паров углеводорода при нормальных условиях; G - масса жидкого углеводорода, кг.

Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров подсчитывается по (1.11) с подстановкой средней молекулярной массы смеси испарившихся углеводородов.

Критические и приведённые термодинамические параметры

Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление ркр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi определяются как среднекритические ( псевдокритические ).

Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:

pкр= a(Pкрi xi) , Ткр = a(Tкрi xi) (1.12)

Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих свыше 10 об.% тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов, формулы (12) дают погрешность. Поэтому необходимо использовать следующие формулы:

(1.12.1)

При отсутствии данных о компонентном составе фракций С7+ для газовых месторождений псевдокритические параметры этих фракций можно заменить критическими параметрами гексана. Для газоконденсатных месторождений псевдокритические параметры С7+ определяются по графикам в зависимости от молекулярной массы или можно использовать следующие зависимости:

(1.13)

Если компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить по относительной (по воздуху) плотности газа .(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.

а) газовые месторождения

pкр= 49.5 - 3.7. [ aтa]; Ткр= 93 + 176. [ oK] (1.14)

при 0.5 0.9.

в) газоконденсатные месторождения

(1.14.1)

Кроме указанных соотношений критические параметры можно определить графически (рис. 1.1,1.2)



Часто в расчетах используют так называемые приведённые давления pпр и температуры Тпр:pпр=p/ pкр; Тпр=Т/Ткр.

2.1.2 Определение типа залежи

По составу углеводородов

В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

а) газовые - нет тяжелых углеводородов ( метан- 95-98%; относительная плотность

0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, 1.1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) ( метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, 0.7-0.9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Метод Коротаева, Карпова

Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:

а)газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1;

б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;

в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.

Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений

Месторождение	Концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	I C4Н10	N C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	СО2	Н2S
1.Северостав-ропольское	98,9	0,29	0,16	0,03	0,02	--	0,4	0,2	--
2. Березовское	95,1	1,1	0,3	0,04	0,03	0,03	3,0	0,4	--
3. Медвежье	98,8	0,1	0,02	0,001	0,001	--	1,0	0,1	--
4. Заполярное	98,6	0,07	0,02	0,007	0,006	0,01	1,1	0,18	--
5.Уренгойское	97,8	0,1	0,03	0,001	0,001	0,01	1,7	0,3	--
6. Шатлыкское	95,4	1,99	0,32	0,006	0,005	0,05	0,78	1,15	--
7. Ширяевское	58,9	1,88	0,6	0,11	0,12	0,12	0,81	11,0	26,5
8.Шебелинское	92,0	4,0	1,1	0,26	0,26	0,26	2,0	0,12	--
9. Вуктыльское	74,8	8,7	3,9	0,85	0,95	6,4	4,3	0,1	--
10 Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,34	0,36	1,8	3,7	1,7	1,3
11. Уренгойское БУ-8	88,3	5,29	2,42	0,55	0,45	2,52	0,48	0,01	--
12. Уренгойское БУ-14	88,27	6,56	3,24	0,45	0,55	5,62	0,32	0,5	--
13. Надымское	75,1	8,62	3,9	0,66	0,78	10,22	0,38	0,35	--
14. Юбилейное	75,9	9,06	4,43	0,82	0,82	4,38	0,48	0,54	--
15. Заполярное БТ-5	79,3	6,12	4,16	1,19	1,2	7,33	0,42	0,17	--
16Варьеганское	70,35	6,48	7,33	1,38	1,5	10,04	2,71	0,21	--
17. Мыльджин-ское Ю12	87,9	2,93	2,36	0,51	0,65	2,101	2,65	0,84
18. ыльджин-ское Б10	85,4	3,27	3,48	1,0	1,13	2,72	3,02	0,01
19. Бавлинское	35,0	20,7	19,9	3,7	6,1	5,8	8,4	0,4	--
20.Мухановское	30,1	20,2	23,6	4,0	6,6	4,8	6,8	1,5	2,34
21Ишимбайское	42,4	12,0	20,5	3,1	4,1	3,1	11,0	1,0	2,8
22Ромашкинско	38,8	19,1	17,8	2,8	5,2	6,8	8	1,5	--
23Самотлорское	53,4	7,2	15,1	3,8	4,5	6,3	9,6	0,1	--
24. Узеньское (XIII)	50,2	20,2	16,8	3,2	4,5	3,0	2,3	--	--
25Жетыбайское (XIII)	63,9	16,2	8,1	2,4	2,6	5,1	1,2	0,4	--

Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа

Параметры	Метан	Этан	Пропан	Изобутан	Норм.. бутан	Нормальн. пентан	Гексан
Формула	СН4	С2 Н6	С3 Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	n-С5 Н12	С6 Н14
Молекулярная масса, М	16,04	30,07	44,1	58,12	58,12	72,15	86,18
Газовая постоянная R, Дж/кг К	521	278	189	143	143	115	96
Температура кипения при 0,1МПа, К	111,7	188,4	230,8	262,9	272,5	309,2	342,0
Критическая температура, К	190,5	206	369,6	404	420	470,2	507,8
Критическое давление, МПа	4,7	4,9	4,3	3,7	3,8	3,4	3,9
Критическая плотность, кг/м3	162,0	210,0	225,5	232,5	225,2	232,0	--
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с (станд. условия)	10,3	8,3	7,5	6,9	6,9	6,2	5,9
Критический коэффициент сжимаемости zкр	0,29	0,285	0,277	0,283	0,274	0,269	0,264
Ацентрический фактор	0,013	0,105	0,152	0,192	0,201	0,252	0,29

Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа

Параметры	Углекислый газ	Сероводород	Азот	Водяной пар
Формула	СО2	Н2 S	N2	H2 O
Молекулярная масса, М	44,011	34,082	28,016	18/016
Газовая постоянная R, Дж/кг К	189	245	297	463
Температура кипения при 0,1МПа, К	194,5	212,0	77,2	373,0
Критическая температура, К	304,0	373,4	125,9	647,15
Критическое давление, МПа	7,54	9,18	3,46	22,54
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с(станд. условия)	13,8	11,7	16,6	12,8
Критический коэффициент сжимаемости zкр	0,274	0,268	0,291	0,23
Ацентрический фактор	0,42	0,1	0,04	0,348

Единицы измерения

Параметры	Единицы измерения
	СИ	СГС	Смешанная
Газовая постоянная R	Дж/кг К	эрг/г К=10-4 Дж/кг К	м/оС=9,81 Дж/кг К
Температура	К=273 + оС	К	оС
Сила	ньютон(н)=кг*м/с2=105дн=0,1013кгс	дина(дн)=г*м/с2=105н	кгс=9,81н
Давление	паскаль(Па)=н/м2 =10дин(1МПа=106Па)	дин/см2=0,1Па	ата=кгс/см2=9,81*104Па 0,1МПа
Энергия	Дж=кг м2/с2	эрг=г см2/с2=10-7Дж	кал=4,1868Дж

Пример расчета

По данному массовому составу газа, величине пластового давления pпл определить: содержание в нем пропана, бутана и газового бензина; параметры смеси; критические и парциальные параметры; вид залежи.

Место-рождение	массовая концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	iC4Н10	nC4Н10	С5Н12+выс.	N2+инерт	СО2	ТплК	рМпа
1 пример	19,5	11,8	37,95	3,25	12,05	8,15	7,3	--	353	23,0

Решение

1. Определяем среднюю молекулярную массу газа по (1.8)

2. Находим плотность газа при нормальных условиях по (1.3)

см=32,15/22,41=1,43 кг/м3

3. Находим содержание тяжёлых углеводородов в газе по (1.10) в г/м3

пропана..............................10 . 37,95.1,43=542,0;

i - бутана.............................10 . 3,25.1,43= 46,5;

n -бутана.............................10 . 12,05.1,43=172,0;

пентана и высших...............10 . 8,15.1,43=117,0;

Всего..............................................................877,5 г/м3

Т.о., газового бензина (пентан целиком) и n-бутана (по величине, равной половине пентана) в составе газа будет

117+117/2=175,5 г/м3;

пропана.............................. 542,0 г/м3;

i - бутана............................. 46,5 г/м3;

n -бутана............................. 172-58,5=113,5 г/м3.

Всего тяжелых углеводородов 877,5 г/м3.

Находим относительную плотность газа по (1.4.2)

0=1,43/1,293=1,106.

5. Определяем объёмные концентрации yi компонент по (1.5), парциальные давления pi по(1.6):

Компоненты	СН4	С2Н6	С3Н8	iC4Н10	nC4Н10	С5Н12+выс.	N2+инерт	Пласт. давл.Р, МПа	Мол. масса смеси,М
Массов. конц.%, gi	19,5	11,8	37,95	3,25	12,05	8,15	7,3	23,0	32,15
Молек. масса, Мi	16,04	39,07	44,1	58,12	58,12	72,15	28,02	--
Объёмн. конц.% yi=gi M/ Mi	39,09	9,71	29,12	1,8	6,67	3,63	8,38	--
Парциал. давл. Рi=yip/100, МПа	8,99	2,23	6,7	0,41	1,53	0,83	1,93	--

6. Определим тип залежи:

а) Имеем - =1,106; метана-39,09%; жидкого газа (пропан-бутановая фракция) - 31%, газ. Бензина 8%. Т.о. по разделу (3.1) месторождение можно считать газонефтяным.

в) по Коратаеву - g=0,27. Газ можно отнести к газонефтяному.

7. Найдем объём паров после испарения 702 кг пропан -бутановой фракции, в которой содержится: пропана - 542 кг, бутана - 160кг.

Находим процентное содержание пропана и бутана в данной фракции:

пропан - g = 542.100 / 702=77,2%;

бутан - g= 100-77,2= 22,8%.

Определим среднюю молекулярную массу смеси

Объём паров (11)

Vп= 22,41.702 / 46,72=336,7 м3.

Найдём критические и приведенные параметры смеси:

Компоненты	СН4	С2Н6	С3Н8	iC4Н10	nC4Н10	С5Н12+выс.	N2+ инерт	Отн. плотн. ,кг/м3	Мол. масса смеси, М
Молек. масса, Мi	16,04	39,07	44,1	58,12	58,12	72,15	28,02	1,106	32,15
Объём. конц. yi	0,391	0,0971	0,2912	0,018	0,0667	0,0363	0,0838	--
Крит. темп., К	190,5	206	369,6	404	420	470,2	125,9	--
Крит. давл., МПа	4,7	4,9	4,3	3,7	3,8	3,4	3,46	--

Т.к. объёмное содержание высококипящих и неуглеводородных компонент больше 10%, то для расчета критических параметров используем зависимости (1.12.1)

К= 128.46; К2= 16502,85; J=106,79; J2=11404,1041;

ркр=1,45 МПа; Ткр=154,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (12):

ркр=4,3 МПа; Ткр=266,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (14.1):

ркр=4,44 МПа; Ткр=262,3 К.

Проверочные задания

По данному составу газа, величине пластового давления распределить:

содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;

параметры смеси;

критические и парциальные параметры;

вид залежи.

Состав газа взять из таблицы раздела (2.1.4).

Уравнения состояния. Плотность природного газа и конденсата.

1. Уравнение состояния совершенного газа Клайперона-Менделеева

р= r R T, (2.1)

где R - газовая постоянная (Дж/(кг К)).

2. Обобщённое уравнение состояния

р=z r R T . (2.2)

Коэффициент сверхсжимаемости z является функцией приведенных значений давления рпр, температуры Тпр и для тяжелых углеводородов С5+ - ацентрического фактора w, учитывающего нецентричность сил притяжения. Т.о. z=z(pпр,Tпр, w ). Для смесей газов w= a (yi wi), а wi изменяется в пределах от 0 до 0,4 и значение его можно определить из таблиц (часть1).

Значение z находят или по соответствующим таблицам, или графически, или по эмпирическим зависимостям, или на основе многопараметрических уравнений состояния. При этом необходимо вводить поправку на содержание азота N 2 z=yN zN+(1-yN) zу. Здесь zy - коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части.

3. Многопараметрические зависимости

а) Для природных сухих газов в докритической области хорошее согласование с опытом даёт двухпараметрическая зависимость Редлиха - Квонга

р=R Т/(v-b)-a/[T0.5 v (v+b)], (2.3)

где a=0.4275 R2 T2,5кр /ркр; в=0.08664 R Tкр/ркр.

б) В критической области и для газоконденсатных смесей лучше использовать уравнение Пенга- Робинсона

p= R*T/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)] (2.4)

а(T)=akp a(Tпр, w ); akp=0.45724 R2 Tkp2/Pkp;

b=0.0778 R Tkp /Pkp; a ={1+m (1-Tпр0.5)}2;

m=0.37464+1.54226 w -0.26992 w 2.

Для многокомпонентных смесей а= a(yi ai); b= a (yi bi).

Методы определения коэффициента сверхсжимаемости

а) Графический метод определения коэффициента сверхсжимаемости

Коэффициент сверхсжимаемости находится из графика по приведенным значениям давления и температуры



б) Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости

В области давлений до 50МПа наиболее точным является метод, основанный на решении кубического уравнения относительно z при использовании уравнения состояния Пенга-Робинсона

, (2.5)

А=а(Т) р/(R2 T2); B=p b/(R T).

Методика решения кубического уравнения (2.5):

Приведём уравнение (2.5) к приведенному виду

у3 + ру + q = 0, (2.5.1)

где y = x + (r/3); p = (3s - r2)/3; q = 2r3/27 - rs/3 + t;

r=B - 1; s = A - 3B2 - 2B; t = AB - B2 - B3.

В уравнении (5.1) положим и определим дискриминант D=(p/3)3+(q/2)2. Вспомогательная величина и при её помощи корни y1, y2, y3 определяются в зависимости от знаков р и D из следующей таблицы

	p<0	p>0
	D0	D>0
y1
y2
y3

Коэффициенту сверхсжимаемости газовой фазы соответствует наибольший положительный корень уравнения (5), а коэффициенту сверхсжимаемости жидкой фазы - наименьший положительный корень.

При этом данный метод можно использовать и при повышенных содержаниях (40моль%) кислых компонент, а также наличия паров воды.

При давлениях до 40МПа можно использовать аппроксимацию Платонова-Гуревича (содержание кислых компонент не более 10 моль%)

 (2.6)

где ркр и Ткр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса

(2..7)

Погрешность формулы (2.6) не превышает: 1% при давлениях до 25МПа; 3% при давлениях от 25 до 35МПа и 5% - от 35 до 40МПа.

Критические параметры можно определить и по зависимостям первого практического задания.

Расчет плотности природного газа и насыщенного конденсата

Плотность природного газа определяется из уравнения состояния, в частности ,обобщённого

. (2.8)

Плотность насыщенного конденсата можно определить следующими способами:

Графо-аналитический метод Катца и Стендинга

а) Определяем плотность жидкости при стандартных условиях

, (2.9)

где xi, Mi , i - мольная доля, молекулярная масса и плотность i-го компонента.

в) Определяем поправки к стандартной плотности на давление р и температуру т.

с) Находим плотность насыщенного конденсата при заданных давлении и температуре

=ст+р-т. (2.10)

Корреляционная зависимость приведённой плотности пр от среднекритического коэффициента сверхсжимаемости zск.

Порядок расчета

Здесь:

а) ркр,7+ и Ткр,7+ - определяются по формулам (2.7) или части 1

в) 7+ - находится или по правилу аддитивности при известном групповом составе конденсата, или берётся просто 7 из таблиц, или при известных температурах кипения и критической находится по формуле Эдмистера

w = 3/7[ lg(pкр /pст)/(Tкр /Tкип-1)]-1, (2.11)

а для углеводородов парафинового ряда (до С7, включительно) Tкр /Tкип можно определить по корреляционной зависимости Гуревича

(2.12)

с) zcк - среднекритический коэффициент сжимаемости жидкой смеси

, (2.13)

где zкр,i - критический коэффициент сжимаемости i-го компонента и определяется из таблиц или по формуле Ганна и Ямаду

zкр,i= 0,2918 - 0,0928i; (2.14)

d) Критический молярный объём i-го компонента находим из уравнения состояния

, (2.15)

где критические параметры компонент берём из таблиц.

e) Приведённая температура насыщенной жидкости

 (2.16)

f) Приведённая плотность определяется по формуле Викса

. (2.17)

g) Плотность насыщенного конденсата

(2.18)

Пример

Определить плотность насыщенного конденсата по приведённому давлению и температуре, используя зависимость приведённой плотности от критического коэффициента сжимаемости.

Компонентный состав конденсата в мольных долях при абсолютном давлении р = 70ата и температуре Т=3999,8 К и результаты расчетов приведены в таблице

Компонент	xi	xipкр,i	xiTкр,i	xiVкр,i	xizкр,i	xiMi
СН4	0,22006	10,08	41,90	21,9	0,0640	3,52
С2 Н6	0,02130	1,03	6,51	3,15	0,0061	0,64
С3 Н8	0,01270	0,54	4,7	2,54	0,0035	0,56
i-С4 Н10	0,01240	0,46	5,04	3,26	0,0035	0,72
n-С4 Н10	0,00815	0,47	3.47	2,08	0,0022	0,47
i-С5 Н12	0,00770	0,25	3,55	2,37	0,0021	0,56
n-С5 Н12	0,00446	0,15	2,10	1,39	0,0012	0,32
С6 Н14	0,00783	0,23	4,00	2,88	0,0021	0,67
С7 Н16	0,70523	9,41	546,00	705,23	0,1480	208,00
N2	0,00017	0,06	0,02	0,01	0,0001	0
	1,00000	22,68	617,29	744,81	0,2328	215,46

zкр,7+в=0,2918-0,09280,855=0,21;

Vкр,7+в=0,2182,057775/13,35=1000 см3/моль;

Тпр=399,8/617,29=0,647;

=215,462,99/744,81=0,863 г/см3.

Размещено на Allbest.ru