foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Определение физико-химических свойств и параметров нефти и газа по пластовым и поверхностным пробам

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ

Среднюю плотность нефти в стандартных условиях rн следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе разработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения rн  в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам. Значения плотности нефти широко используются для расчетов объемного коэффициента пластовой нефти bн.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

 

Объемный коэффициент (коэффициент объемного расширения) пластовой нефти bн представляет собой отношение объема нефти Vн пл, который она занимает в пластовых условиях, к объему Vн полученной из нее нефти после дегазации в стандартных условиях:

 

bн = Vн пл / Vн

 

Средние представительные значения объемных коэффициентов лучше всего определять по результатам анализов глубинных проб нефти, отобранных из скважин, расположенных равномерно по всей площади залежи.

Наряду с прямыми определениями bн его нередко рассчитывают аналитическим путем, либо определяют по графическим зависимостям.

Объемный коэффициент пластовой нефти определяется по зависимости его от молекулярной массы Мн пл пластовых УВ( рис 8).

 

Уравнение данной зависимости имеет вид:

 

bн = Мн пл / (1,119 . Мн пл - 39,567)

 

Молекулярная масса пластовой нефти определяется расчетным путем по данным о молекулярной массе разгазированной нефти, газосодержанию и составу выделившегося газа.

 

 

 

 

Рис. 8. Кривая зависимости bн = f Мн пл (по Г.Ф. Требину и др.)

 

Объемный коэффициент рассчитывается по величине относительной плотности газа rг по воздуху при наличии данных:

1.Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях rн , кг/м3;

2.Начальная растворимость rн , м3/м3;

3.Пластовое давление Рпл , МПа;

4.Пластовая температура tпл, оС.

Расчет сводится к определению объема, который будет занимать 1м3 дегазированной нефти Vн, взятой в стандартных условиях, после растворения в ней газа и учета поправок на пластовые температуру и давление.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

 

Коэффициент сжимаемости (сверхсжимаемости) реальных газов Z представляет собой отношение объемов равного числа молей реального Vг р  и идеального Vг и  газов при одинаковых термобарических условиях:

 

Z = Vг р / Vг и

 

Значения коэффициента Z, являющегося функцией давления, температуры и состава газа, наиболее достоверно определяются на основе лабораторных исследований проб газов. При отсутствии таких исследований используются расчетные способы оценки Z.

Природные газы представляют собой физические смеси различных углеводородных и неуглеводородных компонентов, простых и сложных газов, содержание которых изменяется в широких пределах. Поэтому способы расчета коэффициента Z выбирают исходя из его состава.

При расчете коэффициентов сжимаемости природных газов применяются методы, в основу которых положен принцип соответственных состояний. Согласно этому принципу значения коэффициентов сжимаемости различных УВ при одинаковых приведенных температуре Тпр  и давлении Рпр приблизительно равны. Это позволяет использовать для определения объема газа его зависимость от приведенных параметров.

Приведенные параметры природного газа выражаются в долях от его критических значений, т.е. таких температуры Ткр и давления Ркр , при которых плотность вещества становится равной плотности его насыщенного пара.

Для однокомпонентного газа приведенные температура и давление определяются из соотношений:

 

Тпр = Т / Ткр;

 

Рпр = Р / Ркр,

 

где:   Т – температура газа, К,

Р – давление газа, МПа.

 

В природных газах каждый составляющий его компонент (метан, гомологи метана, неуглеводородные газы) имеет определенное значение критических температуры и давления, поэтому при расчетах Тпр и Рпр в таких многокомпонентных системах вместо истинных критических параметров индивидуальных газов используют среднемолярные критические, или псевдокритические, температуру Тпкр и давление Рпкр для данной смеси газов.

Псевдокритические параметры рассчитываются исходя из истинных критических констант индивидуальных компонентов и молярных долей последних методом У. Кея, использующего правило аддитивности:

 

Т п к р  = S х i  Т  к р i ;

 

Р п к р  = S х i  Р  к р i ;

 

где    Т к р i ; Р к р i  критические соответственно температура и давление компонента;

х i  - молярная (объемная) концентрация компонента в газовой смеси, доли единицы.

 

Приведенные псевдокритические (псевдоприведенные) температура Тп.пр. и давление Рп.пр. – это отношение температуры и давления газа к псевдокритическим их значениям:

 

Р п. к р п р и в = Р / Р п. к р,

 

Т п. к р п р и в = Т / Т п. к р ,

 

Для природных газов, содержащих менее 10% по объему неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов, Z определяется по двум приведенным параметрам Тппр  и Рппр.

В тех случаях, когда содержание метана в газе более 98% по объему, пользуются экспериментальным графиком, при меньшем его содержании используется график (по Брауну) (рис. 9).

 

 

Рис. 9. Кривые зависимости коэффициента сверхсжимаемости углеводородного газа Z (по Г.Брауну).

 

Таким образом, по глубинным пробам нефти определяются:

 

1. Давление насыщение нефти газом, (МПа);

2. Газосодержание при однократной и ступенчатой сепарации, (м3/т, м3/м3);

3. Объемный коэффициент при однократной и ступенчатой сепарации;

4. Плотность нефти в пластовых условиях, (кг/м3);

5. Плотность нефти при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);

6. Вязкость сепарированной нефти;

7. Коэффициент растворимости газа в нефти ((м3/м3)/МПа);

8. Плотность газа при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);

9. Компонентный состав пластовой нефти;

10. Компонентный состав нефти после однократной и ступенчатой сепарации;

11.Компонентный состав газа после однократной и ступенчатой сепарации;

12. Молярная масса нефти после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль);

13. Молярная масса газа после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль).

 

По поверхностным пробам нефти определяются:

 

1.Плотность, вязкость, молярная масса, температура застывания нефти;

2.Содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов в нефти;

3.Температура плавления парафинов;

4.Содержание воды и механических примесей в нефти;

5.Фракционный состав нефти.

 

Статистика



Яндекс.Метрика