Уфа 2003
I. ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
1.1. Расчетные методы оценки физических характеристик нефти, газа и пластовых вод
Параметры, характеризующие свойства коллекторов продуктивных пластов нефти, газа и воды, оценивают по данным лабораторных исследований кернового материала, результатам геофизических и гидродинамических исследований, а также путем лабораторных изучений пластовых и поверхностных проб нефти, газа и пластовых вод.
Эти данные, обычно изменяющиеся в широких пределах, характеризуют высокую степень неоднородности распределения большинства параметров горных пород и пластовых флюидов. При проектировании технологических процессов нефтеотдачи возникает задачаучета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их изменчивости по пласту.
Многие важнейшие свойства нефти, газа и пластовых вод зависят от давления, температуры, режимов фильтрации через пористые среды и движения в трубах. Для построения этих зависимостей проводят трудоемкие экспериментальные исследования с использованием специальной аппаратуры высокого давления. Поэтому в ряде случаев принимают расчетные методы построения упомянутых зависимостей или используют эмпирические соотношения, устанавливающие связи между различными характеристиками жидкостей и газов и факторами, влияющими них.
|
|
1.1.1. Плотность нефти и газа
Расчетные методы определения плотности нефти можно условно разделить на две группы. Первая изних определяет расчетные методики, при использовании которых следует знать состав фаз, вторая - способы, когда в основном применяют эмпирически устанавливаемые значения плотностей фаз в нормальных условиях, количества растворенного газа, его относительной плотности и т.п.
Плотности газовой и жидкой фаз углеводородных смесей по их составу, давлению и температуре рассчитывают с помощью методов, основанных на использовании того или иного вида уравнения состояния. При этом плотности фаз определяют по формулам
и , (1.1)
где Mг и Мж - молекулярные массы газовой и жидкой фаз; Vг и Vж – объемы одного моля смеси газовой и жидкой фаз. Молекулярные массы газовой и жидкой фаз многокомпонентных смесей рассчитывают по уравнениям
и , (1.2)
где n - число компонентов; Mi - молекулярная масса i -го компонента; xi и yi - молярные доли i -го компонента в жидкой и газовой фазах.
Один из самых простых и достаточно точных способов расчета плотности газовой смеси через его молярный объем основан на применении уравнения Редлиха-Квонга:
, (1.3)
где Р - давление, МПа; Т - температура, К; Vг - объем 1 моля газа, см3/моль; R - 6,3144 Дж/(моль´К)- универсальная газовая постоянная;
|
|
и ; (1.4)
и ; (1.5)
Pкрi и Ткрi - критическое давление и температура i-го компонента, МПа и К соответственно.
Значения Pкрi и Tкрi для остатка или фракций определяют по рис.1.1 или рассчитывает по формулам [6] с использованием результатов разгонки остатка.
Из трех возможных корней уравнения (1.3) для объема газовой фазы Vг выбирают с максимальным значением. Уравнение (1.3) справедливо для широкого диапазона изменения давления, температуры и состава смеси. Точность расчета Vг во многомзависит от точности определения критических параметров остатка.
Рис.1.1. Номограмма для определения значений критических давлений и температур для остатка или фракции нефти
Плотность газовой фазы нефтегазовых систем также можно определить по корреляционным зависимостям, связывающим ее с давлением, температурой и эмпирически установленными характеристиками смесей в нормальных условиях.
Плотность природного, конденсатного или нефтяного газа при заданных давлениях и температурах можно рассчитать по любому из следующих соотношений, получаемых из обобщенного газового закона:
; ; , (1.6)
где rг - плотность раза, г/см3; Т – температура, К; rСТГ = rСТГ/rСТВ = MГ,/МВ; Z - коэффициент сжимаемости газа; стг – индекс, означающий стандартные условия;
rСТВ - плотность воздуха в стандартных условиях.
Расчёт плотности газа по любому из уравнений (1.6) сводится к определению коэффициента сжимаемости газа, который можно рассчитать с помощью различных корреляционных зависимостей, основанных на использовании принципа соответственных состояний.
Для смесей легких природных газов (rСТГ < 1),содержащих небольшие (менее 5%) количества примесей неуглеводородных компонентов (N2,CO2), рекомендуется [6] пользоваться диаграммой, приведенной на рис. 1.2.
Рис. 1.2. Диаграмма для определения относительной плотности и коэффициента сжимаемости легких природных газов
Для газов с и газов, содержащих значительное количество примесей неуглеводородных компонентов, коэффициент сжимаемости следует определить по специальным диаграммам, приведённым на рис. 1.3 - 1.7. Для определения коэффициента сжимаемости по этим диаграммам, помимо P,T, (относительной плотности газа, не содержащего неуглеводородных компонентов), следует знать содержание в газе неуглеводородных компонентов и остатка, а также значений Мост и rост или характеристик разгонки остатка по ИТК.
Расчёт проводится в следующей последовательности:
1. С помощью графиков рис. 1.3 по относительной плотности газа, не содержащего неуглеводородных компонентов, , устанавливают его псевдокритическое давление и температуру . Эти величины можно рассчитать и непосредственно по соотношениям, аппроксимирующим графические зависимости:
; (1.7)
, (1.8)
где P – в МПа, Т – в градусах К.
2. С помощью диаграммы (рис. 1.4) по заданным Мост и rост определяют Рпк ост и Тпк ост.
Если Мост и rост неизвестны, то псевдокритическое давление и температуру остатка устанавливают по правилу с помощью Ркр и Ткр составляющих его компонентов:
Рис. 1.3. Зависимость псевдокритического давления и температуры от относительной плотности газа
Рис.1.4. Псевдокритические температура и давление для фракций остатка в зависимости от молекулярной массы и плотности фракций
Рис.1.5. Коэффициент сжимаемости азота в зависимости от давления
Рис.1.6. Коэффициент сжимаемости двуокиси углерода в зависимости от давления
Рис. 1.7. Зависимость коэффициента сжимаемости углеводородных газов от псевдоприведенных давления и температуры
и , (1.9)
где Ni - молярное содержание i-го условного компонента в остатке; m - число условных компонентов, составляющих остаток. Значения Ткрi и Pкрi в формуле (1.9) определяют по той же диаграмме с помощью значений r и М условных компонентов.
|
|
3. По найденным Рпк х Тпк обеих углеводородных групп и их относительному содержанию, пользуясь правилом аддитивности, рассчитывают Рпк к Тпк всей углеводородной части смеси:
, (1.10)
. (1.11)
Здесь Nост - молярная доля остатка в углеводородной части смеси.
4. По соотношениям
и (1.12)
рассчитывают псевдоприведенные давление и температуру, а по диаграмме на рис. 1.7 - коэффициент сжимаемости углеводородной части смеси Zy.
5. По давлению и температуре с помощью диаграмм рис. 1.5 и 1.6 определяют коэффициенты сжимаемости неуглеводородных составляющих: и .
6. Средневзвешенный коэффициент сжимаемости смеси рассчитывают в соответствии с правилом аддитивности:
. (1.13)
Для расчета плотности жидкой фазы углеводородных смесей предложен ряд аналитических методов, основанных на использовании принципов аддитивности парциальных объемов, термодинамического подобия, использовании уравнений состояния.
Из аналитических методов определения плотности жидкой фазы наиболее распространен метод Алани и Кеннеди. Плотность жидкой фазы по этому методу определяется при расчете ее молярного объема по уравнению, формально совпадающему с уравнением Ван-дер-Ваальса:
, (1.14)
где VЖ – объём одного моля смеси, см3/моль;
и ; (1.15)
и . (1.16)
Экспериментально установленные значения коэффициентов Ki; Ci; Ni; mi для индивидуальных компонентов приведены в табл. 1.1.
Значения ak и bk для остатка определяют по соотношениям
(1.17)
- , (1.18)
где Мост - молекулярная масса остатка; rост - плотность остатка при нормальных условиях, г/см3.
Плотность и молекулярная масса остатка определяются экспериментально.
Из трех возможных значений корней уравнения (1.14) в качестве молярного объема жидкой фазы углеводородной смеси выбирают объем с минимальным значением.
Найдя из уравнений (1.2) молекулярные массы и из уравнений (1.3) и (1.14) молярные объемы фаз, по соотношениям (1.1) рассчитывают их плотности.
Плотность нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях можно рассчитать по формуле
|
|
, (1.19)
где b - объемный коэффициент пластовой нефти; rН - плотность дегазирован-ной нефти при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м3; rГ - плотность растворенного в нефти газа при 20 °С и атмосферном давлении кг/м3; Г - газосодержание нефти.
Таблица 1.1