Разработки нефтяных месторождений

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 M_­г и М_ж - молекулярные массы газовой и жидкой фаз; V_г и V_ж – 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; M_i - молекулярная масса i -го компонента; x_i и y_i - 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; V_г - объем 1 моля газа, см³/моль; R - 6,3144 Дж/(моль´К)- универсальная газовая постоянная;

и ; (1.4)

и ; (1.5)

P_крi и Т_крi - критическое давление и температура i-го компонента, МПа и К соответственно.

Значения P_крi и T_крi 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 V_г выбирают с максимальным значением. Уравнение (1.3) справедливо для широкого диапазона изменения давления, температуры и состава сме­си. Точность расчета V_г 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 r_г - плотность раза, г/см³; Т – температура, К; r_СТГ = r_СТГ/r_{СТВ =} M_Г,/М_В; Z - коэффициент сжимаемости газа; стг – индекс, означающий стандартные условия;

r_СТВ - 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 (r_СТГ < 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 М_ост и r_ост 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 М_ост и r_ост определяют Р_{пк ост} и Т_{пк ост}.

Если М_ост и r_ост неизвестны, то псевдокритическое давление и температуру остатка устанавливают по правилу с помощью Р_кр и Т_кр 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 Т_крi и P_крi в формуле (1.9) определяют по той же диаграм­ме с помощью значений r и М условных компонентов.

3. По найденным Р_пк х Т_пк обеих углеводородных групп и их относительному содержанию, пользуясь правилом аддитивности, рассчиты­вают Р_пк к Т_пк всей углеводородной части смеси:

, (1.10)

. (1.11)

Здесь N_ост - 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 Z_y.

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 V_Ж – объём одного моля смеси, см³/моль;

и ; (1.15)

и . (1.16)

Экспериментально установленные значения коэффициентов K_i; C_i; N_i; m_i для индивидуальных компонентов приведены в табл. 1.1.

Значения a_k и b_k для остатка определяют по соотношениям

(1.17)

- , (1.18)

где М_ост - молекулярная масса остатка; r_ост - 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; r_Н - плотность дегазирован-ной нефти при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м³; r_Г - плотность растворенного в нефти газа при 20 °С и атмосферном давлении кг/м³; Г - газосодержание нефти.

Таблица 1.1