2015-06-26
1086
Вариант 1. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных разгонки по ИТК.
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Состав дегазированной нефти, кг/кг по узким фракциям, с возможностью ввода концентраций растворенных легких углеводородов. Конечную температуру кипения последней фракции (остатка) можно не указывать.
4. Свойства узких фракций: молекулярная масса, плотность, температура застывания (К) и кинематическая вязкость при одной из трех температур: 20, 50 и 100С. Если данных по последним двум свойствам нет, оставляется 0.
5. При необходимости сокращения числа фракций указываются температурные интервалы объединенных фракций.
6. Данные по свойствам нефти: молекулярная масса, плотность, вязкость, температура застывания.
7. Коэффициент адекватности для давления насыщения нефти (по умолчанию 1, корректируется по результатам расчета).
При запуске на счет выполняется адаптация расчетных моделей, аналогичная газоконденсатным смесям. При формировании газоводонефтяной смеси на выходе из скважины учитывается обводненность нефти и минерализация воды.
В п. “физико-химическая характеристика” заполняются только те поля, для которых имеются эти данные.
В п. “перераспределение фракций” температуру конца кипения первой фракции следует задавать выше температуры кипения последнего компонента в смеси.
Вариант 2а. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных фракционной разгонки на аппарате Энглера.
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Данные разгонки нефти: %объемный отгона и соответствующие температуры.
4. Желательные температурные интервалы кипения фракций.
5. Свойства дегазированной нефти: молекулярная масса, плотность и вязкость.
6. Коэффициенты адекватности для давления насыщения нефти, молекулярной массы, плотности и вязкости (по умолчанию равны 1, корректируются по результатам счета).
После формирования газофракционного состава пластовой нефти можно рассчитать свойства пластовой нефти: плотность, изотермический коэффициент сжимаемости, коэффициент объемного расширения, термический коэффициент давления, теплоемкость, дроссель-эффект.
В п. “физико-химическая характеристика” заполняются только те поля, для которых имеются эти данные.
В п. “перераспределение фракций” температуру конца кипения первой фракции следует задавать выше температуры кипения последнего компонента в смеси.
Вариант 2б. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных фракционной разгонки на аппарате Энглера (ГОСТ 2177-82) с переводом в разгонку по ИТК (ГОСТ 11011-85).
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Данные анализа и разгонки нефти.
3.1 Массовые доли растворённых в нефти лёгких углеводородов С1-С5
3.2 % объемный отгона и соответствующие температуры.
Далее следует перевод разгонки по Энглеру в разгонку по ИТК (см. [16]).
4. Свойства дегазированной нефти: молекулярная масса, плотность и вязкость. По этим данным может быть выполнена адаптация расчётных моделей с выводом на экран результатов адаптации.
5. После формирования газофракционного состава пластовой нефти можно рассчитать свойства пластовой нефти: плотность, изотермический коэффициент сжимаемости, коэффициент объемного расширения, термический коэффициент давления, теплоемкость, дроссель-эффект.
