Анализ отобранных проб жидкости и газа

Отчет по практике

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

ОТЧЕТ ПО ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ

Анализ отобранных проб жидкости и газа

Преподаватель А. К. Битнер

подпись, дата инициалы, фамилия

Красноярск 2015

Задание 1

По данным таблицы 1.3. рассчитать значения коэффициентов: А=С 24 ; i-C4/n-C4 ; В=(C1 +ГУ)/ПУ; Z=А+В и спрогнозировать месторождение (залежь) какого типа (нефтяная, газовая и т.д.) характеризует проба выданного студенту варианта. Для выявленных газоконденсатных залежей определить экспресс методом содержание конденсата.

Задание 2. На основании исходных данных таблицы 1.5 выполнить расчеты физических параметров газа: коэфф. Z; объемный коэфф. газа (Br); плотность газа для забойных и пластовых условий ( p г ); относительную плотность газа; вязкость газа (µ г ); коэффициент объемной упругости газа.

Задание 3. По данным табл. 1.6 выполнить расчет параметров нефти — объемный коэффициент нефти, вязкость нефти.

Задание 4. Выполнить анализ полученных по заданиям 1-3 результатов и дать общее заключение по выполненной лабораторной работе (выводы).

1.1 Интерпретация результатов анализа проб жидкости и газа

Пробы флюида, отобранного в результате испытания, доставляются в физико-химическую лабораторию для проведения детального анализа.

В результате замеров и лабораторных опытов определяются состав нефти и газа и их физико-химические свойства.

В случае отбора чистого представительного образца пластовой жидкости — нефти и воды — никаких затруднений в оценке насыщенности пласта не возникает.

Когда же по результатам испытания отбираются газ или смесь газа с водой, глинистым раствором (что на практике встречается гораздо чаще), то всегда возникает вопрос: является ли отобранный газ попутным газом нефтяной залежи или растворенным в пластовой воде, или же это природный газ?

Характер насыщения пласта в подобных случаях оценивают по данным компонентного состава отбираемого из смеси газа, так как его состав зависит от того, в каком состоянии он находился в пласте.

Углеводородные газы газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей в подавляющем большинстве представляют собой смеси, состоящие из предельных углеводородов (С n H2n+2 ).

3 стр., 1163 слов

Природный газ. Нефть. Каменный уголь

... металлургии. А сера, которую извлекают из нефти в процессе переработки, идет на производство серной кислоты. газ уголь топливо нефть 3. Каменный уголь Каменный уголь - это осадочная порода, представляющая собой ... синтетических каучуков, синтетического бензина и многих других ценных продуктов. 2. Нефть Нефть - это маслянистая жидкость темно-бурого или почти черного цвета с характерным запахом. Она ...

Углеводороды от метана СН 4 до бутана С4 Н10 включительно при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а остальные в этих же условиях — в жидком виде. Пропан и бутан при незначительном повышении давления легко переходят в жидкое состояние. Это следует учитывать при приведении отобранной пробы газа к поверхностным условиям.

Наряду с углеводородами в составе газов отмечается азот N 2 , углекислый газ СО2 , сероводород H2 S и редкие газы R.

Основные компоненты газа, растворенного в пластовых водах,— азот и метан. Из прочих газов в заметных количествах присутствуют сероводород, углекислый газ, реже инертные газы. Содержание азота может быть до 50% и более. Углеводородные компоненты на 85-90 % и более представлены метаном, так как тяжелые углеводороды, обладающие ничтожной растворимостью в воде, практически отсутствуют.

Природный газ, Попутный газ

Быстрое определение типа вновь открытой залежи имеет важное значение для оценки и разведки месторождений. Для этой цели используется ряд признаков, отличающих газовые залежи от газоконденсатных и последние от нефтяных. У газов газоконденсатных залежей отношение концентраций этана С 2 и пропана С3 меньше по сравнению с газами чисто газовых залежей.

где индексами обозначены: г-газовая залежь; гк — газоконденсатная; н — нефтяная.

Газы газовых месторождений примерно в 70 % случаев характеризуются соотношением С 23 >3. Для нефтяных залежей лишь в 1% изученных месторождений содержится газ, для которого отношение С23 оказалось больше 3.

Содержание бутанов в газах газоконденсатных залежей в 2-15 раз меньше, чем этана.

В качестве одного из критериев при оценки типа залежей можно использовать соотношение i-C 4 /nC4 . Для газовых месторождений эта величина колеблется в пределах 0,9-1,05. Для попутного газа и газовых шапок нефтяных и газоконденсатных залежей с жидкой оторочкой i-C4 /nC4 . составляет 0,5-0,8

Тип залежи (газонефтяная или газоконденсатная) ориентировочно можно определить по составу газа.

По результатам исследования газового конденсата более чем 30 газоконденсатных месторождений (табл. 1.1) было установлено, что газоконденсатная залежь является газовой шапкой нефтяной залежи в том случае, если в газе содержится более 1,75 % (мольная концентрация) С 5 + высшие или если выход стабильного конденсата (т. е. конденсата с вычетом легких газовых фракций) составляет более 80 см33 , а пластовое давление выше 16 МПа.

С повышением давления в конденсате увеличивается растворимость углеводородов С 5+высш. Рост температуры способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов. Эти факторы (а не контакт с нефтью) могут быть причиной высокого содержания в газе С5+ высш.

Таблица1.1. Объемная доля углеводородов в газах различных залежей (Карпов и др., 1978)

Компонент

Содержание компонентов в газах залежей, %

газовой

газокон-денстатной

нефтяной

СН 4

С 2 Н6

С З Н8

С 4 Н10

С 5 Н12

С 6 Н14

С 7 Н16 + высшие

80 — 99,5

3,0

0,005 — 2,0

0,001 — 0,4

0,001 — 0,3

0,001 (следы)

0,001 (следы)

80 — 94,5

4,5

0,9 — 3,5 0,3 — 2,0 1,5

1,0

3,0

20 — 97,0

3,0

0,2 — 4,0

2,5

2,0

2,0

40,0

Условия возникновения залежи и миграции углеводородов могли быть такими, что в газе, выделившемся из нефти в процессе миграции, может сохраниться высокое содержание С 5+высш. (при соответствующем пластовом давлении и температуре).

Все это означает, что могут встречаться газокон- денсатные залежи с относительно высоким содержанием углеводородов С5+высш. , но не подстилаемые нефтяной залежью.

Каратаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л., проведя исследования разнотипных месторождений с использованием статистических методов, пришли к заключению, что наиболее чёткое деление месторождений по их типам осуществляется с использованием критерия «Z», равного А+В, где А=С 23 , В=(С1 +ГУ)/ПУ ГУ — газообразные УВ, ПУ — парообразные УВ. В таблице 1.2 приводится градация значений коэффициента «Z» в зависимости от типа месторождения.

Таблица 1.2 Зависимость комплексного коэффициента «Z» от типа месторождения

Тип месторождения

Величина Z

газовое

>450

газоконденсатное без нефтяной оторочки

80-450

газоконденсатное с малой нефтяной оторочкой

60-80

газоконденсатное с нефтяной оторочкой

15-60

нефтегазоконденсатное

7-15

нефтяное

<7

Таблица 1.3. Исходные данные для решения задания 1

Номер вар.

Углеводородный состав, %-об.

Неуглев. состав, %-об

дС 13 ,

С 1

С 2

С 3

i-C 4

n-C 4

i-C 5

n-C 5

C 6+

CO 2 +

H 2 S

N 2

O 2

1

84,1

6,5

2,6

0,4

0,5

0,2

0,1

0,3

0,3

5,00

0

-27,5

2

83

7,6

3,4

0,69

1,15

0,31

0,22

0,2

0,1

3,1

0,23

3

83

10,3

2

0,21

0,44

0,1

0,11

0,2

0,3

3,1

0,24

4

83,9

4,5

1,2

0,22

0,36

0,16

0,16

0,4

0,1

9

0

5

82,5

9

3

0,5

0,7

0,3

0,2

0,4

0,4

3

0

6

76,3

14

4

0,7

1,5

0,3

0,4

0,3

0,5

2

0

7

86,3

4,5

1,7

0,25

0,55

0,17

0,23

0,2

0,1

6

0

-34,5

8

84,2

5,6

1,8

0,2

0,45

0,11

0,11

0,1

0,1

7

0,33

9

63,02

14,83

7,32

1,41

2,96

0,8

0,87

0

0

6,53

2,26

-33,7

10

73,9

7,18

2,75

0,48

1,05

0,29

0,29

0

0

12,93

1,13

11

53,18

8,04

13,78

2,77

5,81

1,85

1,59

0

0,63

8,72

3,63

12

84,52

7,31

2,09

0,35

0,51

0,17

0,15

0

0

4,9

0

13

68

16,26

8,08

1,55

3,24

0,88

0,9

0

0

1,09

0

14

69,74

12,03

6,74

1,28

1,24

0,35

0,29

0

0

7,63

0,7

15

73,9

7,18

2,75

0,48

1,05

0,29

0,29

0

4,35

8,44

1,27

16

81,83

10,34

4,08

0,57

1,22

0,23

0,16

0

0

1,57

0

17

54,79

2,57

0,33

0,03

0,05

0,01

0,01

0,00

6,60

35,61

0

18

67,23

6,32

1,92

1,45

1,67

1,76

1,79

0,96

6,00

10,89

0,00

19

82,09

2,53

0,30

0,06

0,08

0,04

0,02

0,03

0,00

14,91

0,00

20

78,72

4,13

0,57

0,09

0,13

0,09

0,10

0,08

0,00

16,02

0,00

21

68,01

1,13

0,02

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,20

30,32

0,00

22

91,13

2,42

1,13

0,34

0,66

0,10

0,98

0,07

1,39

1,66

0,00

23

82,98

5,25

2,53

0,64

1,07

0,38

0,35

0,20

0,00

6,40

0,00

Расчётная часть:

1. С 23 =14/4=3,5

2. А=С 24 =14/2,2=6,4

3. (i-C4)/(n-C4)=0,46

4. В=(С 1 +ГУ)/ПУ=(76,3+96,5)/1=172,8

5. Z=A+B=6,4+172,8=179,2

6.100*(С 26 )/С1 =100*(14-0,3)/76,3 =17,95

7. КГФ=220 БГ=180

Таблица 2

Расчётная часть

Тип залежи

С 23

С 23

3,5

газ

газ

А

6,4

газ

(i-C4)/(n-C4)

0,46

газ

В

172,8

Газоконденсатное без нефтяной оторочки

Z

179,2

Газоконденсатное без нефтяной оторочки

100*(С 26 )/С1

17,95

Газоконденсатное

1.2 Расчет физических параметров пластового флюида для забойных условий

1.2.1 Расчет физических параметров газа, В основе расчета параметров лежит уравнение Меделеева — Клайперона:

pV = zmRT

являющееся обобщенным газовым законом, в которое вводится поправка z (коэффициент сверхсжимаемости) учитывающая отклонение свойств реального газа от идеального.

В уравнении (1.1) р — давление, V —объем, т — масса газа, R = 8,32.103 Дж/кмоль, К — универсальная газовая постоянная; Т температура, К.

Коэффициент z для углеводородного газа определяют по экспериментальным графикам М. Стайдинга и Д. Катца (рис. 1.1), которые представляют собой обобщенные зависимости изменения коэффициента сжимаемости от приведенных величин температуры и давления:

Т пр — Т т / Т кр и р пр = (p пл+p н.п )/(2/p кр ), (1.2)

Где

где m у i , — содержание i-го компонента углеводородного газа в смеси; Т кр i , и р кр i , — критические температура и давление I -го компонента углеводородного газа; Т пл и р пл — пластовые температура и давление; р нп —давление в начале притока.

Таблица 1.4. Параметры критических свойств идеальных газов

Параметры

Критическое давление, МПа

Критическая температура, К

Отн. мол. Масса

( Mi )

Метан

4,73

191

16

Этан

4,98

305

30

Пропан

4,34

370

44

Изобутан

3,82

407

58

Нормальный бутан

3,87

425

58

Изопептан

3,39

461

73

Нормальный пептан

3,41

470

72

Гексан

3,05

508

86

Углекислый газ

7,29

304

44

Сероводород

8,89

373

34

Азот

3,35

125

28

Воздух

3,72

132

29

В случаях, когда компонентный анализ газа не проводился и предполагается, что газ состоит только из углеводородной части, то при проведении практических экспресс-расчетов для определения критических параметров можно пользоваться эмпирическим графиком (см. рис. 1.1), учитывающим р кр и Т кр только в зависимости от плотности газа.

Если в пластовый газ кроме углеводородной части входят и углекислый газ, то коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси можно определить с использованием дополнительных графиков, отражающих зависимость коэффициента z от критических параметров каждого из указанных компонен- тов (рис. 1.2).

Суммарный коэффициент сверхсжимаемости в этом случае подсчитывается как сумма произведений коэффициента сверхсжимаемости каждого компонента z i , на удельную юлю данного компонента уi ,:

(1.3)

Другой обобщенный показатель, необходимый для расчета параметров пластового флюида — средняя молекулярная масса смеси:

(1.4)

где Мi — относительная молекулярная масса смеси; уi, —количество 1-го компонента (в долях единиц) в массовом исчислении.

На основе найденных параметров z и Mг, можно найти для забойных и пластовых условий значения объемного коэффициента, относительной плотности, удельного веса, вязкости и сжимаемости газа.

1. Объемный коэффициент газа:

; (1.5)

где Т 0 , р 0 — температура и давление в нормальных условиях; Т пл , р пл — температура и давление в пластовых условиях; Р нп давление при притоке.

2. Плотность газа для забойных и пластовых условий можно найти по величине относительной плотности газа:

(1.6)

где М в — молекулярная масса воздуха, равная 29.

Тогда, используя уравнение (XI. 1), в котором массу газа представим в виде произведения плотности газа на его объем (m = p r V), и численное значение универсальной газовой постоянной , получим расчетную формулу для определения рг .

(1.7)

где р = р пл — давление в пластовых условиях или р = р 3 . ср — давление в забойных условиях; z — коэффициент сверхсжимаемости для пластовых или забойных условий.

Исходные данные к заданию 2 лабораторной работы №1. Анализ отобранных проб жидкости и газа

Номер варианта

Газовый состав, %-об. (yi)

Рпл, Мпа

Тпл., 0 С

Т на поверхн., 0 С

N 2

CH 4

C 2 H6

C 3 H8

CO 2

6

8,400

34,440

20,700

19,900

0,400

27,0

47,000

20,0

0,084

0,3444

0,207

0,199

0,004

320

Рис. 1.1 Зависимость коэффициента сжимаемости углеводородного газа (z y ) от приведенных давления (Pпр ) и температуры (Тпр )

Рис. 1.2 Зависимость коэффициента сжимаемости азота и углекислого газа от приведенного давления (P пр ) и пластовой температуры (Тпл )

Рис. 1.3.

Удельный вес газа

3. Вязкость газа (µi) определяется с помощью номограмм Н. Карра, Р. Кабояччи и Д. Барроу, представленных на рис. 1.3, 1.4.

Используя указанные номограммы, можно рассчитать ц г по формуле

µ г =(µгii (1.8)

где µ гi — относительная динамическая вязкость природного газа, определяется по номограмме (см. рис. 1.4) в зависимости от приведенных давления P пр и температуры Т кр ; µi — динамическая вязкость природного газа при р 0 = 0,1 МПа,

(1.9)

Здесь µ yi динамическая вязкость углеводородной части природного газа (при р0 = 0,1 МПа), определяемая по основной номограмме (Рис. 1.3 ) в зависимости от молекулярной массы углеводородной части Мy, рассчитанной по формуле (1.10), и температуры Т при которой находится данный природный газ; Дµ2 — поправки к µyi1 в случае присутствия в природном газе азота N2 , углекислого газа СО2 и сероводорода H2 S; указанные поправки находятся по дополнительным графикам (см. рис. 1.3 ) в зависимости от процентного содержания этих компонентов в природном газе и относительной плотности данного природного газа р г *.

Рис. 1.4. Зависимость отношений вязкости газа µ гi от приведенных давлений Pпр и температуры Тпр .

4. Упругость (сжимаемость) газа вычисляется по формуле:

в г = впркр

где в пр — приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров P пр и Т пр .

Рис. 1.5. Зависимость приведенного коэффициента объемной упругости газа впр от приведенных давлений Pпр и температуры Тпр

Расчётная часть:

1. Определяем доли метана, этана и пропана в углеводородной части газовой смеси:

V СН4 =V СН4 / (V СН4 +V С2Н6 +V С3Н8 )

и т.д. для каждого компонента УВ смеси:

Находим критические параметры углеводородной части газа

Р кр =V CH 4 xP крСН4 +V С2Н6 xP кр C 2 H 6 + V С3Н8 xP кр C 3 H 8

P кр и Т кр берем для каждого компонента из таблицы 1.4. «Параметры критических свойств идеальных газов»

P кр = 0,459*4,73 + 0,276*4,98 + 0,265*4,34 = 5,07 МПа;

Т кр = 0,459*191 + 0,276*305 + 0,265*370 = 269,9 К.

Приведенные параметры газа: углеводородной части

Р прплкр.Т пр = [Т пл ( 0 С)+Т 0 К]/Т кр =100+273=373

р пр = 27/4,71 = 5,73; Т пр = 320/269,9 = 1,17;

азота

р пр = 27/3,35 = 8,06; Т пр = 320/125 = 2,56;

углекислого газа

р пр = 27/7 = 3,86; Т пр = 320/304 = 1,05

Приведенные параметры всей смеси:

Для УВ части:

р пр = (VCH4 +VС2Н6 + VС3Н8 ).Ркрпр азота + Рпр СО2

р пр = (0,459+0,276+0,265)*5,07+8,06*0,084+3,86*0,004=5,76;

Аналогично считаем Т пр .

Т пр = 1*1,17+2,56*0,084+1,05*0,004 = 1,39.

4.Молекулярная масса газа

М г = 0,084*28+0,3444*16+0,207*30+0,199*44+0,004*44 =23.

5.Коэффициент сверхсжимаемости

Z УВ = 1,15 (по рис. 1.1);

Z N2 = 1,1 (по рис. 1.2);

Z C02 = 0,72 (по рис. 1.2);

Zcм = 1* 1,15 + 0,084*1,1 + 0,004*0,72 = 1,25.

6.Объемный коэффициент газа

Объемный коэффициент пластового газа существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры):

(1.5)

где — объёмный коэффициент пластового газа,

Рпл и Тпл — пластовые давление [атм] и температура [К] в коллекторе по абсолютной шкале, то есть давление с учётом барометрического (на 1,033 кгс/см 2 больше манометрического), а температура в градусах Кельвина (на 273,15 градуса больше шкалы Цельсия ),

атм и K (+20 °C) — атмосферное давление и температура в нормальных (поверхностных) условиях,

Z— коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях (в коллекторе), зависящий от состава пластового газа , его критических давления и температуры, пластовых давления и температуры.

Поскольку газ в пласте находится под большим давлением в сжатом состоянии, то объёмный коэффициент газа значительно меньше единицы (на промыслах порядка 0,01).

Br = 1,25*(1,033/264,6)*(320/293) = 0,00533

7.Относительная плотность газа

Плотность газа для забойных и пластовых условий можно найти по величине относительной плотности газа:

p г *=М г в (1.6)

где М в — молекулярная масса воздуха, равная 29.

Тогда р г = 23/29 = 0,793.

8. Плотность газа

Используя уравнение, в котором массу газа представим в виде произведения плотности газа на его объем ( m = p r V ), и численное значение универсальной газовой постоянной R=(8,32.10-3 )/29pг , получим расчетную формулу для определения р г . месторождение проба жидкость газ

г =3,485*10 -3 г р пл )/(zT пл ) (1.7)

где р = р пл — давление в пластовых условиях или р = р 3.ср — давление в забойных условиях; z — коэффициент сверхсжимаемости для пластовых или забойных условий.

Тогда переведя 35 Мпа =35*10 6 Па получим:

9. Вязкость газа.

По рис. 1.4 (µ гi ) = 4,25, по рис. 1.3 — µi = 0,01 мПа-с.

Поправка на азот и углекислый газ по рис. 1.3 составят:

Дµ N2 = 0,0009 мПас;

Дµ CO2= 0,0007 мПас.

Отсюда

µ i = 0,01 + 0,0009 + 0,0007= 0,01016, мПас.

Наконец

Используя указанные номограммы, можно рассчитать ц г по формуле

µ г =(µгii (1.8)

µ г = 4,25*0,01016 = 0,043 мПас.

10. Коэффициент объемной упругости газа

в г = в пр кр (1.9)

где в пр — приведенный коэффициент объемной упругости природного газа, определяемый по номограмме А. Трубе, представленной на рис. 1.5, в зависимости от приведенных параметров р пр и Т пр .

в г = 0,24/2,9 = 0,083(1.10)

Расчет физических параметров нефти

Особенность расчета параметров нефти для забойных и пластовых условий связана с необходимостью учета растворимости в ней газа. В условиях нефтегазовых залежей количество газа, растворенного при данной температуре в 1 м 3 дегазированной нефти Fpr , можно определить по номограмме, представленной на рис. 1.6, в зависимости от давления насыщения нефти (рн ), пластовой температуры (Tпл ), плотности дегазированной нефти (рн ) и относительной плотности газа рг *.

При отсутствии каких-либо из указанных параметров, характеризующих свойства нефти, объем растворенного газа в нефти можно вычислить по формуле (закону Генри)

V p н = a i н p,(1. 11)

Рис. 1.6 Зависимость количества газа, растворенного в 1 м 3 нефти, Vрг от давления насыщения Pн , пластовой температуры Тпл , плотности дегазированной нефти рн и относительной плотности газа рг * которая, как известно из опытных данных, достаточно хорошо описывает характер растворимости газа в нефти при повышении давления до давления насыщения.

Рис. 1.7 Зависимость кажущейся плотности растворенного газа р г.каж от относительной плотности газа рг.каж и плотности нефти в нормальных условиях рн

В формуле (1. 11) б г.н — коэффициент растворимости газа в

нефти может принимать значения в пределах, где

нижний предел относится к газам с высоким содержанием (более 90 %) метана, а верхний — к газам с высоким содержанием (50—60 %) углеводородов С 2 Н6 и высших, т. е. к попутным газам нефтяных месторождений.

Зная параметры растворимости газа в нефти и плотность дегазированной нефти р н , можно определить основные физические параметры нефти для забойных и пластовых условий.

1. Объемный коэффициент нефти В н характеризует степень увеличения нефти при переводе ее из нормальных условий в пластовые, и наоборот, т. е.

В н =V(н+г)пл /Vн.пов (1. 12)

где V (н+г)пл — объем нефти в пластовых условиях; Vн.пов — объем нефти в нормальных (поверхностных) условиях.

Если не удается экспериментально (с помощью PVT-бомб) определить объемный коэффициент нефти, то его можно рассчитать следующим образом.

Расчет сводится к определению степени увеличения заданного объема нефти за счет растворения в ней газа с учетом поправок на давление и температуру. В качестве исходного берем объем V H 1 = 1 м 3 дегазированной нефти.

Сначала находим кажущуюся (условную) плотность растворенного газа (р г . каж ) по известным величинам относительной плотности газа рг * и плотности дегазированной нефти рн с использованием основных кривых номограммы.

Масса растворенного газа в нефти определяется по формуле

(1. 13)

где 22,4 м 3 объем, занимаемый 1 кмолем любого газа при нормальных условиях, следовательно, отношение Vрг /22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; рг *29 — масса 1 кмоля данного газа, кг.

При этом общая масса 1 м 3 нефти и растворенного газа

М н+Г = Мн + Mг ,(1. 14)

где М н = pHVн.i — масса 1 м3 нефти.

Поскольку приращение объема нефти ДV за счет растворенного в ней газа равно

ДV = M г г.каж , (1. 15)

то плотность нефти с растворенным в ней газом (в нормальных условиях) составит

р (н+г)повн+г (Vн1 +ДV).(1. 16)

С учетом поправок на давление Др (p) и температуру Др(T) , по графикам на рис. 1.7 находится плотность нефти с растворенным газом в пластовых условиях:

р (н+г)пл = р(н+г)пов + Др(p) — Др(T) ,(1.17)

Объем нефти, приведенный к пластовым условиям, составляет

V н.1 + V н.1 = М н+г / Дp(p)(н+г)пов (1.18)

Таким образом, объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле

В н =(Vн.1 +Vп )/ Vн.1 (1.19)

Приведенный порядок определения объемного коэффициента иллюстрирует сущность расчетного метода нахождения В н .

На практике не обязательно повторять весь этот порядок громоздкого расчета объемного коэффициента нефти, а можно воспользоваться одной формулой, получающейся путем представления ДV пл в выражении (1.18) через параметры исходных зависимостей (1. 13) — (1. 17), которая имеет вид

Рис. 1.8. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти М к+г от плотности дегазированной нефти рк пластовой температуры Тпл и количества растворенного газа 1 м3 нефти Vрг при давлении насышения Рн

(1.20)

2. Изменение вязкости нефти при наличии растворенного газа в зависимости от температуры и давления установлено на основе многочисленных экспериментальных исследований.

С увеличением температуры и количества растворенного газа вязкость нефти уменьшается, а с ростом давления вязкость нефти сначала уменьшается по мере увеличения объема растворяющегося газа, затем повышается после достижения давления насыщения (рис. 1. 8).

Порядок расчета вязкости для пластовых условий следующий.

С помощью графиков (рис. 1. 8, а) находится вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре и атмосферном давлении. Затем по графикам (рис. 1. 8, б) определяется вязкость газонасыщенной нефти при пластовой температуре и давлении насыщения. Если пластовое давление выше давления насыщения, то вводят поправку в значение вязкости нефти. Для этого по превышению пластового давления над давлением насыщения и по графикам (рис. 1. 8, в) находится абсолютная вязкость газонасыщенной нефти в пластовых условиях. Величины поправок Дµ н+г вязкости газонасыщепной нефти Дµн+г при р пл выше, чем при р н .

Рис. 1. 9. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти в пластовых условиях µ н+г от плотности дегазированной нефти в нормальных условиях µн

При отсутствии каких-либо из параметров ( р г , рн , Vрг и т. д.), необходимых для расчета вязкости нефти по приведенной методике, оценку величины вязкости нефти можно сделать по обобщенному графику В. Блэка (рис. 8. 9), который выражает зависимость между плотностью дегазированой нефти в нормальных условиях и вязкостью этой же нефти в сред нестатических пластовых условиях.

3. Сжимаемость нефти в н , как и всех жидкостей, обладающих упругостью, определяется из соотношения

(1.21)

Из опыта установлено, что в практических расчетах при отсутствии растворенного газа коэффициент сжимаемости нефти можно принимать к пределах (4-7)10 -3 1/МПа. Легкие нефти, содержащие значительные количества растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости — до 1,410-31/МПа.

Таблица 1.6 Исходные данные для определения параметров нефти в пластовых условиях

Номер варианта

Р пл , МПа

Т пл , 0 С

Плотность нефти ( p н ), г/см3

Плотность газа ( p г )

Давление насыщения (Р нас ), МПа

6

16,9

32,0

0,888

0,714

13,22

Расчётная часть:

I. Объемный коэффициент нефти.

По формуле (1.11) V рг i н Р пл находим Vрг = 5*16,9=84,5м33 .

Масса газа, растворенного в 1 м 3 нефти.

Расчет ведется по ф-ле (1.13)

где 22,4 м 3 объем, занимаемый 1 кмолем любого газа при нормальных условиях, следовательно, отношение Vрг /22,4 выражает количество киломолей газа, растворенного в нефти; рг *29 — масса 1 кмоля данного газа, кг.

Исходя из данного уравнения М г = 1,3 *105* 0,82 = 112 кг.

Масса нефти М н = 888 кг.

По номограмме на рис. 1.7 определяем р г каж = 0,33*103 кг/м3 .

По дополнительным графикам на рис. 1.7 находим по правки.

Др (р) = 0,01 * 103 , кг/м3 и Др > = 0,009 * 103 , кг/м3 .

Объемный коэффициент нефти тогда по формуле (1.20) составит:

II. Вязкость нефти

1. По номограмме на рис. 1.6 находим для р н =20,01 МПа

V рг =27.5 м33 .

По графику на рис. 1.8, а определяем вязкость дегазированной нефти µн = 20 мПас.

По графику на рис. 1.8, б находим вязкость нефти при давлении насыщения µн н ) = 10 мПас.

По рис. 1. 8, б находим поправку на вязкость нефти для пластовых условий Дµ н+г = 0,2 мПас.

Вязкость нефти в пластовых условиях

µ н .пл = 10 + 0,2 = 10,2 мПас

Экспрессная оценка содержания жидкой фазы в газе

Содержание в газе жидкой фазы экспрессно можно оценить по коэффициенту жирности [100(С 26 )/С1 )] применяя диаграмму, приведенную на рис. 1.10. Для качественной характеристики предлагается принять следующие градации коэффициента жирности: сухой газ 0,3-8; полужирный газ 8-20; жирный 20-30; высокожирный более 30.

Рис. 1.10. График экспрессного определения содержания жидкой фазы в газах газоконденсатных залежей (ГК) и газового бензина Бензин газовый — это смесь предельных углеводородов С 36 и выше. в попутных нефтяных газах (ПНГ) (Битнер А.К., 2010).

Содержание: 1-жидкой фазы в газах ГК систем, кг/м 3 ; 2-газового бензина в ПНГ, г/м3 ; 3-газового бензина в ПНГ (экспоненциальный), г/м3 ; 4-жидкой фазы в газах ГК систем (экспоненциальный), г/м3 .

;

  • БГ=220 г/;
  • КГФ=180 г/.

Выводы

1)тип месторождения — газоконденсатное без нефтяной оторочки, ПНГ?179,2г/м 3 ;

2) физические параметры пластового флюида для забойных условий:

  • доли метана, этана и УВ части газовой смеси (соответственно): 0,3444;
  • 0,207;
  • 0,199;
  • критические параметры УВ части газа: P кр =5,07 Мпа, Т кр =269,9 К;

приведенные параметры газа: УВ р пр = 5,73 ; Т пр = 1,17 ; азота р пр = 8.06 ; Т пр = 2,56 ; углекислого газа р пр = 3,86 ; Т пр = 1,05 ;

  • молекулярная масса газа: М г =23;
  • коэффициент сверхсжимаемости: Z см =1,25;
  • объёмный коэффициент газа: B r =0,00533;
  • относительна плотность газа: р г =0,793;
  • плотность газа: р г =186,5 кг/м3 ;
  • вязкость газа: µ r =0,043 мПас;
  • коэффициент объёмной упругости газа: в г =0,083;
  • объёмный коэффициент нефти: в н =0,93;
  • вязкость нефти: µ н =10,2 мПас