Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам


Приведенные параметры углеводородной части газа определяем по (1.17)

рпр =3,0- 10в/[Ю5 (46,9 -2,06-1,1292)] =0,678;

Гпр =308/(97+ 172 1,129) = 1,06.

Коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа, определенный по компонентному составу и кривым Брауна и Катца [3], составляет гу = 0,76, рассчитанный по аппроксимационной формуле (1.21), так как 0 < рпр < 1,45 1,05 < Гпр < 1,17, со­ставляет

zy = 1 —0,23 0,678 — (1,88— 1,6-1,058)-0,678а = 0,758.

Коэффициент сверхсжимаемости азота [см. формулу (1.23)]

гд = 1 + 0,564-Ю10(308 — s 1,0.

Коэффициент сверхожимаемости нефтяного гааа [см. формулу (1.19)]

г = 0,758 (1 — 0,069) + 0,069 = 0,775.


11



Плотность газа при р — 3,0 МПа и Т — 308 К, учитывая, что его плотность при нормальных условиях рго = 1,447 кг/м3, составляет [см. формулу (1.24)]

рг= 1,447-3,0-273/(0,775-308-0,1) = 49,6 кг/м3.

Объем газа, добываемого с 1 м3 нефти при р = 3 МПа и Т = = 308 К, составит [см. формулу (1.25)]

V = 60 0,775-0,1-308/(3,0■ 273) = 1,75 м3/м3.

РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

Нефть — сложное как по составу, так и по физическим свойст­вам вещество. При решении технологических задач, связанных с разработкой месторождений, эксплуатацией скважин, сбором и подготовкой к транспорту их продукции, необходимо знание та­ких основных физических характеристик нефти, как молекуляр­ная масса, давление насыщения, растворимость газов в нефти, плот­ность, вязкость, объемный коэффициент, поверхностное натяжение на границах с различными средами. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегази­рованных нефтей * в силу влияния давления, температуры и раст­воримости газа. В целом нефть можно рассматривать как смесь жидких углеводородных и неуглеводородных составляющих, фи­зические свойства которой можно определить на основе расчета фазовых равновесий [25] с использованием констант фазового рав­новесия. Однако этот метод довольно трудоемок и в ряде случаев дает значительные отклонения расчетных параметров от экспери­ментальных. В настоящее время накоплен большой статистический материал по результатам экспериментального исследования пла­стовых нефтей многих месторождений как в СССР, так и за рубежом. Обработка этого материала позволила получить многим исследовате­лям обобщающие графические и аналитические зависимости для определения физических свойств нефтей в условиях их движения как в пласте, так и в скважинах.


В процессах, связанных с добычей нефти, важное значение имеет определение количества газа и жидкости при различных термодинамических условиях. Количество газа, растворенного в нефти или выделившегося из нее при определенных термодинами­ческих условиях, зависит от способа разгазирования: одно- или многократного [5]. Ориентировочно можно считать [25], что уста­новившееся движение газонефтяной смеси в скважине — процесс однократный.

Обычно при экспериментальном исследовании пластовых неф­тей давление насыщения определяется при пластовой температуре, а разгазирование осуществляют при t — 20 °С.


* Дегазированная нефть — нефть, остающаяся после сепарации пласто­вой нефти в процессе ее однократного разгазирования до давления 0,1 МПа при t = 20 °С.


12








При решении технологических задач часто справочная инфор­мация о свойствах нефти того или иного месторождения бывает ограничена. В инженерной практике для определения недостаю­щих параметров нефти можно использовать корреляционный ме­тод расчета однократного разгазирования нефти при 293 Т < ^ Тпл, разработанный в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина И. И. Ду­нюшкиным и И. Т. Мищенко [51.


Расчет физических свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при р < рнас иТ< Тпп

Данный метод расчета необходим для характеристики движе­ния газожидкостных смесей в пласте и особенно в скважинах, в ко­торых разгазирование нефти рассматривается как однократный процесс при переменных термодинамических условиях, зависящих от режима работы скважины, ее конструкции, геотермического градиента.

Исходные данные для расчета
[26]

р„д — плотность дегазированной нефти (р0 = 0,1 МПа, Гст = 293 К), кг/м3;

рНд — динамическая вязкость дегазированной нефти при тех же условиях, МПа-с;

Г — газонасыщенность (газосодержание) пластовой нефти, т. е. отношение объема газа, растворенного в нефти, к массе сепарированной нефти, м3/т (объем газа при-

_ веден к нормальным условиям);

рго — относительная по воздуху плотность газа;

Гпл — пластовая температура, К;

рпл — пластовое давление, МПа;

Рнас — давление насыщения пластовой нефти при пластовой температуре, МПа;

Уа. Ус 1 — молярные доли азота и метана в попутном газе одно­кратного разгазирования нефти до р0 = 0,1 МПа при Тсх = 293 К.

Последовательность расчета

  1. Определяем термодинамические условия разгазирования: р и 7*.

  2. Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения при 7 < 7ПЛ:


РнасТ — Р нас


Т


пл


- г


9,157 + 701,&1[Г (ус1 — 0,8i/a)]


(1.26)


* Методы определения термодинамического состояния потока даются в разделе 5.


13


  1. Находим приведенный к нормальным условиям удельный объем выделившегося газа *:


Угв (Р,Т) = Г Я (р) m (Т) [Д (Т) (1 + Я (р)) - 1],


где


Д(р) =


1 + lg Р
1 + lg РнасГ


-1;


(1.27)


m(T) = 1 + 0,029 (Т - 293) (p„Apro10-3 - 0,7966);

Д (Т) = 10-Зрпдрго [4,5 — 0,00305 (Т - 293)] - 4,785.

  1. Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удель-
    ный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования:

Ргр(Р, T) = rm(T)-Vn(p,T). (1.28)

  1. Определяем относительную плотность выделившегося газа:

Ргв(Р, Т) = а [рго- 0,0036(1 + Я (р)) (105,7 + иЯ (р))], (1.29)

где а = 1 + 0,0054 (Т — 293); и = 10-3р„дГ — 186.

  1. Находим относительную плотность растворенного газа, остаю-
    щегося в нефти при данных условиях ее разгазирования;

Prp (р, Т) = Г [am (Т) рго — ргв (Р> Т) Ргв (Р. 7’)//']/РГр (р, Т). (1.30)
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru