Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным фракционного состава газа

 

Исходные данные: ρ – плотность нефти на поверхности (Т/м³);

b – газовый фактор (объёмный коэффициент пластовой нефти) (м³ / Т);

Р – пластовое давление (МПа);

Т₀ – Температура пласта (°С).

 

Содержание газа по данным анализов (доли единицы):

П метана (C H₄) = П _{C H4};

П этана (C₂ H₆) = П _{C2 H6};

П пропана (C₃ H₈) = П _{C3 H8};

П бутана (C₄ H₁₀) = П _{C4 H10}.

 

При расчёте определяются:

 

1.1. Содержание отдельных компонентов нефти при указанном газовом факторе (м³ / Т)

 

Q_k = П_k + b,

 

где П_k – содержание отдельных газов.

 

Например:

Q_CH4 = П_CH4 * b,

Q_C2H6 = П_C2H6 * b,

и так далее.

Итого Q_CH4 + Q_C2H6 + … = Q,

 

 

1.2. Объёмное содержание компонентов нефти на 1 м³ нефти (м³/т).

 

V_k = Q_k + ρ,

где V_k – объём отдельных газов.

 

Например:

V_CH4 = Q_CH4 + ρ,

V_C2H6 = Q_C2H6 + ρ,

и так далее.

Итого V_CH4 + V_C2H6 + … = V,

Зная физические свойства углеводородных газов (табл. 4.5) при нормальных условиях (0,1 МПа и 15,5 °С) и при условии, что весь газ растворён в нефти, подсчитываем:

а) массы компонентов газа m_k = V_k * (M_k / 22,4);

б) объём компонентов газа в жидкой фазе

V_k^* = V_k * ((0,042 * M_k) / ρ_k),

где M_k – молекулярный вес отдельных компонентов;

ρ_k – плотность по воде (масса газа в жидкой фазе), кг/л.

 

Таблица 4.5. Физические свойства углеводородных газов

(все свойства приведены для давления 0,1 МПа и температуры 15,5° С).

№ п/п	Показатели	Метан   CH4	Этан   C2 H6	Пропан   C3 H8	Изобутан   C4 H10	Нормальный бутан C4 H10
	Относительная молекулярная масса, М	0,01604	0,03007	0,04410	0,5812	0,05812
	Величина, обратная молекулярной массе	0,0623	0,0333	0,0227	0,0172	0,0172
	Плотность газа в жидкой фазе по воде	0,3	0,378	0,509	0,564	0,564
	Плотность по воздуху	0,554	1,038	1,522	2,006	2,006
	Молярный объём, м^3/моль	1,4	0,74	0,508	0,385	0,385
	Молярная масса, кг/моль	0,714	1,35	1,97	2,85	2,85
	Удельный объём: газа в жидкой фазе, м/кг; жидкого газа в газовой фазе, м^3/л	0,442   2,26	0,29   3,36	0,272   3,66	0,23   4,36	0,236   4,2
	Критическая температура, °С	-82,5	+32,28	+96,78	+134	+152
	Критическое давление, мПа	4,58	4,82	4,2	3,64	3,75
	Удельная газовая постоянная, Дж/(кг * °С)	51,94	27,70	18,84	14,3	14,3

 

 

При этом надо иметь в виду, что величины

M_k / 22,4 – масса 1 м³ газа (кг),

(0,042 * M_k) / ρ_k – объём 1 м³ газа в жидкой фазе (л)

являются величинами постоянными для отдельных компонентов газа (см. табл. 4.5).

 

Расчётные данные сводятся в таблицу 4.6.

 

Продолжение таблицы 4.5.

№ п/п	Показатели	Изопентан   C5 H12	Нормальный пентан C5 H12	Гексан   C6 H14	Гептан   C7 H16	Азот   N2	Углекислый газ CO2
	Относительная молекулярная масса, М	0,07515	0,07515	0,08617	0,1002	0,02802	0,04401
	Величина, обратная молекулярной массе	0,0139	0,0139	0,0116	0,00998	–	–
	Плотность газа в жидкой фазе по воде	0,624	0,631	0,664	0,688	0,808	1,56
	Плотность по воздуху	2,49	2,49	2,974	3,459	0,967	1,514
	Молярный объём, м^3/моль	0,31	0,31	0,262	0,223	0,799	0,509
	Молярная масса, кг/моль	3,22	3,22	3,81	4,48	1,25	1,964
	Удельный объём: газа в жидкой фазе, м/кг; жидкого газа в газовой фазе, м^3/л	0,205   4,9	0,207   4,85	0,182   5,49	0,1625   6,15	–   –	–   1,19
	Критическая температура, °С	+187,78	+197,2	+234,78	+267	–	–31,1
	Критическое давление, мПа	3,29	3,30	2,994	2,70	3,349	7,29
	Удельная газовая постоянная, Дж/(кг * °С)	11,65	11,65	9,65	8,31	29,67	18,88

 

Таблица 4.6. Результаты расчётов массы и объёма отдельных компонентов газа в нефти.

Углеводороды	Масса отдельных компонентов газа на 1 м^3 нефти (кг)	Объём компонентов в жидкой фазе на 1 м^3 нефти (л)
Метан CH4     Этан C2 H6   и т.д.	m (CH4) = V (CH4) = = M (CH4) / 22,4   m (C2 H6) = V (C2 H6) = = M (C2 H6) / 22,4     и т.д.	V^”(CH4) = [V (CH4) * 0,0422 * * M (CH4)] / ρ(CH4)   V^”(C2H6)=[V (C2H6) * 0,0422* * M (C2H6)] / ρ(C2H6)   и т.д.
Нефть	mH = VH * ρ	V” = 1000 литров
Итого	M = m(CH4) + m(C2 H6) + … + mH	V” = V”(CH4) + V”(C2 H6) + … + VH

 

Однако, пластовая температура для этана и метана (см. табл. 4.5) выше критической, следовательно эти газы находятся в пластовой нефти не в жидком, а в растворённом состоянии, поэтому далее определяются:

1) масса компонентов от пропана и выше, кг

 

2) объём компонентов от пропана и выше, л

 

3) плотность смеси компонентов от пропана и выше, кг/л

 

4) процентное содержание этана в смеси углеводородов (этан + высшие), %

 

Рис. 4.5. Определение плотности смеси (этан + высшие) при различном содержании этана в смеси.

 

 

 

 

Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным о плотности газа

 

Приложение 1.

ПРИНЦИПЫ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

 

Как в Российской Федерации, так и за рубежом используются

 

 

Приложение 2.

 

Приложение 3.

Способы определения площадей сложных фигур.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Лабораторная работа № 1.

ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО МАТЕРИАЛАМ ДОКУМЕНТАЦИИ БУРОВЫХ СКВАЖИН.

 

Лабораторная работа № 2.

ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРЯМОЙ ИНТЕРПОЛЯЦИИ И МЕТОДОМ СХОЖДЕНИЯ.

 

Лабораторная работа № 3.

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА, ИЗОПАХИТ И ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН.

 

Лабораторная работа № 4.

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ.