Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным фракционного состава газа 


Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

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)

 

Qk = Пk + b,

 

где Пk – содержание отдельных газов.

 

Например:

QCH4 = ПCH4 * b,

QC2H6 = ПC2H6 * b,

и так далее.

Итого QCH4 + QC2H6 + … = Q,

 

 

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

 

Vk = Qk + ρ,

где Vk – объём отдельных газов.

 

Например:

VCH4 = QCH4 + ρ,

VC2H6 = QC2H6 + ρ,

и так далее.

Итого VCH4 + VC2H6 + … = 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 mk = Vk * (Mk / 22,4);

б) объём компонентов газа в жидкой фазе

Vk* = Vk * ((0,042 * Mk) / ρk),

где Mk – молекулярный вес отдельных компонентов;

ρk – 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, м3/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, м3   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

Mk / 22,4 – масса 1 м3 газа (кг),

(0,042 * Mk) / ρk – 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, м3/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, м3     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 м3 нефти (кг) Объём компонентов в жидкой фазе на 1 м3 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.

 

 



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2016-04-26; просмотров: 639; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.232.88.17 (0.024 с.)