vesnat.ru страница 1страница 2страница 3
скачать файл







НК «ЮКОС»

FDP ЦЕНТР

УТВЕРЖДАЮ
________________ Дон Уолкотт

М.М. Хасанов

В.А. Байков

В.Ю. Афанасьев

Р.К. Мухамедшин

Г.Т. Булгакова

А.В. Гладков
Стандарт компании №___

Физические свойства нефти



Методы расчета

ЮганскНИПИнефть

кос

Уфимский филиал

УФИМСКИЙ ФИЛИАЛ ООО «ЮГАНСКНИПИНЕФТЬ»

Уфа-Москва 2002



Содержание


Введение 3

Система единицы измерения и пересчетные формулы 4

Часть I. Теоретические исследования методов расчета физических свойств нефти и газа 6

1Давление насыщения 6

1.1.Standing 6

1.2.Lasater 7

1.3.Vasquez & Beggs 8

1.4.Дополнительные корреляции 9

Заключение о точности расчетов давления насыщения с использованием корреляций 10

1.5.Программа FlProp 11

2Газосодержание нефти 13

2.1.Standing 13

2.2.Lasater 14

2.3.Vasquez & Beggs 14

3Объемный фактор 16

3.1.Standing 16

3.2.Vasquez & Beggs 17

3.3.Шилов 17

3.4.Гиматудинов 17

4Сжимаемость 18

4.1.Сжимаемость нефти 18

5Плотность 19

5.1.Плотность нефти 19

6Пересчетный фактор нефти 20

7Вязкость 20

7.1.Шилов 20

7.2.Standing 21

7.3.Beggs & Robinson 22

7.4.Beal 23

7.5.Vasquez & Beggs 24

7.6.Определение вязкости нефти по методике Гиматудинова 24

7.7.Расчет вязкости через компонентный состав газонасыщенной нефти 27

8Свойства газа 30

8.1.Сжимаемость газа 30

8.2.Псевдокритические свойства 30

8.3.Объемный коэффициент газа 31

8.4.Плотность газа 31

8.5.Вязкость газа 31

Часть II. Процедура поддержки принятия решений по выбору и уточнению физических свойств нефти и газа 32

1.Выбор и уточнение на уровне точек 32

Анализ применимости корреляций 34

Анализ экспериментальных данных 41

Список условных обозначений 42

Список источников 43




Введение

Данные о физических свойствах нефти и газа необходимы для расчетов при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Значения этих свойства должны быть определены при пластовой температуре и различных давлениях для изучения производительности пласта, а также в условиях изменения, как давления, так и температуры при гидравлических расчетах в скважинах.


Если имеются в распоряжении пробы пластовой нефти, интересующие физические свойства могут быть определены в результате PVT (давление-объем-температура) анализа. Тем не менее, подобный анализ проводится только при пластовой температуре и зависимость свойств от температуры, необходимая для эксплуатационных расчетов, не может быть выявлена. Также, во многих случаях PVT – анализ не проводится на ранних стадиях эксплуатации пласта или не проводится вообще по экономическим соображениям. Для преодоления этих недостатков был разработан ряд эмпирических корреляционных зависимостей для расчета физических свойств нефти и газа на основании ограниченного набора данных.

Настоящая работа состоит из двух частей и охватывает исследования, относящиеся к:



  • исследованию существующих корреляционных зависимостей;

  • разработке процедуры принятия решений по выбору и уточнению физических свойств нефти и газа.

Структура работы представлена на рисунке 1. Результатом исследований должна являться элитная база данных по физическим данным нефти и газа.

Рисунок 1 – Структурная схема исследований физических свойств нефти и газа


В первой части, посвященной теоретическим исследованиям методов расчета физических свойств нефти и газа, рассматриваются корреляции, полученные отечественными и зарубежными исследователями, для расчета:

  • давления насыщения нефти газом;

  • газосодержания;

  • объемного фактора нефти;

  • плотности нефти;

  • пересчетного фактора;

  • вязкости;

  • поверхностного натяжения.

Взаимосвязь физических свойств нефти и последовательность расчетов представлена на рисунке ниже (см. Рисунок 2).

Рисунок 2 - Взаимосвязь физических свойств нефти и последовательность расчетов




Система единицы измерения и пересчетные формулы

В качестве базовой системы измерения, в данной работе, принята система СИ. Обозначения и единицы измерения рассматриваемых физических свойств нефти приведены в таблице.



Таблица 1 – Базовые физические свойства нефти и газа в системе СИ

Свойство

Обозначение

Единицы измерения

объемный фактор нефти



м33

пересчетный фактор нефти



м3/т

газосодержание



м33

плотность нефти



кг/м3

давление

р

МПа

молекулярная масса нефти



г/моль

вязкость нефти



мПас

температура



°К

сжимаемость



МПа-1

Для удобства ниже приведен ряд формул, определяющих взаимосвязь между часто используемыми величинами, представленными в различных системах измерения и обозначениях.


Относительная плотность нефти по воде (вода=1)

,

где - плотность нефти в поверхностных условиях (кг/м3);



- плотность воды в поверхностных условиях (1000 кг/м3).
Относительная плотность газа по воздуху (воздух=1)

,

где - молекулярная масса газа;



- молекулярная масса воздуха = 28.97
Стандартные условия (в тексте обозначаются индексом sc)
температура =293 ºК,

давление =101 кПа


Часть I. Теоретические исследования методов расчета физических свойств нефти и газа




  1. Давление насыщения

Расчеты производительности пласта базируются на данных о давлении насыщения. Величина давления насыщения определяется из PVT – анализа пластовых проб или рассчитывается на базе известного компонентного состава. Однако такие данные часто не доступны. Поэтому были разработаны 1эмпирические корреляции для оценки давления насыщения на основании ограниченной информации. Эти корреляции могут быть использованы для оценки давления насыщения газонасыщенной нефти как функции от температуры, относительной плотности нефти и газа, начального газосодержания.


Далее представлены три метода определения давления насыщения, полученные на основании измеренных значений давления насыщения при PVT - анализе пластовых проб [1, 4]:

  • Standing;

  • Lasater;

  • Vasquez and Beggs.



    1. Standing


,

(1)

где












давление насыщения

МПа






газосодержание при давлении насыщения

м33






относительная плотность газа









мольная доля газа









относительная плотность нефти по воде









температура

°К




Корреляции Standing базируются на 105 экспериментально определенных давлениях насыщения нефтяных систем Калифорнии. Диапазоны значений основных свойств, использованных для разработки данной корреляции, приведены в таблице ниже.

давление насыщения, , MПа

0.896…48.263

температура, °К

310…400

газосодержание при давлении насыщения, , м33

3.6…254

относительная плотность нефти по воде,

0.725…0.956

относительная плотность газа,

0.59…0.95

Если известно давление насыщения при пластовой температуре, давление насыщения при температуре вычисляется с помощью модифицированного уравнения:



,

(2)




где









давление насыщения при (пластовой) температуре

МПа



температура (пластовая)

K

График модифицированной функции представлен на рисунке ниже.

Рисунок 3 – Модификация функции давления насыщения Standing


    1. Lasater

Процедура расчета давления насыщения по корреляции Lasater состоит из следующих этапов.

1. Определение молекулярной массы нефти

Для ,



.

(3)

Для ,

.

(4)

2. Расчет мольной доли газа

.

(5)

3. Расчет фактора давления насыщения

Для ,



.

(6)

Для ,



.

(7)

4. Расчет давления насыщения

.

(8)

Корреляция базируется на 158 экспериментально полученных значениях. Диапазоны значений основных свойств, использованных для разработки данной корреляции, приведены в таблице ниже.

давление насыщения, , MПа

0.330…39.851

температура, °К

300…400

газосодержание при давлении насыщения, , м33

0.53…517

относительная плотность нефти по воде,

0.775…0.947

относительная плотность газа,

0.574…1.223



    1. Vasquez & Beggs


,

(9)

где константы рассчитываются исходя из значений относительной плотности нефти:













3.20410-4




7.80310-4



0.8425




0.9143



1881.24




2022.19



1748.29




1879.28

В результате исследований выявлено, что давление насыщения сильно связано с относительной плотностью газа. Однако точность измерения этого параметра, к сожалению, вызывает сомнения. Плотность газа зависит от давления и температуры на сепараторе, которые в свою очередь часто не известны. Если условия сепарации известны, то относительная плотность газа может быть скорректирована с использованием следующего уравнения:

.

(10)

Корреляция построена на основании примерно 6000 экспериментальных замеров. Диапазоны значений основных свойств, приведены в таблице ниже.

давление насыщения, , МПа

0.344…36.2

температура, °К

294…420

газосодержание при давлении насыщения, , м33

3.56…369

относительная плотность нефти по воде,

0.746…0.959

относительная плотность газа,

0.56…1.18

Если известно давление насыщения при пластовой температуре, давление насыщения при температуре , то формула Vasquez & Beggs может быть упрощена, аналогично (2) (см. также Рисунок 3):

.

(11)



Рисунок 4 - Модификация корреляции Vasquez&Beggs для давления насыщения

    1. Дополнительные корреляции

GlasO


,

(12)



где

















давление насыщения

МПа



газосодержание

м33



относительная плотность газа






температура

°К



относительная плотность нефти




Для летучих нефтей используется .

Marhoun


,

(13)




где









давление насыщения

МПа



газосодержание

м33



относительная плотность газа






относительная плотность нефти






температура

°K




a=1.27·10-4







b=0.715082







c=-1.87784







d=3.1437







e=1.32657






Petrosky & Farshad


,

(14)




где

















давление насыщения

МПа



газосодержание

м33



относительная плотность газа






относительная плотность нефти






температура

°K



Заключение о точности расчетов давления насыщения с использованием корреляций

Проведен анализ соответствия моделей представленных корреляций нефти месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». При этом нефть характеризовались лабораторными замерами плотности, газосодержания, молекулярного веса газа и, собственно, давления насыщения. Степень несоответствия выражается в величине ошибки расчетного значения от измеренного. Результаты сравнения по всем месторождениям представлены в таблице 2.



Таблица 2 – Результаты сравнения расчетных и измеренных величин давлении я насыщения

Ошибка корреляции

Standing

Lasater

Vasquez& Beggs

GlasO

Marhoun


Petrosky& Farshad

Средняя

12,3%

12,8%

14,8%

15,2%

16,0%

16,2%

max

84,8%

73,5%

100,8%

104,9%

76,6%

90,1%

min

0,4%

0,5%

0,1%

0,1%

0,2%

0,2%

Из таблицы следует, что модели корреляции Lasater и Standing наиболее точно вписываются в имеющиеся экспериментальные данные. Причем Lasater дает наименьшую среднюю ошибку расчета.
Кроме того, для первых трех корреляций проводился анализ ошибок корреляции, т.е. точности аппроксимации исходных экспериментальных замеров конечными уравнениями, приведено в таблице ниже.
Таблица 3 – Точность корреляции




Standing

Lasater

Vasquez & Beggs

Количество замеров

105

158

6008

Доля замеров в 10% области точности, %

87

87

85

Доля замеров с ошибкой корреляции более чем на 690 кПа,%

27







Средняя ошибка, %

4.8

3.8

-0.7

Из таблицы видно, что наиболее точной является корреляция Vasquez & Beggs, затем корреляции Lasater и Standing.

    1. Программа FlProp

В качестве дополнительного инструмента для расчета физических свойств нефти может быть использована программа FlProp1 (Fluid Properties). Программа FlProp также предназначена для расчета:



  • давления насыщения

  • объемного фактора;

  • газосодержания;

  • сжимаемости;

  • плотности;

  • вязкости,

для нефти, газа и воды при различных давлениях по корреляциям, описанным в [6, 7, 8, 9].

В качестве входных данных для проведения расчетов с помощью программы FlProp используются:



  • газосодержание при давлении насыщения;

  • плотность нефти в стандартных условиях;

  • относительная плотность газа;

  • пластовые давление и температура.

Системы единиц измерения входных и выходных данных могут быть выбраны или сформированы пользователем.

Элементы пользовательского интерфейса программы FlProp представлены на рисунке ниже.





а)

б)



в)

а) – окно ввода исходных параметров пласта; б) – окно ввода исходных параметров нефти и газа; в) – главное окно программы, содержащее таблицу с расчетными значениями физико-химических свойств нефти и газа, а также примеры графиков вязкости, газосодержания и объемного фактора нефти



Рисунок 5 – Основные окна пользовательского интерфейса программы FlProp

Пример представления результатов расчета (Приобское месторождение АС10).

Pressure Oil Solution Oil Oil Oil Oil

Formation Gas/Oil Viscosity Compressibility Density Pressure

Volume Ratio Gradient

Factor


MPa m^3/m^3 m^3/m^3 cp 1/kPa 1/kPa kg/m^3 kPa/m

---------- ---------- ---------- ---------- ---------- ---------- ---------- ----------

24 1.186 60.52 1.506 1.128E-006 801.9 7.864

10 1.22 60.52 1.131 2.708E-006 779.5 7.644



9 1.224 60.52 1.115 3.009E-006 777.3 7.622

Pb= 8.915 1.224 60.52 1.114 3.037E-006 4.244E-005 777.1 7.62

8 1.216 57.4 1.15 4.966E-005 779.1 7.64

2 1.147 31.26 1.613 0.0003707 797.2 7.818



  1. Газосодержание нефти

Расчеты, применяемые при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений требуют оценки количества растворенного газа, остающегося в нефтегазовой смеси при давлениях ниже давления насыщения. В данном разделе представлены три корреляционные зависимости, где величина газосодержания является функцией от давления, температуры, и зависит от плотности нефти и относительной плотности газа [1, 4].



    1. Standing


,

(15)




где









газосодержание

м33

p

давление

MПа



относительная плотность газа по воздуху






мольная доля газа






температура

°К

Рисунок 6 демонстрирует графики зависимости газосодержания от давления, при давлениях не выше давления насыщения для разных температур.

Рисунок 6 – Кривые разгазирования, полученные по корреляции Standing для разных температур



Если известно газосодержание при давлении насыщения, то газосодержание при давлениях ниже давления насыщения может быть получено из пропорции:

,

(16)



где









газосодержание при давлении насыщения

м33

p

давление

MПа



давление насыщения при температуре Т

MПа
    1. Lasater




(17)




где









газосодержание

м33



относительная плотность нефти по воде






молекулярная масса газонасыщенной нефти, рассчитанная по формулам (3-4) в зависимости от величины фактора давления

кг/кгмоль



мольная доля газа




Мольная доля газа рассчитывается из уравнений

Для ,



.

(18)

Для ,

.

(19)



    1. Vasquez & Beggs


,

(20)




где









газосодержание

м33

p

давление

MПа



относительная плотность газа по воздуху






относительная плотность нефти по воде






температура

°К

Константы рассчитываются исходя из значений относительной плотности нефти:













3.20410-4




7.80310-4



1.1870




1.0937



1881.24




2022.19



1748.29




1879.28

Если известно газосодержание при давлении насыщения и температуре Т (), то газосодержание при давлениях ниже давления насыщения может быть получено, аналогично (16) из пропорции:

,

(16)




где









газосодержание при давлении насыщения

м33

p

давление

MПа



давление насыщения при температуре Т

MПа




Рисунок 7 – Модифицированная функция газосодержания Vasquez&Beggs

  1. Объемный фактор

Величина объемного фактора требуется в расчетах при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений для сопоставления объемов товарной нефти к объемам пластовой нефти при разных давлениях и постоянной пластовой температуре.


    1. Standing

Раздел содержит расчеты объемного фактора нефти на основе эмпирических корреляций [1, 4, 5] для давлений в диапазоне от атмосферного до пластового. В качестве исходных данных для расчета объемного фактора нефти с помощью корреляций Standing используются:



  • плотность нефти в стандартных условиях;

  • газосодержание при давлении насыщения;

  • молекулярная масса газа;

  • давление насыщения;

  • пластовые давление и температура.


Объемный фактор газонасыщенной нефти при давлении не выше давления насыщения рассчитывается по формуле

,

(17)




где

















объемный фактор

м33



газосодержание

м33



относительная плотность газа по воздуху






относительная плотность нефти по воде






температура

°K

Значение объемного фактора при давлении насыщения рассчитывается по формуле (17) при равном газосодержанию при давлении насыщения .
Объемный фактор недонасыщенной нефти, т.е. нефти при давлении выше давления насыщения

,

(18)




где









объемный фактор при давлении выше давления насыщения

м33



объемный фактор при давлении насыщения, (см.(17))

м33

p

давление,

кПа



давление насыщения

кПа



сжимаемость нефти

МПа-1
    1. Vasquez & Beggs


,

(19)

.

(20)

Константы рассчитываются исходя из значений относительной плотности нефти:













2.62210-3




2.62610-3



1.10010-5




1.75110-5



1.33710-9




-1.81110-8



    1. Шилов

Корреляционное соотношение для объемного фактора получено в результате анализа накопленного экспериментального материала по месторождениям Западной Сибири.



,

(21)




где









объемный фактор

м33



газосодержание

м3

p

давление

МПа



температура

ºК



плотность разгазированной нефти в стандартных условиях

кг/м3



плотность газа в стандартных условиях

кг/м3


    1. Гиматудинов


,

(22)




где









объемный фактор

м33



газосодержание

м3/ м3

p

давление

МПа



температура

ºК



сжимаемость нефти, принимается равным 6.510-4 1/МПа

МПа-1



безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти в результате растворения в ней газа к газосодержанию нефти, определяемый по формуле (23)






коэффициент, рассчитываемый по формуле (24)









(23)



(24)



  1. Сжимаемость




    1. Сжимаемость нефти

      1. Vasquez & Beggs

Сжимаемость газонасыщенной нефти:



,

(25)




где









сжимаемость нефти

1/MПа



газосодержание при давлении насыщения

м33



температура

°К



относительная плотность газа






относительная плотность нефти




p

давление

MПа



  1. Плотность




    1. Плотность нефти

      1. Standing

Плотность нефти с газом в диапазоне от атмосферного до давления насыщения при заданной температуре оценивается по формуле:



,

(26)




где









плотность нефти

кг/м3



объемный фактор

м33



газосодержание

м33



относительная плотность газа по воздуху






относительная плотность нефти по воде



Если давление и температура таковы, что весь имеющийся газ растворен, т.е. давление выше давления насыщения при заданной температуре, то повышение давления будет только сжимать жидкость, повышая ее плотность. В этом случае, если () плотность нефти следует вычислять исходя из:



,

(27)




где









плотность при давлении выше давления насыщения

кг/м3



плотность при давлении насыщения, (вычисляется из (26) при и )

кг/м3

p

давление,

MПа



давление насыщения

MПа



сжимаемость нефти

MПа-1



      1. Шилов


Плотность нефти в пластовых условиях:

,

(28)




где









плотность нефти в пластовых условиях

кг/м3



объемный фактор

м33



газосодержание

м3

p

давление

МПа



температура

ºК



плотность разгазированной нефти в стандартных условиях

кг/м3



плотность газа в стандартных условиях

кг/м3



  1. Пересчетный фактор нефти

Пересчетный коэффициент показывает отношение массы товарной нефти к объему пластовой нефти



,

(29)




где









пересчетный коэффициент






объемный фактор

м33



относительная плотность нефти по воде






  1. Вязкость

Значение вязкости при различных давлениях и температурах требуется для расчетов при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. В этом разделе рассматриваются семь методов расчета вязкости нефти.



    1. Шилов

Вязкость нефти в стандартных условиях можно оценить по ее относительной плотности [3]:



,

(30)




где









вязкость нефти в стандартных условиях

мПа·с



относительная плотность нефти




Согласно [3] средняя погрешность расчета вязкости нефти составляет 15% в диапазоне изменения ее в пределах 1.7-188 мПа·с.

    1. Standing

Раздел содержит описания расчетов вязкости нефти на основе эмпирических корреляций [1, 4, 5] для давлений в диапазоне от атмосферного до пластового. В качестве исходных данных для расчета вязкости нефти с помощью корреляций Standing используются:



  • плотность нефти в стандартных условиях;

  • газосодержание при давлении насыщения;

  • молекулярная масса газа;

  • давление насыщения (может быть заменено расчетным значением);

Алгоритм расчета, взаимосвязь используемых данных представлен на рисунке ниже (см. Рисунок 8).

Рисунок 8 – Алгоритм расчета вязкости с использованием корреляций Standing



Вязкость разгазированной нефти определяется из следующей корреляции:

,

(31)




где

















вязкость разгазированной нефти

мПа·с



относительная плотность нефти






температура

°K


Вязкость нефти при давлении насыщения и ниже находится по формуле

,

(32)




где










;

(33)




;

(34)



вязкость нефти, при

мПа·с



вязкость разгазированной нефти, находится из (31)

мПа·с



газосодержание

м33

Вязкость нефти при давлении насыщения вычисляется по (32) при =
Вязкость нефти выше давления насыщения

,

(35)




где









вязкость нефти при давлении большем, чем давление насыщения

мПа·с



вязкость нефти при давлении насыщения, см. (32)

мПа·с



давление,

МПа



давление насыщения

МПа



    1. Beggs & Robinson



Вязкость разгазированной нефти определяется из следующей корреляции:

,

(36)




где












(37)



вязкость разгазированной нефти

мПа·с



относительная плотность нефти






температура

°К

Для корректировки вязкости нефти на содержание газа разработано уравнение:





(38)




где









вязкость газонасыщенной нефти при интересующей температуре и давлении насыщения

мПа·с



вязкость разгазированной нефти

мПа·с

A=






B=








газосодержание

м33

Корреляции для расчета вязкости разгазированной и газонасыщенной нефти, разработанные Beggs & Robinson, основаны на 2000 замерах 600 различных нефтей. Диапазоны значений основных свойств, использованных для разработки данной корреляции, приведены в таблице ниже.



давление, р, MПа

0.896…48.3

температура, °К

310…400

газосодержание, , м33

3.6…254

относительная плотность нефти по воде,

0.725…0.956

Средняя ошибка корреляции составляет -1.83%, девиация – 27%.

    1. Beal

Вязкость газонасыщенных нефтей значительно реагирует на изменение давления. Влияние превышения давления над давлением насыщения, можно определить по формулам, полученным из графических зависимостей Beal.



,

(39)




где









вязкость нефти при давлении большем, чем давление насыщения ()

мПа·с



вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения и пластовой температуре

мПа·с

р

давление в пласте

МПа



давление насыщения

МПа



коэффициент, аппроксимированный следующими уравнениями:








    1. Vasquez & Beggs

Вязкость нефти выше давления насыщения при известной вязкости при давлении насыщения находится из уравнения:



,

(40)




где









вязкость нефти при давлении большем, чем давление насыщения ()

мПа·с



вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения и пластовой температуре

мПа·с

р

давление в пласте

МПа



давление насыщения

МПа









=

956.44




=

1.187




=

-11.513




=

-0.01302





    1. Определение вязкости нефти по методике Гиматудинова

При определении вязкости пластовой нефти методом, представленным в сборнике по редакцией Гиматудинова Ш.К. [3] исходными данными являются:



  • вязкость разгазированной нефти в стандартных условиях;

  • газосодержание;

  • давление насыщения.

Экспериментальные величины давления насыщения и вязкости разгазированной нефти в стандартных условиях могут быть заменены расчетными значениями, используя корреляции п. 1 и 7.1 соответственно.

Расчеты ведутся в следующей последовательности:



  • рассчитывается вязкость разгазированной нефти при пластовой температуре на основании значения вязкости нефти в стандартных условиях;

  • определяется вязкость газонасыщенной нефти по корреляции Beggs&Robinson (см. п. 7.3);

  • определяется вязкость нефти в пластовых условиях по корреляции Beal (см. п. 7.4).

Схематически последовательность расчета вязкости пластовой нефти по методике Гиматудинова представлена на рисунке ниже.

Рисунок 9

Допустимые диапазоны изменения параметров для методики Гиматудинова представлены в таблице ниже. Согласно [3] средняя погрешность расчетов составляет ±8.4%.

вязкость дегазированной нефти, мПа·с

2.3-400

газосодержание пластовой нефти, м3

2.3-238

плотность разгазированной нефти, кг/м3

798.3-931.7

давление насыщения, МПа

1.28-21.8

пластовое давление, МПа

5.0-35.6

пластовая температура, °K

292-363

вязкость пластовой нефти, мПа·с

0.33-145


1. Корректировка вязкости в зависимости от температуры при фиксированном давлении

В случае если известно значение вязкости при определенной температуре, то пересчет вязкости для искомой температуры проводится по зависимости:



,

(41)




где









вязкость нефти при температуре Т

мПа·с



известное значение вязкости нефти при температуре Т0

мПа·с

Т

температура, при которой нужно определить вязкость нефти

°K

а, с

постоянные коэффициенты, значения которых зависят от вязкости нефти и принимаются в соответствии с условиями (42):






с=10 1/мПа·с; a=2.52·10-3 1/ºK при ≥1000мПа·с;

с=100 1/мПа·с; a=1.44·10-3 1/ºK при 10≤≤1000мПа·с;

с=1000 1/мПа·с; a=0.76·10-3 1/ºK при ≤10мПа·с.

(42)

Уравнение (41) для удобства решено относительно :

.

Стандартный расчет по (41) заключается в пересчете известного значения вязкости разгазированной нефти в стандартных условиях (Т0 =293°K) в значение вязкости при пластовой температуре (Т) и атмосферном давлении.

Источником данных по при этом являются:


  • экспериментальные данные по вязкости разгазированной нефти в стандартных условиях;

  • расчетные данные по вязкости, исходя из относительной плотности (см. пп. 7.1, 7.2, 7.3).

Вязкость определяют по формуле (41) с коэффициентами, соответствующими вязкости . Если вновь полученное значение при температуре Т не вышло из диапазона изменения вязкости, соответствующей выбранным коэффициентам а и с, то расчет на этом заканчивается.

Если рассчитанная вязкость не удовлетворяет условиям, которым удовлетворяет вязкость , то расчеты продолжаются в соответствии с методикой, изложенной ниже: по формулам (43-45) определяют температуру, при которой вязкость нефти становится равной граничному значению вязкости условий (42).



+273,

(43)

+273,

(44)

,

(45)




где









температура, при которой вязкость нети становится равной 1000 мПа·с

°K



температура, при которой вязкость нети становится равной 10 мПа·с

°K

Если вязкость нефти до изменения температуры была более 1000 мПа·с, а стала меньше (но превышает 10 мПа·с), то при температуре Т

.

(46)

Если вязкость нефти до корректировки по температуре была более 1000 мПа·с, а стала менее 10 мПа·с, то при температуре Т

.

(47)

Если вязкость нефти до корректировки по температуре была менее 1000 мПа·с, но более 10 мПа·с, а стала меньше 10 мПа·с, то при температуре Т

.

(48)

Далее расчеты вязкости по методике Гиматудинова ведутся в следующей последовательности:

2. Расчет газосодержания нефти ниже давления насыщения, используя корреляции п. 2

3. Расчет вязкости газонасыщенной нефти по корреляции Beggs&Robinson (см. п. 7.3, формула (38)).

При этом в



4. Пересчет вязкости в пластовые условия с использованием корреляции Beal (см. п. 7.4).

    1. Расчет вязкости через компонентный состав газонасыщенной нефти

В качестве исходных данных для расчета вязкости нефти на основании компонентного состава используются:



  • мольные проценты содержания компонентов в пластовой и разгазированной нефти;

  • стандартные вязкости двуокиси углерода, азота и компонентов с содержанием углерода С15;

  • расчетная вязкость условного компонента с содержанием углерода С6 и выше2;

  • экспериментальная вязкость разгазированной нефти;

  • пластовые давление и температура.

Алгоритм расчета, взаимосвязь используемых данных представлена на рисунке ниже (см. Рисунок 10).

Рисунок 10



Вязкость нефти в стандартных условиях рассчитывается по модифицированному уравнению Кендала и Монроэ, записанному относительно всех компонентов, составляющих смесь [2]:

,

(49)



где









кажущаяся вязкость пластовой газонасыщенной нефти в стандартных условиях

мПа·с



мольная доля i-го компонента пластовой газонасыщенной нефти. Причем: - мольная доля двуокиси углерода, - азота, - метана, …, - н-пентана

доли ед.



вязкость i-го компонента газонасыщенной нефти в стандартных условиях. Вязкости компонентов приведены в таблице 4.

мПа·с



мольная доля условного компонента с содержанием углерода С6+ в пластовой газонасыщенной нефти

доли ед.



вязкость условного компонента в стандартных условиях

мПа·с

Таблица 4 - Стандартная вязкость, мПа·с

СО2

Азот

Метан

Этан

Пропан

i-бутан

н-бутан

i-пентан

н-пентан

0.28

0.3

0.044

0.085

0.12

0.179

0.171

0.224

0.234

Вязкость условного компонента оценивается на основании значения вязкостей разгазированной нефти, двуокиси углерода, азота и компонентов с содержанием углерода С15 и их мольного содержания в разгазированной нефти по выражению:



,

(50)



где









вязкость условного компонента С6+

мПа·с



вязкость разгазированной нефти

мПа·с



мольная доля i-го компонента разгазированной нефти. Перечень компонентов аналогичен (49)

доли ед.



мольная доля условного компонента С6+ в разгазированной нефти

доли ед.



вязкость i-го компонента смеси в стандартных условиях (см. Таблица 4)

мПа·с

Если нет экспериментальных данных, вязкость разгазированной нефти в стандартных условиях можно рассчитать, исходя из относительной плотности (см. п. 7.1).

Изменение вязкости в зависимости от давления и температуры учитывается с помощью термического и барического коэффициентов:



, 1/ºK

(51)

, 1/МПа

(52)



где









молекулярная масса газонасыщенной нефти

кг/кгмоль

Для расчета вязкости в как функции от давления и температуры используется следующее выражение:

,

(53)




где









вязкость в пластовых условиях

мПа·с



заданная температура

ºK



заданное давление

МПа



  1. Свойства газа

    1. Сжимаемость газа

Уравнение Brill and Beggs, Standing [10]:



,

(54)




где
































































p

давление

МПа



температура

ºК



псевдокритическое давление

МПа



псевдокритическая температура

ºК



    1. Псевдокритические свойства

Каждый компонент газовой смеси имеет свою критическую температуру () и критическое давление (). Когда индивидуальные свойства умножаются на мольную долю соответствующего компонента получаются псевдокритические температура () и псевдокритическое давление ().



Значения и рассчитываются через относительную плотность газа (Brown):





(55)



    1. Объемный коэффициент газа


,

(56)




где









давление в пласте

МПа



температура в пласте

ºК



z-фактор при пластовых условиях






z-фактор в стандартных условиях. Часто принимается равным 1.



    1. Плотность газа




(57)




где









плотность газа

кг/м3



относительная плотность газа




p

давление

MПа



температура

°К

z

сжимаемость газа







,






температура (°К) и давление (МПа) стандартных условий







1.224 = плотность воздуха в стандартных условиях

кг/м3



    1. Вязкость газа

Вязкость газа может быть рассчитана по методике Lee-Gonzales-Ikin, основанной на корреляционной зависимости между температурой, плотность, молекулярной массой газа и его вязкостью. Эта зависимость установлена по экспериментальным определениям вязкостей и плотностей газовых смесей, причем содержание метана в них менялось от 36 до 92%. давление и температура соответственно от 7 до 56 МПа и от 311 до 444 ºК. Вязкость газа по этому методу определяется из уравнения:



,

(58)




где









вязкость газа

мПа·с



вязкость газа при атмосферном давлении и данной температуре

мПа·с



















молекулярная масса газа






плотность газа

г/см3




.




Согласно [3], средние отклонения при расчете вязкости различных газовых смесей, рассчитанной по (57), от их экспериментальных значений 2.7%, а максимальное отклонение составляет 9%.

скачать файл


следующая страница >>
Смотрите также:
Нк «юкос» fdp центр
696.69kb.
Автоматизированная информационная система процессов подготовки и принятия управленческих решений «Аналитический центр руководителя рсо-алания»
256.09kb.
Предмет договору
140.32kb.
Національна академія наук україни київський університет права
80.79kb.
Меж­ду­на­род­ный Центр-Му­зей име­ни Н. К
5108.51kb.
Бизнес-центр «империал» всё
17.29kb.
Сибирское отделение ран центр общественных связей
25.2kb.
Гбу кк«Молодежный центр инноваций и технологий
239.24kb.
Федеральное законодательство
617.57kb.
Республиканское государственное предприятие «казахстанский центр межбанковских расчетов национального банка республики казахстан»
22.84kb.
Перенесення столиці в центр україни
102.66kb.
Неограниченный (однако аппликационные формы необходимо подавать по меньшей мере за 3 месяца до возможного начала учебы или проведения исследований)
107.89kb.