Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов. Лекция Обзор основных свойств флюидов
 Скачать 7.87 Mb.
|
Модель «Black Oil»Физические свойства нефти
Модель «Black Oil»Физические свойства нефти
γgf: удельный вес свободного газа в условиях на месте (in-situ) γgd: удельный вес растворённого газа в условиях на месте (in-situ) Katz et al. (1959): Модель «Black Oil»Физические свойства нефти
В точке насыщения Выше точки насыщения Модель «Black Oil»Физические свойства нефти
«Живая нефть» Ненасыщенная μob isвычисляется из уравнения выше для μo,live при условии замены Rs with Rp μo = cp; T = °F; Rs = SCF/STBO and Модель «Black Oil»Физические свойства нефти
Поверхностное натяжение «мёртвой» нефти
уменьшения межмолекулярной силыМодель «Black Oil»Физические свойства нефти
Эффект увеличения давления заключается в увеличении растворимости газа, тем самым уменьшая плотность нефти и межмолекулярные силы, что уменьшает поверхностное натяжение. C используя график справа или уравнение: 2.2.2 Свойства газаМодель «Black Oil»Физические свойства нефти Физические свойства воды Физические свойства газа Output: In-situ: RS , RSW Bo , Bw , Bg ρo , ρw , ρg μo , μw , μg σo , σw Black Oil Model Input: At Surface Condition Oil Production Rate, q’o Gas Production Rate, q’g Oil API gravity, °API Gas specific gravity, γg In-situation condition (in-situ) Pressure, p Temperature, T Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Gas Formation Volume Factor (Коэффициент пластового объёма газа), Bg Gas Viscosity (Вязкость газа), µg Gas compressibility (Сжимаемость газа), Cg Gas water content (Содержание воды в газе), W Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Коэффициент расширения, E T = °R; p = psia; Bg = ft3/ SCF; TSC = 519°R (or 60°F); pSC = 14.7 psia; ZSC = 1 Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Влияние температуры на вязкость противоречиво и является результатом неконтролируемого молекулярного движения молекул газа при повышении температуры, что замедляет поток газа Если композиция известна Если композиция не известна Carr et al. (1954) Lee et al. (1966) yi = мольная доля компонента j; μga = вязкость газовой смеси при желаемом Т и атмосферном давлении, cp; Mi = молекулярный вес компонента j; n = количество компонентов в газе; Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Модель «Black Oil»Физические свойства газа
T = °R; ρg = lbm/ft3; Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Модель «Black Oil»Физические свойства газа
Важно для прогнозирования количества конденсированной воды вдоль труб
McKetta and Wehe (1958) Создано для удельного веса газа 0,6 и пресной воды Вставленные диаграммы используются для коррекции гравитации газа и солености воды Модель «Black Oil»Физические свойства газа
C1 = 28.9107; C2 = -9668.146;C3 = -1.6633; C4 = -130823.5;C5 = 203.5323; T = °R; p = psia; W = lbm water/MMscf 2.2.3 Свойства водыМодель «Black Oil»Физические свойства нефти Физические свойства воды Физические свойства газа Output: In-situ: RS , RSW Bo , Bw , Bg ρo , ρw , ρg μo , μw , μg σo , σw Black Oil Model Input: At Surface Condition Oil Production Rate, q’o Gas Production Rate, q’g Oil API gravity, °API Gas specific gravity, γg In-situation condition (in-situ) Pressure, p Temperature, T Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Объемный коэффициент водообразования, Bw Плотность воды, ρw Вязкость воды, μw Поверхностное натяжение между водной и газовой фазами, σw Объемный расход пластовой воды на месте, Qw Модель «Black Oil»Физические свойства воды
In addition to pressure and temperature, Rsw also depends on water salinity (density) and gas molecular weight.
Выше точки насыщения, Rsw остается постоянной Rsw уменьшается по мере увеличения солености воды в результате увеличения плотности воды и, следовательно, межмолекулярных сил, которые препятствуют растворению газа Модель «Black Oil»Water Physical Properties
Измеряется в parts per thousand (ppt)
Влияние на свойства флюида Увеличивает вязкость Увеличивает плотность Уменьшает газ в растворе Модель «Black Oil»Water Physical Properties
Where p = psia T = °F Rs = SCF/STBO McCain (1990) утверждает, что растворимость в воде каждого парафинового углеводорода в два-три раза меньше, чем растворимость следующего более легкого углеводорода. Однако CO2 гораздо более растворим, чем метан (CH4). Уравнение ниже следует использовать с осторожностью, если газовая смесь содержит не углеводородные компоненты. Поправка на эффект солености : Rsw = растворимость газа в чистой воде; Rswb = растворимость газа в морской воде, scf/STBW; S = солёность воды, wt% of NaCl Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Ниже точки насыщения p = psia T = °F Tx = T - 60 Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Bwb = Коэффициент пластового объёма воды в точке насыщения pb = Давление воды в точке насыщения, psia cw = Сжимаемость воды, psi-1 Meehan (1980): cwf = Коэффициент изотермической сжимаемости воды свободной от газа, psi-1 cwg= Коэффициент изотермической сжимаемости газонасыщенной воды, psi-1p= psia; T= °F; S = salinity of water Также важно отметить, что растворимость газа в воде очень низкая по сравнению с растворимостью в нефти. Поэтому обычной практикой является пренебрежение сжимаемостью и растворимостью в газе воды и принимать в качестве Bw воды 1,0. Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Matthew and Russel (1967)
Обратите внимание в случае эмульсии (см. 2.1.2) Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Lyons et al. (2009) Where: p = psia; T = °F; σx = dynes/cm Модель «Black Oil»Физические свойства воды
Модель «Black Oil»Заключение объемных расходов
Объемный расход пластовой воды на месте Объемный расход пластового газа на месте 2.3 Композиционная модель2.3 Композиционная модельКоличество углеводородной жидкости, которая существует в газовой фазе или жидкой фазе в любых точках процесса, определяется с помощью мгновенного расчета Для данного давления и температуры каждый компонент в газовой фазе будет зависеть не только от давления и температуры, но также от частичного давления компонента Количество газа зависит от общего состава жидкостей, поскольку мольная доля любого одного компонента в газовой фазе является функцией мольной доли любого другого компонента в этой фазе 2.3 Композиционная модельЭквилибриум значения “K”
Nitrogen Methane Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. KN = постоянная для компонента N при данной температуре и давлении VN = моли компонента N в паровой фазе V = общее число молей в паровой фазе LN = моли компонента N в жидкой фазе L = общее число молей в жидкой фазе 2.3 Композиционная модельРассчитать VN, LN для расчета свойств жидкости (2*N + 2) equations Methane Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. Where (2*N + 2) unknows (VN, LN, L, V) 2.3 Композиционная модельРассчитать VN, LN для расчета свойств жидкости Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. Step 1. Guess V/L Step 2. Calculate KN or obtain KN from Graph Input: FN Step 3. Calculate VN and LN using Step 4. Calculate L or Obtain V using Step 6. No Yes Output: V/L=V/Lnew LN, V N Step 5. Calculate new V/LNew 2.3 Композиционная модельПример Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. 2.3 Композиционная модельМолекулярный вес газа Расход газа
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. 2.3 Композиционная модельЖидкая молекулярная масса Удельный вес жидкости Расход жидкости Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7. Courtesy of GPSA Engineering Data Book. References BookSurface Production Operations. Volume 1. By Ken Arnold and Maurice Stewart. 2014. GPSA Engineering Data Book. Fourteen edition. 2016. Multiphase Flow in Wells. by James P. Brill and Hemanta Mukherjee. 1999. Appendix B – Fluid and Rock Properties |