рпо. Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание

• Название: Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание
• Дата: 11.04.2022
• Размер: 5.39 Mb.
• Имя файла: Praktikum_po_SPPNGS.doc
• Тип: Практикум; #463047
• страница: 9 из 57

Исходные данные к задаче 1.10

Вариант	Плотность нефти, кг/м3	Плотность газа, кг/м3	Газонасыщенность, м3/м3	Молекулярная масса нефти, кг/к∙моль
1	835	0,8	67	245
2	874	1,4	105	202
3	848	1,42	80	210
4	842	1,35	94	240
5	839	1,22	78	251
6	873	1,42	171	236
7	853	1,2	82	220
8	837	1,38	295	213
9	857	0,6	76	232
10	884	1	100	271
11	851	0,7	87	244
12	870	0,9	94	246
13	846	0,82	69	239
14	876	0,67	82	248
15	820	0,67	70	198
16	845	0,80	472	219
17	862	0,74	174	231
18	876	0,86	290	249
19	851	0,93	180	232
20	848	0,81	230	240
21	879	0,67	260	262
22	873	0,82	198	245
23	816	0,87	216	203
24	841	0,78	208	214
25	823	0,84	174	253
26	904	0,98	290	236
27	807	0,72	180	203
28	825	0,87	230	215
29	880	0,64	260	230
30	857	0,75	198	189
31	840	0,92	216	202
32	832	1,04	208	273
33	810	0,62	164	206
34	824	0,78	280	218
35	900	0,93	229	199
36	805	0,88	257	270
37	868	0,65	186	254
38	892	0,65	212	296
39	837	0,81	234	234
40	876	0,7	295	220

1.4.Корреляционные связи физико-химических свойств нефти.

Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры можно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширения нефти:

, (1.27)

где ρ_н, ρ_н(t) -плотность сепарированной нефти при 20 ^оС и при температуре t соответственно, кг/м³;

α_н - коэффициент термического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне от 10 до 120 ^оС можно пренебречь и рассчитать его по формулам:
, если , кг/м³ (1.28)
, если , кг/м³ (1.29)
Для растворения в нефти газа необходимо повысить давление и привести систему в равновесие. Увеличение давления уменьшает объем нефти, растворение же в ней газа увеличивает его. Эти два процесса противоположного изменения объема нефти можно учесть раздельно введением двух различных коэффициентов: сжимаемости нефти и «набухания» ее.

Таким образом, объем нефти при растворении в ней газа при постоянных температуре и давлении до газонасыщенности Го можно рассчитать по формуле:
, (1.30)
где V1_н - объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре в системе, м³;

Г_о - отношение объема газа, растворяемого в нефти, к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям;

λ_нг - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом:

, (1.31)
где ρ_н, ρ_г - плотности нефти и газа, растворяемого в нефти при 20 ^оС и 0,1 МПа, кг/м³.

Легко показать, что коэффициент λ_нг равен отношению:
, (1.32)
где ρ_гк - кажущаяся плотность газа, растворенного в нефти, кг/м³.

При этом нефть с растворенным в ней газом при постоянных давлении и температуре рассматривают как раствор, подчиняющийся правилу аддитивности:

, (1.33)
где m_н, m_г - массы сепарированной нефти и газа, который должен быть растворен в ней, соответственно, кг;

ρ_1н - плотность сепарированной нефти при давлении и температуре в системе, кг/м³.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:
, (1.34)
где Р - давление в системе, МПа;

β- коэффициент сжимаемости сепарированной нефти;

t- температура ^оС.

Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле:
. (1.35)
Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению:

. (1.36)
Влияние температуры на давление насыщения нефти газом может быть оценено по эмпирической формуле:

, (1.37)
где p_st, p_sto -давления насыщения при температурах t и t₀ соответственно, МПа;

, (1.38)
где N_CH4, N_А - молярные доли метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти при 20 ^оС до атмосферного давления.

Молярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20 ^оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле:

, (1.39)

где μ_н - вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа·с.

В определенном диапазоне плотности сепарированной нефти удовлетворительные результаты дает известная формула Крего:

, (1.40)

где ρ_1н - отношение плотности сепарированной нефти при 15,5 ^оС к плотности воды при той же температуре.

Молярную массу пластовой нефти можно рассчитать по формулам, аналогичным (1.39)

, если μ_нг < 1,5 мПа∙с; (1.41)

, если μ_нг >=1,5 мПа∙с (1.42)

или по двухпараметрической формуле: (1.43)

При отсутствии данных по молярной массе сепарированной нефти и ее вязкости, а также плотности газонасыщенной нефти молярную массу пластовой нефти можно определить по формуле:

. (1.44)
Удовлетворительная связь между вязкостью сепарированной нефти и температурой описываются известным уравнением Вальтера:

, (1.45)
где μ_н - относительная кинематическая вязкость сепарированной нефти при температуре t, численно совпадающей с кинематической вязкостью нефти, выраженной в квадратных миллиметрах на секунду;

a1, a2 - эмпирические коэффициенты, зависящие от состава нефти.

Для применения (1.45) необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах, подставляя которые в (1.45), можно определить коэффициенты, зависящие от состава нефти.

Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50 ^оС, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать:

, (1.46)
где μ₂₀, μ₅₀, μ_t -относительные динамические вязкости нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t ^оС соответственно, численно равные соответствующим значениям динамической вязкости сепарированной нефти, выраженной в миллипаскалях в секунду.

Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-либо температуре t₀, то значение ее при другой температуре можно определить по формуле:
, (1.47)

где , (1.48)
μ_t, μ_t0 - динамическая вязкость нефти при температуре t и t₀ соответственно, мПа·с;

а, С - эмпирические коэффициенты.

Если μ ≥ 1000 мПа·с, то
С = 10, 1/ мПа·с; а = 2,52·10^-3, 1/ ^оС; (1.49)
если 10 ≥ μ ≥ 1000 мПа·с, то
С = 100, 1/мПа·с; а = 1,44·10^-3, 1/ ^оС (1.50)

если μ < 10 мПа·С, то
С= 1000, 1/ МПа·с; а = 1,76·10^-3, 1/ ^оС (1.51)
При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20 ^оС и атмосферном давлении можно воспользоваться следующими формулами:

если 845 < ρ_н < 924 кг/м³,

, (1.52)

если 780 < ρ_н < 845 кг/м³,

, (1.53)
где μ_н, ρ_н - вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 ^оС и атмосферном давлении, мПа·С и кг/м³,соответственно.

По формуле Чью и Каннели можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения

, (1.54)
где μ_s - вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа·с;

μ_t - вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа·с;

А, В - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:
. (1.55)

(1.56)
Теплоемкость нефти может быть рассчитана по формуле:

, (1.57)

где ρ_н - плотность нефти, кг/м³;

t - температура, ^оС.

Типовые задачи по теме 1.4

Типовая задача 1.8

Найти плотность сепарированной нефти Сретенского месторождения тульского горизонта при температуре 68 ^оС, если плотность ее при 20 ^оС равна 849 кг/м³, и нефти кыновского горизонта того же месторождения при 73 ^оС, если плотность ее при 20 ^оС равна 893 кг/м³.
Решение:

если 780 =< ρ_н =< 860 кг/м³;





,

аналогично для кыновского горизонта:




Типовая задача 1.9

При приготовлении рекомбинированной пробы пластовой нефти Радаевского месторождения сепарированная нефть плотностью 883 кг/м3 при 20 ⁰С и атмосферном давлении сжимают до пластового давления 12,7 МПа и нагревают до пластовой температуры 26 ⁰С. Затем эту нефть насыщают попутным газом плотностью 1,4кг/м3 при 20 ⁰С и 0,1МПа до газонасыщенности 24,1 м3/м3 (объемы газа, растворяемого в нефти и нефти приведены к 20 ⁰С и атмосферному давлению). Определить, насколько увеличится объем 0,5 кг нефти из-за растворения в ней газа и кажущуюся плотность растворенного газа.
Решение:

;

=

где ρ_н - плотность серарированной нефти при 20 ⁰С и 0,1 МПа;

β- коэффициент сжимаемости сепарированной нефти; β =6,5·10^-4 1/МПа∙;

Р_пл- пластовое давление



=

где =

=



=

=

Типовая задача 1.10

При приготовлении рекомбинированной пробы пластовой нефти Радаевского месторождения сепарированная нефть плотностью 883 кг/м³ при 20 ⁰С и атмосферном давлении сжимают до пластового давления 12,7 МПа и нагревают до пластовой температуры 26 ⁰С. Затем эту нефть насыщают попутным газом плотностью 1,4кг/м³ при 20 ⁰С и 0,1МПа до газонасыщенности 24,1 м³/м³ (объемы газа, растворяемого в нефти и нефти приведены к 20 ⁰С и атмосферному давлению). Рассчитать объемный коэффициент нефти.
Решение:



приближенно ;

Все величины входящие в эти уравнения известны из решения предыдущей задачи поэтому





Экспериментальное значение объемного коэффициента этой нефти равно 1,07
Типовая задача 1.11

При приготовлении рекомбинированной пробы пластовой нефти Радаевского месторождения сепарированная нефть плотностью 883 кг/м³ при 20 ⁰С и атмосферном давлении сжимают до пластового давления 12,7 МПа и нагревают до пластовой температуры 26 ⁰С. Затем эту нефть насыщают попутным газом плотностью 1,4кг/м³ при 20 ⁰С и 0,1МПа до газонасыщенности 24,1 м³/м³ (объемы газа, растворяемого в нефти и нефти приведены к 20 ⁰С и атмосферному давлению). Рассчитать плотность нефти в пластовых условиях.
Решение:

;

Все величины входящие в уравнение известны из решения задач 1.9 и 1.10

если b = 1.057, то

если b = 1.072,то

Справочное значение плотности пластовой нефти Радаевского месторождения составляет 875 кг/м³, что отличается всего на 8 кг/м³ от расчетного значения 867 кг/м³ при объемном коэффициенте 1,057.
Типовая задача 1.12

Давление насыщения нефти Кваснинского месторождения при пластовой температуре 78 ⁰С составляет 19,9 МПа. Газонасыщенность пластовой нефти 188 м³/м³,обьемное содержание азота 12,9 %, метана -68,9 % в газе, растворенном в нефти. Плотность сепарированной нефти 799 кг/м3.Определить давление насыщения нефти в результате ее охлаждения при подъеме по стволу скважины от забоя до устья, если температура нефти на устье составляет 28 ⁰С.
Решение:

, ;




Типовая задача 1.13

Найти молярную массу сепарированной нефти Азевского месторождения, если ее плотность 893 кг/м³, вязкость 41,2 мПа∙с при 20 ^оС и атмосферном давлении.
Решение:

=

Молярную массу сепарированной нефти определяют по формуле Крего, для этого находят относительную плотность нефти при температуре 15,5 ^оС. Как рассчитано раннее, коэффициент термического расширения нефти плотностью 893 кг/м³ равен 0.7485 ∙ 10 ^{- 3} 1/ ^оС, тогда плотность нефти при 15,5 ^оС будет:

,

Так как относительная плотность по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего:

,
Типовая задача 1.14

Определить вязкость сепарированной нефти Шагирского месторождения при 73 ^оС, если известна только ее плотность при 20 ^оС в поверхностных условиях, равная 919 кг/м³.
Решение:

; ;

,

где ;

если 10 ≤ μ ≤ 1000 мПа·с, то С = 100, 1/мПа·с; а = 1.44·10^-3, 1/ ^оС





Типовая задача 1.15

Рассчитать динамическую вязкость нефти Урицкого месторождения, если давление насыщения уменьшилось от 14,2 до 2 МПа (при температуре 42 ⁰С) с соответствующим уменьшением газонасыщенности от 68,2 до 10 м³/м³ и последующим затем охлаждением нефти на 18 ⁰С. Известно, что вязкость сепарированной нефти Урицкого месторождения при 20 и 50 ⁰С соответственно составляет 23,6 и 8,3.
Решение:






μ(42) = 10,5мПа∙с μ(24) = 24 мПа∙с;





при Го = 68,2





при Го = 10





, при t =42 ⁰C,

при Го = 10м³/м³
Справочное значение вязкости нефти при температуре 42 ⁰С, газонасыщенности 68,2 м³/м³ и давлении 14,5 МПа составляет 3,5 мПа∙с, что совпадает с расчетным ее значением при давлении 14,2 МПа. Влиянием незначительного различия давления на вязкость нефти можно пренебречь. Охлаждение газонасыщенной нефти вызывает не только увеличение ее вязкости, но и снижение давления насыщения.



Полученная расчетная вязкость 16,1 мПа∙с несколько завышена из-за неучета сжимаемости нефти при давлении выше давления насыщения.
Типовая задача 1.16
Рассчитать теплоемкость сепарированных нефтей Сосновского месторождения при 20 ⁰С, если их плотности (кг/м³) равны для горизонта В1 - 862, Д1 – 815
Решение:

;