Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды

Подождите немного. Документ загружается.

281

Таблица

2.15.1

Сравнение погрешностей расчетного определения молярной

массы дегазированных нефтей

№

п/п

Характеристика ошибок

Максимальная

ошибка

положительная

отрицательная

Среднее (абсолютное) значение ошибки

Расчетные значения погрешно-

стей Д молярной массы, вы-

численные по формулам

(2.171)11

11,6%

-9,5%

2,9%

(2.172)21

-(•38,7%

-17,9%

10,8%

(2.174)21

+37,0%

-6,2%

11,3%

1) Для 176

экспериментапьных

значений молярной массы.

2) Для 105

экспериментапьных

значений молярной массы.

Ошибки (погрешности Д) таблицы 2.15.1 рассчитывались по

формуле:

д^Л^_^Мкс .100%

(2.175)

где

М,

М'^^с

~ расчетное и экспериментальное значение моляр-

ной массы дегазированной нефти в оценке точности сравнива-

емых формул.

Из таблицы

2.15.1

следует, что корреляционная формула (2.171)

в три с лишним раза точнее других альтернативных формул.

Средняя погрешность расчета молярной массы дегазированной

нефти 2,9% не превышает ее допустимой экспериментальной

ошибки измерения. Поэтому, при отсутствии эксперименталь-

ных данных, рекомендуется пользоваться формулой (2.171).

Молярная масса пластовой нефти при известной молярной

массе дегазированной нефти может быть рассчитана следую-

щим образом:

• из уравнения материального баланса и определений:

о молярных долей и

о молярных масс, следует, что

282

ОСР

~ ^ОСР'

^ ^^ОСР

^ОСР

(2.176)

где

М^— молярная масса пластовой нефти;

М'дсруМ'оср—

молярные массы дегазированной нефти и не-

фтяного газа после ОСР пластовой нефти;

Мдср~ молярная доля нефтяного газа ОСР пластовой не-

фти, которая может быть вычислена по выражению

М' -

^^оср

1 1

\ +

1 М'оср

О М'оср

Роср

РОСР

^^ 24,35-10-^-р;,с/>

О-

М'оср

{1.111)

где

—

газовый фактор пластовой нефти, мУм^;

РОСР '

РОСР

~ плотности дегазированной нефти и нефтяного

газа ОСР пластовой нефти, соответственно, кг/м^;

Мдср

~ молярная масса дегазированной нефти, кг/моль.

С учетом (2.171) из формулы (2.177) следует:

ОСР

121,75

\0,11

ОСР )

о-{а'с

(2.178)

ПРИМЕР 2.16

Рассчитать молярную массу пластовой нефти Бариновского мес-

торождения (Приложение П.1) по формуле (2.176) с использовани-

ем формул (2.177) и (2.178).

РЕШЕНИЕ

Дополнительно к исходной информации примера 2.15 ис-

пользуем из Приложения П.1 экспериментальное значение га-

зового фактора пластовой нефти Бариновского месторождения

С = 158,6 (норм.) м^/мК

283

Уточненное значение газового фактора пластовой нефти после

согласования экспериментальных данных составляет —155,4 (норм.)

м'/м'.

Экспериментальное значение молярной массы пластовой не-

фти Бариновского месторождения равно 90 г/моль, а молярной мас-

сы нефтяного газа ОСР пластовой нефти 29,164 г/моль.

Рассчитаем вначале молярную долю нефтяного газа ОСР пласто-

вой нефти Бариновского месторождения:

• по формуле (2.177)

: 61,3 % моль

^^ 22,4 10-^ 809,(5

<5»о/.-^-7^ = 158,6-^^^^•^ = 158,6-1,0872 = 172,4.

158,6 0,181

Числовой коэффициент 24,35 в формуле (2.177) представляет собой

молярный объем нефтяного газа при стандартных условиях (л/моль).

Так как в значениях газового фактора пластовой нефти Бариновского

месторождения объем нефтяного газа приведен к нормальным услови-

ям,

то в вычислениях молярный объем нефтяного газа также использу-

ется при нормальных условиях, то есть 22,4 л/моль.

• по формуле (2.178)

Пересчитаем вначале в газовом факторе пластовой нефти Бари-

новского •месторождения объем нефтяного газа при нормальных ус-

ловий в его объем при стандартных условиях по уравнению Клай-

перона

—

Менделеева

Рно!!_ 'ст

Рст Т„ор

' 0,1 273

Аналогично для согласованного значения газового фактора:

С'^»'=155,4-1,0872 = 169.

Теперь проведем расчеты по формуле (2.178)

Моср

= •-. -, = 61,3 % моль

''^172,4-С2,72/'"

аналогично с согласованным значением газового фактора

N'оср

= пр75 = 60,8 % моль

"^169-(2,72)'''"

Теперь, наконец, можно рассчитать молярную массу пластовой нефти:

Л/„ =181-[1-0,613-Г1-^^:^1] = 88 г/моль;

аналогично:

Л/,„ = 181-[^1 -0,608-Г!-^^^!

= 89 г/моль.

Сравнение результатов расчетов показывает, что использование со-

гласованных данных дает относительно лучший результат при том, что

отличие всех расчетных значений от экспериментального значения ук-

ладывается в погрешность промысловой информации (3-4) %.

284

Расчетная формула (2.176) для нахождения молярной массы

пластовой нефти, полученная исходя из материального балан-

са, с учетом (2.178) после некоторых преобразований, может

быть приведена к виду:

^--^"^'^^ 121,75 + С.(Д;„Г' ^^^^^^ ' <2-179)

где

М^— молярная масса пластовой нефти, г/моль;

Роср,Роср~ плотности дегазированной нефти и нефтяного

газа ОСР пластовой нефти, соответственно, кг/м^;

^^оср

= .^-3 ~ относительная вязкость дегазированной нефти;

М^ося"" вязкость дегазированной нефти, Па.с;

—

газовый фактор пластовой нефти, мУм^

ПРИМЕР 2.17

Сравнить молярную массу пластовой нефти Бариновского мес-

торождения, рассчитанную по формуле (2.179), с ее значением в

примере 2.16.

РЕШЕНИЕ

Рассчитаем молярную массу пластовой нефти Бариновского мес-

торождения по формуле (2.179) используя данные предыдущего при-

мера, а плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти из приложе-

ния П.1, Рос, =1,214 кг/м''( 1,227 кг/м' - согласованное значение).

./ -!.( 1« 809,1

+ 169

1,227 /^ ,оЛм „о /

М^ =24,25 '-

'—;5-гт-•

(2,72) =89 г/моль

121,75+169-(2,72)°" ^ '

Полученное значение совпадает со значением молярной массы

пластовой нефти в предыдущем примере.

Если в качестве исходной информации используется удельный

газовый фактор пластовой нефти, а объем нефтяного газа приве-

ден к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К) С^др, то вмес-

то формулы (2.179) иногда удобнее пользоваться другой формулой:

М^ - 22,4-Рос/. Ч^^ося) т~~~ ом, (2.180)

11 .с

-г ^^^ср

у^оср

^.М'ося ;

285

где

М^— молярная масса пластовой нефти, г/моль;

Рос/"»Рося~ относительная плотность дегазированной нефти

(по воде) и плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти,

соответственно;

^оср

77Г^

"•

относительная вязкость дегазированной нефти;

\^'оср~'

вязкость дегазированной нефти, Па.с;

0„ор— удельный газовый фактор пластовой нефти, объем

нефтяного газа приведен к нормальным условиям (0,1013

МПа, 273,15 К), м7т.

ПРИМЕР 2.18

Рассчитать молярную массу пластовой нефти Бариновского мес-

торождения, используя формулу (2.180).

РЕШЕНИЕ

Используя экспериментальные данные приложения П.1, рассчи-

таем молярную массу по формуле (2.180):

1ж лт ,. Л

ОЛП1

/-1

-пч"-"

1000+155,4-1,227 „, ,

Л/_.

=22,4 0,8091 (2,72) '- '- ^тт = 95 г/моль

^ ' 112+ 155,4 0,8091-(2,72)°"

Полученный результат выходит за пределы принятой погрешно-

сти (3-4) %, поэтому формула (2.180) может использоваться только

для оценок.

• Исходя из материального баланса, определений молярных

долей, молярных масс и плотностей возможен другой путь пост-

роения формулы для расчета молярной массы пластовой нефти:

I I ^оср

,' +«' -^оср-

ОСР^ "ОСР \ +

Д/

= '"ОСР ^ '"ОСР _ Д/'

'^ПСР+ /^ОСР 1 л_ '"ОСР . ^^^ОСР

^ОСР •'"ОСР

Моср-(1^б-Роср)_^,,

1-ь^.р^,,

(2-181)

М'

1 +

С-

Л/' • ^о*^^

1 +

О о^^

'ОСР

286

ПРИМЕР 2.19

Рассчитать молярную массу пластовой нефти Бариновского мес-

торождения по формуле (2.181).

РЕШЕНИЕ

Все величины входящие в расчетную формулу известны (прило-

жение П.1), но так как удельный газовый фактор приведен к нор-

мальным условиям, а плотность нефтяного газа ОС? пластовой не-

фти при стандартных условиях, то используя результаты примера

2.16, пересчитаем в удельном газовом факторе пластовой нефти Ба-

риновского месторождения объем нефтяного газа при нормальных

условий в его объем при стандартных условиях по уравнению Клай-

перона

—

Менделеева:

Рст

'НОР 0,1 273

= 182,6-1,0872 = 198,5 мVт

Теперь можно приступить к расчету молярной массы пластовой

нефти;

Л/.=.81.-^±1^М1]01:^^__91,/,о,,

1^198,5.10-^^^^8^

Полученное значение больше экспериментального на 1,1%.

Если в формулу (2.181) подставить несогласованное значение

плотности нефтяного газа ОСР пластовой нефти (1,227 кг/м'), а пе-

ресчетное из его экспериментального относительного значения по

воздуху (1,021):

Р'осР

Рос. -Р», = 1,021 -1,189 = 1,214 кгМ

то до округлений получается практически то же значение моляр-

ной массы пластовой нефти Бариновского месторождения:

,, ,„,

+ 198,5-10-'-1,214 о, ,

Л/„=181

гГГя~1—

= 91 г/моль.

1.198,5-10-'^^^

287

Глава 12. Алгоритмы расчета физико-химических

свойств смеси нефтей

12.1.

Расчет компонентного состава и молярной массы смеси

пластовых нефтей

Принципиальным вопросом описания компонентного со-

става смеси пластовых (промысловых, дегазированных, товар-

ных) нефтей является следующая проблема:

• можно ли считать, что в пластовых нефтях различных за-

лежей, условные компоненты по интегральным свойствам:

о средневзвешенной молярной массе,

о средней нормальной температуре кипения,

о средневзвешенным критическим параметрам,

о плотности,

о динамической вязкости и т. д.

имеют одинаковые характеристики?

Анализ опубликованных экспериментальных данных боль-

шей части авторов и их предложений по углубленному пред-

ставлению компонентного состава нефтей, включая вьщеление

условных компонентов (узких фракций нефти по температу-

рам кипения) позволяет утверждать, что узкие фракции нефти

по своим интегральным свойствам практически идентичны в

нефтях одного геологического периода формирования залежей.

Однако такое заключение требует дальнейшего дополнитель-

ного изучения проблемы.

другой стороны, исследования физико-химических свойств

пластовых и дегазированных нефтей месторождений в рамках

бывшего Советского Союза позволяют одному из авторов ут-

верждать, что

молярный объем дегазированной нефти место-

рождений

Умоср у

сформировавшихся в любой

геологический период, коррелируется с ее дина-

мической вязкостью, при погрешности не более

3-4 %, в виде выражения:

У^,ос,=

200-{ЦОСРГ^

(2.182)

288 ,,-=

где 200 это характеристическая величина мо-

лярного объема дегазированной нефти нефтяно-

го месторождения разных геологических перио-

дов его формирования, л/моль;

(Доср)"''~ характеристический параметр влияния

геолого-физических условий формирования не-

фтяной залежи (группового состава нефти) на ее

свойства, учитываемые (геолого-физические ус-

ловия) в оценках свойств через молярный объем.

В настоящее время в составе пластовых нефтей нефтяных

месторождений идентифицировано более 1000 индивидуальных

соединений и еще остается около 5 % масс неидентифициро-

ванной части нефти.

Узкий диапазон изменения интегральных характеристик де-

газированных нефтей по плотности, молярной массе и др. в

совокупности с их чрезвычайно широким многокомпонентным

составом позволяет утверждать, что условные компоненты не-

фти любых нефтяных залежей в достаточно узком диапазоне

температур выкипания характеризуются интегрально близки-

ми физико-химическими свойствами.

Например, известная диаграмма Ватсона [56] хорошо опи-

сывает корреляционные связи интегральных характеристик не

только узких, но и сравнительно широких фракций нефтей,

включая товарные нефти в целом.

В дальнейшем принимается, что вьщеленные по

одинаковым алгоритмам в различных нефтях ус-

ловные компоненты нефти являются

идентичными.

то есть интегральные характеристики их физико-

химических свойств отличаются между собой не

более чем на 3-4%.

Пусть известен компонентный состав трех пластовых неф-

тей до их смешения:

289

Л^,.,/

= 1-1б;7 = 1-3,

М,,/

= 1-1б;У = 1-3,

где

N^1

—

молярная доля

/-го

компонента

составе у-го

по-

тока нефти;

М^^

—

молярная масса

/-го

компонента

составе у-го потока

нефти.

массовый поток

у-ом трубопроводе

до

смешения

неф-

тей,

т/сут.

По принятому ранее упорядоченному расположению ком-

понентов пластовой нефти отметим,

что для

индивидуальных

компонентов очевидно тождество:

Му

Л/,,

/ = 1-10, / = 1-3

(2.183)

для

условных компонентов

до

нелетучей части нефти,

соответствии

принятой концепцией, независимо

от

реализу-

емого алгоритма выделения условных компонентов, например,

при разбиении нефти

на

отдельные узкие фракции

по

истин-

ным температурам кипения также можно принять,

что

Му =Л/,.,/= 11-15,

/= 1-3

Отметим, что такое ограничение слишком строгое

и не

только

не является обязательным,

но и, в

принципе, излишне.

По определению

М_

=^—, / = 1-16; -

молярная доля

/-го

компонента

смеси нефтей;

где

Пу —

количественный поток

/-го

компонента

составе

у-го

потока нефти, моль/с;

п^~

количественный поток нефти

в/-ом

трубопроводе, моль/с.

И.И.

Дуяюшкин

290 ,^

Исходя из определения

молярной

доли

1-го

компонента

1-ом

потоке, расчетная формула для нахождения молярной доли

любого /

—

го компонента в смеси нефтей будет иметь вид:

^^ 1-2. 3

^———/- = V

3 а 2^

Е«.

1 = 1

у=/

^.•

^г

^У

^•ш

где

/= 1-16,

(2.184)

(2.185)

Аналогично, исходя из определения

молярной

массы,

расчет-

ную формулу для нахождения молярной массы /

—

го компо-

нента в смеси нефтей можно представить в виде:

(2.186)

'/13 3

Ей,

откуда, с учетом замечания (2.183) следует очевидное утверждение

М,^=М,.,/=1-10 (2.187)

Для условных компонентов (/ = 11-15) из (2.186) следует

" М-

М. ^

'^(

я,^

]=1

/= 1-16,

(2.188)