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

Подождите немного. Документ загружается.

291

Если молярные массы соответствующих компонентов в раз-

личных потоках равны, то из (2.188) также следует, что

М,з. нМ,,/=11-15 (2.189)

Так как молярная масса нелетучей части в каждой нефти, в

общем случае, различна, то молярная масса нелетучей части

смеси нефтей будет вычисляться по формуле, в которой учи-

тываются весовые коэффициенты нелетучих частей каждой

нефти в смеси, а формула (2.188) примет вид:

М,е. =

|^--^-^

Е^м,

у=/

(2.190)

Исходя из определения молярной массы и исходных дан-

ных, формула для вычисления молярной массы смеси нефтей

будет иметь следующий вид:

М^=-^

1^^

(2.191)

где М^— рассчитывается по формуле (2.185).

ПРИМЕР 2.20

Смешиваются три пластовые нефти, имеющие шифры А53, А201

и А9 в соотношении ?;= 120 т/сут, 9^= 180 т/сут, ^^= 220 т/сут,

(Приложение П-2), компонентные составы которых представлены в

таблице 2.20.1п.

Найти компонентный состав смеси пластовых нефтей, ее моляр-

ную массу и молярную массу остатка в смеси.

Таблица

2.20.1п

№

Смесь

Содержание компонентов, % моль

Азот

2,35

3,96

4,91

4,00

Метан

20,05

5,59

5,33

8,95

Этан

9,60

7,02

10,72

9,30

Про-

пан

8,53

7,81

11,89

9,82

Бута-

ны

4,77

6,21

7,48

6,44

Пен-

тан+

9,71

9,90

9,76

9,79

Оста-

ток

44,99

59,51

49,91

51,70

Всего

100

Молярная

масса, г/моль

нефти

148

172

145

154

остат-

ка

282

258

245

257

292 ^

РЕШЕНИЕ

По формуле (2.184) рассчитываем молярную массу азота в смеси

нефтей

^ ^ Л^„-^,/Л/,+ //„• д, /Л/^+ М,уд, /М, ^

^ 2,35120/148 + 3,96180/172 + 4,91-220/145 _ .^

120/148 + 180/172 + 220/145

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов пред-

ставлены в нижней строке таблицы исходных данных по составу

смешиваемых пластовых нефтей таблицы 2.20.1п.

Молярная масса смеси пластовых нефтей рассчитывается по фор-

муле (2.176)

120 + 180 + 220

,,. ,

^-^20/148 + 180/172

220/145=^^'

^/"°'''-

В той же таблице приведен результат расчета молярной массы

остатка в смеси пластовых нефтей по формуле (2.190)

^ ^ 282•44,99-120/148 + 258-59,51

•

180/172 + 245-49,91

•

220/145 ^

'" 44,99-120/148+ 59,51-180/172+ 49,91-220/145

= 257 г/моль.

ПРИМЕР 2.21

Применение алгоритма расчета компонентного состава смеси

пластовых нефтей рассмотрим на примере расчета компонентного

состава смеси нефтяных газов ОСР пластовых нефтей, например,

Тананыкского месторождения (приложение П-9).

Из представленных в приложении экспериментальных данных

по Тананыкскому месторождению следует, что условный компонент

УК С, в составе нефтяных газов ОСР пластовой нефти не иденти-

фицирован, поэтому перед решением задачи необходимо подгото-

вить исходную информацию.

А. Зная относительную плотность (по воздуху) нефтяного газа

ОСР пластовой нефти Тананыкского месторождения для пластов Б^,

В,

и В^, находим молярную массу УК С, в нефтяном газе ОСР пла-

стовой нефти каждого пласта, исходя из материального баланса, оп-

ределений молярной массы, плотности и молярного объема:

Л/;,,= '^. ,7 = 1-3,

' 12,1

где молярная масса нефтяного газа ОСР пластовой нефти по каж-

дому пласту М' может быть найдена по формуле:

Л/;

= 22,4-р;-1,293,; = 1-3.

Пусть у = 1, тогда М' = 24,35 -1,374 = 33,46

/ моль.

293

Аналогично

^2*

= 34,38 г/моль;

М'

39,50 г / моль.

Рассчитаем молярную массу компонента УК С,^высшие для не-

фтяного газа ОСР пластовой нефти пласта Б^ Тананыкского место-

рождения (приложение П-9):

м:,, =

33,46-

'28-0,1306+

0,002+ 34-0,0056+

0,3371+'

30 0,1997+

0,1809+ 58-(0,032+

0,0612)

+72-(0,0218+

0,0166)

+ 860,0119

0,0006

= 1650

М-

33,46-

Полученное значение молярной массы паров нефти С,^ высшие

кратно превышает физически разумные значения. Полученный ре-

зультат можно объяснить только погрешностями эксперименталь-

ного определения компонентного состава паров нефти в нефтяном

газе ОСР пластовой нефти.

В подобных ситуациях рекомендуется поступать следуюшим об-

разом:

• За^руб^^яется компонентный состав нефтяного газа за счет заг-

рубления компонентного состава паров нефти в нем;

• В данном случае принимается, что«пары нефти в нефтяном газе

условно представлены всего тремя компонентами: два индивидуаль-

ных компонента (изопентан и нормальный пентан), а все остальные

компоненты паров нефти моделируются одним условным компо-

нентом - УК С^+высшие;

• Рассчитывается молярная масса компонента УК С^^.высшие.

В данном примере, для нефтяного газа ОСР пластовой нефти

пласта Б^ Тананыкского месторождения (приложение П-9) молярная

масса компонента УК С^^высшие равна:

'28 0,1306+ 44 0,002+ 34 0,0056 +

+16-0,3371+ 300,1997

44-0,1809

+58(0,032 +0,0612) +72-(0,0218 +0,0166)

Полученное значение молярной массы неидентифицированной

(наиболее тяжелой) части паров нефти, хотя и, сравнительно вели-

ко,

относительно полученным ранее результатам наиболее соответ-

ствует современным представлениям о физико-химическим составе,

равновесно сосуществующих, нефтяном газе и промысловой нефти.

Аналогично, для нефтяных газов ОСР других пластов Тананык-

0,0125

= 160,6 г/моль.

ского месторождения (приложение П-9):

144,21

142 3 г/моль.

Таким образом, исходной информации достаточно, чтобы уточ-

нить содержание этой исходной информации, адаптировать ее к сути

рассматриваемого вопроса и приступить к решению переформули-

рованной задачи примера 2.21.

294

Б.

Переформулированная

задача примера 2.21.

Известно:

1) Нефтяной газ ОСР пластовых нефтей трех пластов: Б^, В,, и

В^

Тананыкского месторождения состоит из смеси не 12, а 11 компо-

нентов. Молярные доли первых 10 индивидуальных компонентов

приведены в приложении П-9.

Молярная доля последнего 11—го условного компонента (УК

С^^высшие) определяется из условия материального баланса:

^»..1 =

- Е

Л^^

N^,„+

М;,,, 7 = 1-3.

Пусть7=1,

тогда //св+,; =1,19

0,06 =

1,25%.

Аналогично:

М^^^.^

=1,65%; М^^^з=1,2А%.

2) Для удобства ниже представлены значения молярных масс всех

компонентов нефтяных газов ОСР пластовых нефтей Тананыкского

месторождения после загрубления исходной информации по их ком-

понентному составу

Модифицированный компонентный состав нефтяного

газа ОСР

пластовой

нефти различных

продуктивных пластов

Тананыкского месторождения

[13]

№

п/п

Компоненты

Азот

Диоксид углерода

Сероводород

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Норм, бутан

Пары нефти, в том числе:

Изопентан

Норм, пентан

УК гексан + высшие

Молярная масса компонентов

нефтяного газа ОСР пластовой нефти,

г/моль

Пл.

Бз

Пл.

В|

Пл.

Вг

161

144

142

Нефтяной газ ОСР пл. нефти | 33,5 | 34,4 | 39,5

Допустим, что нефтяные газы ОСР пластовых нефтей Тананык-

ского месторождения смешиваются в следующем соотношении:

на 1000 м' нефтяного газа пласта Б^ приходится 400 м' нефтяного

газа пласта В, и 600 м' нефтяного газа пласта В^ (все объемы нефтя-

ного газа заданы при нормальных условиях: 0,1013 МПа и 273 К).

РЕШЕНИЕ

Компонентный состав смеси любых многокомпонентных сис-

тем, в том числе и нефтяных газов можно рассчитать по формуле

295

(2.190).

Для этого необходимо знать не объемное, а молярное соот-

ношение количеств смешиваемых газов. Допустим, что нефтяные

газы ОСР пластовой нефти данного месторождения подчиняются

законам идеального газа. Тогда, молярный объем нефтяного газа

каждого пласта при одинаковых термобарических условиях одина-

ков,

а при нормальных условиях равен 22,4 л/моль. Легко показать,

что в этом случае численно объемные и молярные доли смешивае-

мых нефтяных газов совпадают:

^-| ;-1 'и ^-|

Так как Т7 = ". то уравнение (2.184) можно представить (напри-

мер,

для у = 1) в виде:

Л^Гх = Е ^'; -А- = П3,06

•

1000

6,2

•

400

14,03

•

бОО;

•

-^- = 11,98%.

; = / у Л» 2000

Молярная масса 11-го, так называемого, условного компонента

УК С^^высшие, исходя из уравнения (2.184) и приведенных выше

замечаний, может быть рассчитана по уравнению (2.184), которое,

для рассматриваемого случая (при ^ = 1) может быть приведено к

виду удобному для использования в данном примере:

^ д

;••'

_ (\ 60,6

•

1000 +144,2

•

400 + 142,3

•

бОО;

2000 '

где молярная масса «тяжелых» паров нефти в составе нефтяного

газа ОСР пластовой нефти выражена в г/моль.

Молярную массу смеси нефтяных газов ОСР пластовых нефтей

Б^,

В| и В^, применительно к известной информации, удобно рас-

считывать исходя из определения молярной массы:

3 3

к ЕЛ/;.»; ^

1":

1«; '-' Ее;

33,5 1000+ 34,4-400+ 39,4-600

1000

+ 400 +

600

= 35,5.

Результаты аналогичных расчетов по определению компонент-

ного состава смеси газов и все полученные результаты в решении

примера приведены ниже в виде таблицы.

296

Компонентный состав смеси нефтяных газов ОСР

Тананыкского месторождения

№

п/п

Компонентный состав смеси нефтяных газов ОСР пластовых нефтей

Компонент

Азот

Диоксид углерода

Сероводород

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Норм, бутан

Пары нефти

в том числе

Изопентан

Норм, пентан

УК гексан

+высшие

Молярная доля,

11,98

0,33

0,91

29,52

20,76

18,86

3,95

7,30

6,40

2,66

2,12

1,63

Молярная масса,

г/моль

92,5

152

Смесь нефтяных газов | 100 | 35,5

12.2.

Расчет температуры и плотности смеси пластовых

(промысловых) нефтей

Пусть для смешивающихся потоков нефтей известно:

Р/м,;.У = 1-3

—

плотность нефтиу-ой залежи (/-го потока);

^п^,^,^

= 1-3

—

температура нефти у-ой залежи (/-го потока);

V^,^.У = 1-3

—

массовая доля нефтиу-ой залежи (/-го пото-

ка) в смеси нефтей.

Специфической особенностью сформулированной задачи

является необходимость учета различия температур смешивае-

мых потоков.

Если известны массовые доли потоков в смеси, то плот-

ность смеси определяется из формулы:

Рг

1 _у У^,;

(2.192)

В формуле (2.192), в общем случае, все температуры различ-

ны,

поэтому в этой формуле неизвестны два параметра:

• температура смеси, 1^ и

297

• ПЛОТНОСТЬ смеси, р^.;

следовательно, вычислить по этой формуле плотность сме-

си нефтей без дополнительной информации нельзя.

Если температуры смешиваемых потоков равны (дополни-

тельная информация)

1^ш(.,

1=1-3^ (2.193)

то расчет по формуле (2.192) дает значение плотности смеси

нефтей, однако, только при уже известной температуре смеси,

что не решает поставленной проблемы.

В общем случае применение формулы (2.192) обуславливает

необходимость учитывать удельную теплоемкость каждого по-

тока до его смешения, что позволит рассчитать температуру

смеси, затем вычислить ее плотность.

Истинная теплоемкость нефтей и их фракций «любого со-

става» при заданной температуре, в первом приближении, мо-

жет быть рассчитана по формуле [15]:

С,, - 1674,7-(2,025-р,,,), (2.194)

где

С .

—

удельная изобарная теплоемкость у-го потока пласто-

вой нефти, Дж/(кг-К);

р,

^ = '

—

относительная (по воде) плотность у-го потока

пластовой нефти при пластовой температуре;

Рги,]~

ПЛОТНОСТЬ

у-го потока пластовой нефти, кг/м^

Исходя из материального баланса, можно утверждать, что

теплосодержание смеси пластовых нефтей равно сумме тепло-

содержаний потоков, ее образующих:

СР{Е^Л^1=1С,,/^/^-,У, (2.195)

298 ,

где

С^— удельная теплоемкость смеси нефтей при температуре

смеси

1у_.

Из (2.195) следует:

1 3

^1=7;г-Е(<^лУ^>-С,у), (2.196)

где 11/^^^,7=1-3. (2.197)

Для вычисления С^ применим формулу (2.194):

с; = 1674,7

•

(2,025-р, (/,)), (2.198)

где

Рх (^1) ~ гшотность смеси нефтей при температуре 1^.

Так как в общем случае температура смеси отличается от

температуры смешиваемых потоков, то, считая, что для смеси

потоков нефтей выполняется закон аддитивности, будем иметь:

где

Ру

(^5:)

—

плотность у-го потока пластовой нефти при темпе-

ратуре 1^ смеси нефтей , которая формально может быть вы-

числена по формуле:

Р^^^^ЬТТТТ-ТГГТЛ. (2.200)

1 +

«г(^1-0

299

Коэффициент температурного расширения

<x^

может быть,

в первом приближении, рассчитан по корреляционной зависи-

мости И.И. Дунюшкина:

а.) = 10-^

(Р:.)^

/-20

0,58 +

р'^,,

[^^•

10-^ -1,2

•

(р'^,,

- 0,68)) ЮОО

К300°С (2.201)

С учетом (2.199) расчетная формула (2.198) приобретает вид:

С^'=1674,7

2,025-

{к)]

(2.202)

Таким образом, поставленная задача по определению плот-

ности смеси нефтей

р^.

(/^) и ее температуры /^ решена:

9Лк)

„д

Хг^-(1-«,-(<.-С.))

\^Р«л,;

(2.203)

x^/ч'^/.,,

1674,7'^

[

2,025-

Рял,;

-Л

(2.204)

Численно, например, методом последовательных прибли-

жений (итераций) из (2.204) находится температура смеси, за-

тем из (2.203) ее плотность.

300

—

12.3.

Расчет газового фактора смеси пластовых нефтей

Газовый

фактор пластовой нефти представляет собой отно-

шение объема

нефтяного

газа ОСР

пластовой

нефти к объему

(или массе

—

удельный газовый фактор) образовавшейся дега-

зированной нефти. Из определения

удельного газового фактора

пластовой

нефти

г (п * \ _

^ст(Ро,1>'2о/

^СТ\Ро.1>'20)

- /

Яоср

следует:

п (п 1 \_

ЯОСР

^ОСР'"ОСР

Роср '

ЯОСР

РОСР

^"ОСР'

"ОСР

24,35-10-'п'ос, (2.205)

Так как

^ОСР' '^ОСР

п'

\- М'

"ОСР _ * ^^ОСР

Я'

Ж' ' (2-206)

"ОСР ^^ ОСР

то

Осг(Ро.„^2о) =

2А,Ъ5ЛО-'.

}^:^осР

^2.207)

^*^ОСР' ^^ОСР

Как было показано выше, молярная доля нефтяного газа,-

Мдср

выделившегося из смеси пластовых нефтей в процессе ее

равновесного разгазирования, может быть вычислена из урав-

нения (2.68), которое применительно к смеси нефтей будет

иметь вид:

Д ^^^•{к^{Ро,,^2о)-^) ^д

N^^Ро.,>^20)•(к,{Ро.п(20)-^У ' ^^-^^^^