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

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 1.1

Индивидуальные и условные компоненты газа, выделившегося из

пластовой нефти в результате ее однократного стандартного

разгазирования (ОСР)'

Тип

компонента

Индивидуаль-

ные

Условные

Унифицированные номера компонентов (по их летучести)

1 2 3 4

5 6 7

Компоненты

Неуглеводородные

Л/2

N2.

СОз Н28

Углеводородные

СН4

С2Нб СзН,

I С4Н10

УКС4

П С4Н1д

Примечания:

1) Условный компонент

М^^

представляет собой смесь азота и редких

газообразных (при стандартных условиях) компонентов пластовой

нефти: гелий, аргон, водород и др. В промысловых расчетах этот

условный компонент наделяется свойствами чистого азота и рас-

сматривается далее как индивидуальный компонент М^

2) Иногда в исходной информации сведения о содержании изомеров

бутана не разделяются, а приводятся в сумме. Так как изомеры бу-

тана существенно различаются по температуре кипения, летучести

и плотности, (табл. 1.2), то необходимо их смесь (условный компо-

нент УК С) наделить расчетными значениями температуры кипе-

ния, плотности и константы фазового равновесия. Известны раз-

личные методы их оценки. Учитывая, что УК

С^

заменяет два ком-

понента, то в таких случаях, в дальнейшем, закрепляя за ним пози-

цию 7, принимается, что компонент унифицированной позиции 8 в

составе растворенного газа отсутствует.

Таблица 1.2

Свойства изомеров бутана^

№

п/п

Свойства

Температура кипения при 760 мм рт. ст., С

Плотность (при равновесном давлении

насыщенного пара), кг/м^

Температура кристаллизации, С

Динамическая вязкость (при 0 С и равновесном

давлении насыщенного пара), мПа-с

Давление насыщенного пара (при 0 С), кПа '

Изомеры бутана

'О^/о

-11,72

557,3

- 159,60

0,214

155,331

ПС4Н10

-0,50

578,9

- 138,35

0,207

103,250

'Давление (абсолютное).

' ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

^ Физико-химические свойства индивидуальных

углеводородов.

Под ред. Татевского

В.М.

Гостоптехиздат.

М., 1960. 412 с.

ПРИМЕР 1.3.1

В справочнике^ приводятся составы нефтяного газа, выделяю-

щегося из пластовых нефтей при их однократном стандартном раз-

газировании (ОС?) пластовой нефти. Например, для Елабужского

нефтяного месторождения, компонентный состав нефтяного газа ОС?

пластовой нефти, идентичный справочным данным, представлен в

табл. 1.3.1.

Таблица 1.3.1

Состав нефтяного

газа

ОСР пластовой

нефти

Елабужского месторождения

Объемная доля компонентов, % об.

N2.

26,2

26Д

С02

0,5

Н28

СН4

28,0

С2Н6

13,2

СзН,

17,5

1С4Н10

пС^Ню

9,8

Унифицированный (в соответствии с

табл.

1.1)

состав нефтяного

газа^

об.

0,5

28,0

13,2

17,5

9,8'** 0

УК С,+

4,8

4,8^*'

Плот-

ность

(кг/м^)

1,482

'''Условный компонент

УК

С4;

^''Условный компонент

УК

С5^^.

Унифицированный номер такого условного

компонента,

как пары нефти

С5+,

рассматривается

ниже.

ПРИМЕР 1.3.2

В том же справочнике нефтяной газ однократного стандартного

разгазирования (ОСР) пластовой нефти, например, горизонта О,

Ивановского месторождения, имеет следующий состав, (табл.

1.3.2).

Таблица 1.3.2

Состав нефтяного

газа ОСР

пластовой нефти горизонта

О^

Ивановского месторождения

Объемная доля компонентов, % об.

N2+

8,7

С02

0,8

Н25

СН4

50,0

ОЯб

10,4

СзНа

18,2

1С4Н10

пСШш

8,4

СзНп'")

2,8

Унифицированный (в соответствии с

табл.

2.1)

состав нефтяного газа. % об.

0,8

50,0

10,4 1 18,2

8,4 0

2,8

Сб*1'1

0,7

Плот-

ность

(кг/мЗ)

1,246

'*'

Условные ко.ипоненты

УК

С;

УК

0^+.

Унифицированные но.мера этих условных

ко.»понентов,

состав.чяющих пары

нефти,

рассматриваются

низке.

Требин

Г.Ф.,

Чарыгин

Н.В., Обухова Т.М. Нефти

месторождений

Советского

Союза. Справочник.- 2-е изд., доп. и

перераб.

М., Недра, 1980, 553 с.

1.3.2. Состав

дегазированной

нефти''

В табл. 1.3 приведено продолжение перечня индивидуаль-

ных и условных компонентов пластовой нефти, каждый из ко-

торых, в отличие от перечня компонентов табл. 1.1, является

жидким при атмосферных условиях. Последний 16-ый компо-

нент в промысловых условиях добычи нефти можно принять

нелетучим, так называемая «нелетучая часть (НЧ)», то есть со-

держанием 16-го компонента или его наиболее летучих частей

в нефтяном газе можно пренебречь (в диапазоне термобари-

ческих условий промысловой системы сбора).

Таблица 1.3

Ранжирование компонентов нефти

Индивидуальные и условные компоненты нефти

Тип

компонента

Индивиду-

альные

Условные

Унифицированные номера компонентов (по их летучести)

9 10 11 12 13

15 16

Компоненты

/ С5Нп

УКС5

п С5Н12

1б

УКСб

УК

С?

УК

С?

УК

Се

УКСз

УКСя

Ъо

УК Сю

^НЧ

УКСнч

Многокомпонентные смеси (фракции нефти)

известными (заданными)

их

характеристиками:

•

температурой начала

конца кипения

фракции;

•

молярной

массой:

•

плотностью

т.д.,(]

10,

нч).

ЗАМЕЧАНИЯ:

1) Иногда в исходной информации сведения о содержании изопентана и

нормального пентана не разделяются, а приводятся в сумме. Так как

изомеры пентана различаются по температуре кипения и плотности

(табл. 1.4), то необходимо их смесь, как отдельный условный компо-

нент (УК С,), наделить своими индивидуальными (расчетными) зна-

чениями температуры кипения, плотности, констант фазового рав-

новесия. Существуют различные методы таких оценок [7, 21].

2) Учитывая, что УК С^ заменяет два компонента, то в таких случаях,

по аналогии с УК С^, закрепляя за УК С, позицию 9, принимается,

что компонент позиции 10 в составе нефти отсутствует (последняя

строка в табл. 1.3).

'Дегазированная нефть - нефть после ОСР глубинной пробы пластовой нефти,

лабораторный термин; плотность дегазированной нефти является характеристи-

ческим

параметром

нефти.

Таблица

1.4

Свойства изомеров

пентана^

№

п/п

Свойства

Температура кипения при 760 мм рт.

ст., °С

Плотность (при температуре 20 С),

кг/м^

Динамическая вязкость (при 0 С),

мПас

Изомеры пентана

нео-

пентан

9,50

613^''

0,327

изо

пентан

27,852

619,63

0,277

норм,

пентан

36,073

626,19

0,283

'*' Относительное содержание неопентана в пластовой нефти, настолько мало, что

в промысловых расчетах разгазирования пластовой нефти индивидуально он не

учитывается.

^*'

При температуре

С.

3) Все остальные, более тяжелые условные компоненты не-

фти представляют собой достаточно узкие фракции нефти, ус-

ловно выделяемые, например, по:

—

температурам кипения на основании данных разгонки

промысловой нефти по истинным температурам кипе-

ния (ИТК), проводимых в специализированных органи-

зациях (ВНИИ НП и др.),

—

молярным массам,

—

плотностям или

—

совокупности специально выбираемых характеристик фракций.

4) Для любого аналогичного разделения пластовой нефти на

условные компоненты принимается, что последний компонент

(в данном случае УК НЧ) при термобарических условиях в тру-

бопроводах промысловой системы сбора, объектах промысло-

вого обустройства и подготовки нефти к транспорту является

практически нелетучим.

5) Очевидно, что при необходимости можно выделять ус-

ловные компоненты в составе нефти каким

—

либо другим удоб-

ным для пользователя способом; более того, существенно уве-

личить или уменьшить число выделяемых условных компонен-

тов.

Выбор способа определяется поставленными целями и

предпочтениями пользователя.

Физико-химические

свойства

индивидуальных

углеводородов.

Под ред. Татевского

В.М.

Гостоптехиздат.

М., 1960. 412 с.

1.3.3. Пары нефти в составе

нефтяного

газа

Как следует из предьщущего парафафа, при принятом вы-

делении компонентов составляющих пластовую нефть, в не-

фтяном газе в виде паров формально могут присутствовать только

семь,

в том числе условных, компонентов пластовой нефти:

—

индивидуальные:

—

изопентан,

—

нормальный пентан и

—

пять («летучих») условных компонентов: УК С^

—

УК

С^^.

Как правило, в результате стандартного лабораторного хро-

матографического анализа компонентного состава паров нефти

в нефтяном газе удается вьщелить всего один условный компо-

нент С5+, который представляет собой смесь всех компонентов,

составляющих пары нефти. В связи с тем, что очень часто это

единственный источник информации о составе пластовой не-

фти, полученной по результатам ОСТ 39 112-80, то приходится

пары нефти характеризовать интегрально только одним этим

условным компонентом С5+. Следовательно, вся жидкая часть

пластовой нефти фактически смоделирована всего

двумя

услов-

ными компонентами, требующими их идентификации:

—

первый

—

смесь головной части летучих компонентов не-

фти, частично испаряющихся в нефтяной газ при ОСР пласто-

вой нефти,

—

УК Сд^. В соответствии с введенным ранее пред-

ставлением о пластовой нефти, состав паров нефти в нефтя-

ном газе является функцией не только состава пластовой не-

фти, но и термобарических условий разгазирования, то есть

—

УК С5,(р, Т),

—

второй

—

смесь неиспарившихся при ОСР пластовой не-

фти летучих компонентов, обогащенных более «тяжелыми»

компонентами нефти УК С^^(р, 7) и относительно «нелетуче-

го» остатка

—

УК НЧ.

Таким образом, компонентный состав всей жид-

кой части пластовой нефти фактически модели-

руется не просто двумя компонентами, а такими

условными компонентами, физико-химические

характеристики которых определяются не столько

компонентным составом пластовой нефти, сколь-

ко термобарическими условиями процесса ее раз-

газирования.

Это

принципиальное

положение ранее не акцентировалось при

описании компонентного состава пластовой нефти. Однако

именно это обстоятельство обуславливает сложность теорети-

ческого описания, адекватного экспериментальным исследо-

ваниям изменения состава и свойств нефтяного газа и промыс-

ловой нефти в изменяющихся термобарических условиях раз-

работки залежей нефти при давлении ниже давления насыще-

ния пластовой нефти газом, эксплуатации добывающих сква-

жин, сбора и подготовки скважиннои продукции до товарных

кондиций. Отмеченное обстоятельство является также причи- .

ной затруднений в понимании закономерностей фазового по-

ведения пластовой нефти.

Для описываемого случая состав пластовой нефти может быть

представлен 11-ю (1 вариант) или 10-ю (2 вариант) компонента- /

ми,

(см. табл. 1.5), в которой, учитывая, что промежуточные

компоненты не идентифицированы, их унифицированные но-

мера просто опущены.

Для 1-го варианта все промежуточные компоненты содер-

жатся в трех последних компонентах: 9-ом, 15-ом и 16-ом, а для

2-го варианта

—

в двух последних компонентах: 9-ом и 16-ом.

Условный компонент УК НЧ представляет собой нелетучую

часть (НЧ) нефти, а УК ОСр^

—

условный компонент «остаток,

ОС».

В табл. 1.5 второй вариант описания компонентного состава

пластовой нефти методически более прост, так как идентифи-

кация условного компонента УК

С^^(р,Т)

сопровождается труд-

ностями, разрещить которые в ряде случаев без привлечения

дополнительной информации нельзя.

Если в составе паров нефти в нефтяном газе ОСР пластовой

нефти вьщеляются пентаны и условный компонент УК С^^, то,

по аналогии с примером компонентного состава в табл. 1.5

(вариант 2), рассмотренным выще, более полный модифици-

рованный компонентный состав пластовой нефти представлен

в табл. 1.6 (вариант 3).

Таблица 1.5

Вари-

ант

Вариант

представления состава

пластовой нефти

Индивидуальные и условные компоненты пластовой нефти

Унифицированные номера компонентов

N2,

С02

н^

СН<

СгЯб

сл

1С4И10

ПС4И10

у/;гс5.гр,77

ул"с„.грт;

УКНЧ

Унифицированные номера компонентов

Л/2.

СОг

ЯгХ

СН^

СгН,

СзН,

1С4И10

пС^Ню

У/;ГС5.ГР,77

укс^т)

Варианты представления компонентного состава

пластовой нефти

Таблица 1.6

Вари-

ант

Индивидуальные и условные компоненты пластовой нефти

Унифицированные номера, химическая формула (для индивидуальных) и

обозначение (для условных) комионенхов

Л^г^

С02

Я>5

СН4

С2Ш

оя«

1С4Н10

ПС4Н10

гСзНю

пСзНю

УКСб

УКС?

УКСк

УКС9

УКСю

УКНЧ

Унифицированные номера, химическая формула (для индивидуальных) и

обозначение (для условных) компонентов

N2*

С02

Н25

СН4

ОЯб

С}Ш

1С4Н10

ПС4Н10

УЛ-С5+

УКОС

Унифицированные номера, химическая формула (для индивидуальных) и

обозначение (для условных) компонентов

N2*

С02

Н25

СНА

ОЯб

оя«

1С4Н10

пС4Нш

ЮзНю

пСзНю

УКСб*

УКОС

-4

1.4. Однократное стандартное разгазирование (ОСР)

глубинных проб пластовой нефти (по ОСТ 39 112-80)

Исследование глубинных проб пластовой нефти по ОСТ

39 112-80 является единственным достоверным эксперименталь-

ным источником информации о физико-химических свойствах

пластовой нефти.

Учитывая большую ценность сведений о физико-химичес-

ких свойствах пластовой нефти, каждый отбор глубинных проб

сопровождается следующей информацией: месторождение, про-

дуктивный пласт, номер куста, номер скважины, дата отбора

глубинных проб, количество отобранных проб (не менее трех)

с указанием типа пробоотборника и службы, производившей

отбор проб. Указываются сведения о скважине и условиях от-

бора проб: глубина скважины, интервал перфорации, дата вво-

да скважины в эксплуатацию, способ эксплуатации скважин,

давление и температура:

• пластовые,

• на глубине отбора проб,

• в скважине на глубине интервала перфорации,

• на устье и затрубное давление.

Приводятся данные о работе скважины: диаметр штуцера,

дебит скважины, обводненность, оценки газового фактора по

промысловым замерам.

В пояснительной записке специализированных лабораторий

по исследованию глубинных проб приводятся результаты ана-

лиза качества отобранных проб по величине давления в пробо-

отборниках и объемах отобранных проб.

Основные результаты исследования по каждой глубинной

пробе пластовой нефти включают сведения по эксперименталь-

ному определению следующих показателей:

• давление насыщения пластовой нефти газом, МПа;

• удельный (на единицу массы дегазированной нефти) газо-

вый фактор при однократном стандартном разгазировании (ОСР)

пластовой нефти, мУт;

• удельный газовый фактор при ступенчатом разгазирова-

нии пластовой нефти, мУт;

• объемный коэффициент пластовой нефти при:

— пластовых давлении и температуре,

— давлении насыщения пластовой нефти газом

и пластовой

температуре,

— ступенчатой сепарации пластовой нефти;

• коэффициент сжимаемости пластовой нефти при пласто-

вой температуре, (МПа)';

• температурный коэффициент объемного расширения де-

газированной нефти, (°С)"';

• плотность, кг/м^:

— пластовой нефти при пластовых условиях;

— дегазированной нефти при стандартных условиях;

— нефти после ступенчатой сепарации при стандартных

условиях;

• вязкость, мПа-с:

— пластовой нефти при пластовых условиях;

— дегазированной нефти при стандартных условиях;

— нефти после ступенчатой сепарации при стандартных

условиях;

• плотность нефтяного газа:

— ОСР пластовой нефти, кг/м^;

— после ступенчатой сепарации пластовой нефти, кг/м';

• физико-химические характеристики дегазированной нефти:

—

плотность (при 20 °С), кг/м';

— вязкость, мПас: при 20 °С,

при 50 °С;

— температура застывания, °С;

— содержание, % масс:

о серы,

о смол силикагелевых,

о асфальтенов,

о парафинов;

— температура плавления парафинов, °С;

— фракционный состав:

о температура начала кипения, °С,

о содержание светлых фракций, % об.

при температуре

до:

100 °С,

150

°С,

200

°С,

250

°С,

300

°С;

• удельная теплоемкость, кДж/(кг-К):

— пластовой нефти,

— дегазированной нефти;

• теплопроводность, Вт/(м-К):

— пластовой нефти,

—

дегазированной нефти;

• компонентный (молярный, массовый) состав нефтяного газа

ОСР пластовой нефти, дегазированной и пластовой нефти;

• молярная масса нефтяного газа ОСР пластовой нефти, де-

газированной и пластовой нефти;

• компонентный (молярный, массовый) состав нефтяного газа

и нефти после ступенчатого разгазирования пластовой нефти;

• основные свойства водонефтяных эмульсий:

— вязкость, плотность, условия инверсии фаз.

1.5. Характеристические параметры нефти

Некоторые из свойств пластовой нефти нефтяных место-

рождений, определяемых при исследовании глубинных проб

отдельно или в сочетании, тесно связаны с ее генезисом и

поэтому часто используются как характеристические парамет-

ры пластовой нефти, например, такие как:

• плотность дегазированной нефти,

р'оср

• вязкость дегазированной нефти,

\^'оср

'•>

• газовый фактор пластовой нефти, б^^с/»!

• плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти,

Рос/>!

• давление насыщения пластовой нефти газом, р^ ',

• объемный коэффициент пластовой нефти, Ь^;

• компонентный состав нефтяного газа ОСР пластовой не-

фти,

ТУ,'

/=1-15;

• фракционный состав дегазированной нефти.