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

Подождите немного. Документ загружается.

• Результаты расчетов при у > I выполняются аналогично.

• Заполнение колонок 9 и 10 табл.

П 11.3.1

производится в резуль-

тате вычислений по формуле (1.14), начиная со второй фракции:

^ 75-40,219 , ,а, ~

|;^'=~бЛ058-

= '''''^";

ошибка расчетного значения определяется по типовому алгоритму:

д,=М^^.,00 = 30%.

Полученные результаты расчетов заносятся в колонки 9 и

табл.

П1.3.1.

• Дальнейшее заполнение колонок 9 и 10 производится анало-

гично.

• Расчет разгонки Дмитриевской нефти по ИТК для возможнос-

ти сравнения с экспериментальными данными закончен.

Результаты сопоставления экспериментальных данных и рас-

четных значений разгонки нефти по ИТК Дмитриевского мес-

торождения, представленные в табл. П1.3.1 примера 1.3, позво-

ляют сделать следующие заключения:

— Максимальное отклонение расчетных значений накоп-

ленного выхода фракций от экспериментальных полу-

чается на начальном участке разгонки нефти по ИТК

(конкретно для Дмитриевской нефти угленосного го-

ризонта эта температура составляет 100 °С).

— Максимальная ошибка в данном примере составляет

45 %.

— Корректировка расчетных формул за счет учета обоб-

щенной корреляции (1.12) не изменяет значение тем-

пературы, при которой отмечается максимальное от-

клонение расчетных значений (100 °С).

— Учет корреляции (1.12) в расчетных формулах позво-

ляет уменьшить максимальную ошибку расчета на на-

чальном участке разгонки нефти по ИТК почти на 10

%, до 36 %.

— Использование логарифмической аппроксимации экс-

периментальных данных на начальном участке разгонки

нефти по ИТК позволяет уменьшить максимальную

ошибку расчета на порядок, до 5,2 %.

— Стыковка начального участка (с логарифмической ап-

проксимацией) и основного участка разгонки нефти

ПО ИТК, то есть определение температуры конца на-

чального и начала основного участков разгонки нефти

по ИТК целесообразно при той температуре выкипа-

ния, при которой происходит пересечение графиков

начального и основного участков разгонки нефти по

ИТК (колонки 7 и 9 табл. П1.3.1), рис. 1.2.

Сшивка начального и конечного участков разгонки нефти по

ИТК

600

о 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

Суммарный выход фракций,

масс

Рис. 1.2. Иллюстрация к определению конца начального и начала конечного

участков разгонки Дмитриевской нефти по ИТК

Дальнейшее рассмотрение вопросов моделирования пласто-

вой нефти будем проводить, опираясь на рассмотренный выше

пример П1.3 с Дмитриевской нефтью угленосной свиты Куй-

бышевской области.

Фактические данные по типовому исследованию глубинных

проб пластовых нефтей Дмитриевского месторождения в ми-

нимальном объеме после согласования их по материальному

балансу (корректировки в пределах допустимых погрешностей

для выполнения равенства (1.7)) представлены в табл. 1.9. В

составе пластовой нефти Дмитриевского месторождения выде-

ляется 12 компонентов: 10

—

индивидуальных и 2

—

условных

компонента нефти, на долю которых приходится 49,67 % моль

от всей пластовой нефти.

Таблица

1.9

Согласованные данные

ОСР

пластовой нефти

Дмитриевского месторождения угленосной

свиты,

скв.

63 [14]

№

Параметры

Значения

Пластовая нефть

Плотность, кг/м'

Газонасыщенность (газовый фактор), м'/м'

Объемный коэффициент

Молярная масса, г/моль

745,5

76,81

1,267

130,63

Нефтяной газ ОСР

Относительная плотность по воздуху

Молярная масса, г/моль

1,123

31,86

Дегазированная нефть

Плотность, кг/м'

Динамическая вязкость, мПас

Молярная масса,'г/моль

842,2

6,65

207,9

Компонентный состав

№

п/п

Компо-

ненты

со.

НзЗ

СН4

СгНб

СзН8

1-С4Н10

П-С4Н10

•-С5Н,2

П-С5Н12

Сб.

м,

г/моль

28,013

44,011

34,080

16,043

30,069

44,097

58,123

72,150

86,178

243,188

Молярные доли, %

Пластовая

нефть

2,67

0,04

0,00

16,99

10,28

9,92

0,95

4,96

1,78

2,74

4,84

44,83

Дегазированная

нефть

0,008

0,001

0,000

0,156

0,692

2,390

0,518

3,458

2,005

3,396

7,662

79,713

Нефтяной газ

ОСР пластовой

нефти

6,077

0,100

0,000

38,457

22,533

19,580

1,707

6,828

1,752"

1.752"

1,217

') Разбивка пентана на изомеры в первом приближении

Для наглядности на рис. 1.3 представлены имеющиеся дан-

ные по физико-химическим свойствам (молярные массы и плот-

ности) фракций, которые выделяются при разгонке Дмитриев-

ской нефти по ИТК из той же скважины 21, что рассматрива-

лась выше в примере 1.3.

1000

900

800

700

^1'

= -г 600

с а

(в 500

400

300

200

100

^.А

-•-Тк

-Н1-М

-тк—Ко

20 40 60

Суммарный выход фракций,

масс.

Рис. 1.3. Разгонка Дмитриевской нефти по ИТК и характеристики фракций

(плотность, молярная масса), приложение П1.18

Как видно из рис. 1.3, все графики имеют монотонный ха-

рактер, поэтому недостающая в исследованном диапазоне экс-

периментальная информация может быть дополнена интерпо-

ляцией. Сложнее вопрос о получении информации за предела-

ми интервала экспериментальных данных, в частности, пер-

вых и последних фракций. При решении этих вопросов необ-

ходимо удовлетворять требования материального баланса.

Найдем молярную массу первой фракции.

В табл. 1.10 представлена выборка физико-химических

свойств фракций только по их плотности и молярной массе.

Таблица

1.10

Разгонка (ИТК) нефти Дмитриевского месторождения

угленосной свиты и характеристики фракций [31]

№

п/п

Интервал

температур кипения,

«С

До 28 (газ по Сд)

28-75

75-100

100-112

112-128

128-140

140-150

150-156

156-166

166-180.

180-194

194-212

212-230

230-250

250-270

270-285

285-300

300-321

321-340

340-360

360-378

378-400

400-^18

418-435

435-454

454-480

Остаток

Массовая доля

фракции,

% масс.

2,12

2,26

2,36

2,42

2,50

2,61

2,68

2,61

2,74

2,85

2,80

2,74

2,80

2,74

2,85

2,74

2,80

2,92

2,85

2,92

2,96

2,85

30,25

Молярная

масса

фракции,

г/моль

108

134

168

190

232

278

330

378

Плотность

фракции,

кг/мЗ

640

680

710

720

740

750

760

770

780

800

810

820

830

840

850

860

870

880

890

900

910

Используя аппарат констант фазового равновесия и компо-

нентный состав нефтяного газа однократного стандартного раз-

газирования (ОСР) пластовой нефти, (см. табл. 1.9), определя-

ется состав пластового газа, оставшегося растворенным в дега-

зированной (промысловой) нефти:

1 -

(1.19)

Молярные доли первых десяти индивидуальных компонен-

тов,

содержащихся в дегазированной (промысловой) нефти,

пересчитываются в массовые доли по формуле:

ГПп М'-п^гр, ^ хг, М-

I _ '"0СР1 ^ -'"/ '^ОСР^ ^ М' ._ .

^°'"'' ~ т М' -п' '"'''' М' . ' = 1 - 10-

"^ЮСР ^^^ОСР "ОСР ^"ОСР

Исходя из принятой концепции, что промысловая нефть,

подвергаемая разгонке по ИТК и дегазированная нефть пос-

ле однократного стандартного разгазирования (ОСР) пласто-

вой нефти по ОСТ 39 112-80, в первом приближении, одина-

ковы по компонентному составу, следуют очевидные соот-

ношения по:

• количествам фаз

«лл

=Поср+

п'оср

=п'+п'^ п'оср=п';

п'оср

п', (1.20)

• массам фаз

"^пл =

Кср+ ^оср - ^'+ '"'

^оср

'"'/ '^оср

^'' (1-20а)

• связи молярных масс пластовой и дегазированной нефти и

нефтяного газа ОСР пластовой нефти

^ - ^дл _ ^ОСР

^ОСР _ ^ОСР' %СР _[ "^ОСР' ^ОСР _

^пл ^пл "пл ^пл , (1.21)

~ "^ОСР ^ОСР"^ "^ОСР ^ОСР

• аналогично, связи молярных масс пластовой и промысло-

вой нефти

• равенства молярных масс дегазированной и промысловой

нефтей

М'оср=М';

М'оср

= М', (1.22)

• связи массовых долей дегазированной нефти и, наконец,

т'

\ '^ 1 '^

'"/Ы '"/и / = / '"л! 1 = 1

'^{ЪосР^ +1^ОСРХ

(1.22а)

• аналогичных связей массовых долей промысловой нефти

лм' 1 27 1 12

т„„ т^р-, ' т^,=/

( 3 26 \

1=2 ]=4

(1.23)

Считая, что в процессе разгонки нефти по ИТК промыс-

ловая нефть разделяется на смесь газов и «условные компо-

ненты», понимаемые далее как «условно индивидуальные»,

имеем:

1 = 1

^/=Ём'ош. (1.24)

Если равенство (1.24) не выполняется, то рекомендуется в

дальнейших расчетах использовать или правую, или левую час-

ти равенства. Для примера, в дальнейшем будет использовать-

ся правая часть выражения (1.24).

Так как массовая доля нефтяного газа в составе дегазиро-

ванной нефти Дмитриевского месторождения меньше массо-

вой доли первой фракции разгонки промысловой нефти по

ИТК, то массовые доли всех остальных компонентов будут в

дальнейшем пересчитаны так, что в сумме получатся необхо-

димые 100 %.

№

п/п

Расчет молярной массы первой фракции:

Компо-

ненты

С02

Н28

СН4

С2Нб

СзН8

1-С4Н10

п-аню

Смесь

М, г/моль

28,013

44,011

34,080

16,043

30,069

44,097

58,123

52,13

Компонентный состав первой фракции

дегазированной нефти, %

Молярные

0,008

0,001

0,000

0,156

0,692

2,390

0,518

3,458

Е^10СР =7,251

Массовые

0,0010

0,0003

0,0000

0,0117

0,0998

0,5065

0,1649

0,9567

Хн''оср=1'74

м;-^—

ОСР

м:

х^:

1N;,

ОСР

- 1=1

ОСР

1=1

/=/

^ЮСР

52,13^/:

моль.

Температуры кипения индивидуальных углеводородов [35],

по которым в дальнейшем (если не сказано иное) выделяются

условные компоненты в промысловой нефти, составляют: пен-

тан - 36,073 °С; гексан - 68,740 °С; гептан - 98,428 °С; октан -

125,665 °С; нонан - 150,798 °С и декан - 174,123 °С.

Суммарная массовая доля выхода фракций при разгонке не-

фти Дмитриевского месторождения по ИТК до температуры

175 °С составляет практически четвертую часть ее массы.

Отсутствующие данные по молярной массе и плотности про-

межуточных фракций разгонки Дмитриевской нефти по ИТК

можно определить, применяя интерполяцию, например, с ис-

пользованием степенного многочлена Лагранжа, сплайн

—

фун-

кций и т.д.

В результате проведенных расчетов по определению недо-

стающих свойств отдельных фракций разгонки Дмитриевской

нефти по ИТК, вместо табл. 1.10 имеем следующую таблицу

физико-химических свойств нефти (табл.

1.11):

Таблица

1.11

Результаты расчетов свойств фракций

№

п/п

Средняя

температура

кипения

фракций, "С

Газ

106

120

134

145

153

161

173

187

203

221

240

260

278

293

311

331

350

369

389

409

427

445

467

Остаток

Массовая

доля

фракций,

% масс.

1,730

2,269

2,369

2,430

2,510

2,620

2,691

2,620

2,751

2,861

2,811

2,751

2,811

2,751

2,861

2,751

2,811

2,932

2,861

2,932

2,972

2,861

30,371

Суммарный

выход

фракций,

% масс

1,730

3,999

6,368

8,738

11,167

13,677

16^298

18,988

21,609

24,229

26,980

29,842

32,653

35,404

38,155

40,966

43,717

46,578

49,329

52,140

55,072

58,003

60,865

63,796

66,768

69,629

100,000

Молярная

масса,

г/моль

52,13

108

115,67

124,28

134

145,71

157,18

168

175,11

182,12

190

202,48

216,56

232

246,7

262,44

278

294,79

312,48

330

346,62

362,8

378

391,15

Плот-

ность,

кг/м^

644,1

683,2

710,1

722,7

735,9

747

760,7

771,5

781

795,1

809,5

816,1

822

830

835,4

841,7

848,4

853,5

860,3

867,9

877

882

891

899

905,9

Отсутствие в табл. 1.11 значений характеристик граничных

фракций нефти вызвано тем, что экстраполяция здесь не при-

менима из-за существенной величины погрешности результа-

тов.

Статистика показывает, что зависимости характеристик

фракций нефти от температуры кипения на границах могут

существенно изменяться по сравнению с основной (централь-

ной) их частью.

1.7. Моделирование состава пластовой нефти и согласование

результатов исследования ее свойств

Рассмотрение вопросов моделирования компонентного со-

става пластовой нефти продолжим на примере Дмитриевской

нефти угленосной свиты.

В табл. 1.9 предыдущего параграфа приведены согласован-

ные экспериментальные данные по типовому исследованию

глубинных проб пластовой нефти Дмитриевского месторожде-

ния, а в табл. 1.12 с использованием интерполяционных про-

цедур данных из табл. 1.11 результаты расчета физико-хими-

ческих свойств фракций разгонки Дмитриевской нефти по ИТК

с заданными средними температурами кипения.

Таблица

1.12

Свойства «узких» фракций (условных компонентов)

заданными средними температурами кипения

№

п/п

Условные

компонен

ты

Газ до Сд

УКС5

УКСб

УКС7

УКС8

УКС9

УК Сю

УКСп

УКС12

УКСп

УК См

УКС|5

УКС16

Остаток

Нефть

Температу

ра

кипения,

'С

68,74

98,43

125,67

150,80

174,12

195,89

216,28

235,43

253,52

270,61

286,79

Выход, % масс

фрак-

ций

1,73

сум-

марный

1,73

100,00

Молярная масса

фракций,

г/моль

52,13

118,99

143,00

168,83

178,75

188,05

199,04

213,90

227,93

241,22

Плотность

фракций,

кг/мз

664,6

697,6

727,8

755,7

781,6

805,7

814,3

821,0

827,3

833,3

839,0

215(207,9)1) 1840,6(842,2)1)

Примечания:

1) Значения молярной массы и плотности в скобках соответствуют де-

газированной нефти. Расхождение соответствующих значений

свойств промысловой нефти составляет по: