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

Подождите немного. Документ загружается.

. 61

215-207 9

а. молярной массе ^"'--100

3,4 %•

Ь.

плотности 840,6-842,2 ^^д^_д-

842,2 -^•

2) Клнематическая вязкость промысловой нефти Дмитриевского мес-

торождения составляет 7,64 мм7с; динамическая вязкость дегазиро-

ванной Дмитриевской нефти равна 6,65 мПа.с.

Пересчитаем кинематическую вязкость промысловой нефти в динами-

ческую и сравним ее с вязкостью дегазированной нефти:

7,64(10-')^-840,6

6,4210-'Пас

6,42 мПас .

6,42-6,65 ^др_з,5%

о, 65

3) Как следует из представленных оценок, расхождение значений срав-

ниваемых физико-химических свойств промысловой и дегазирован-

ной нефти Дмитриевского месторождения вполне укладывается в

пофсшность нефтепромысловых данных.

В табл. 1.12 представлен расширенный перечень условных

компонентов Дмитриевской нефти угленосной свиты, средняя

температура кипения которых равна температуре кипения со-

ответствующего нормального углеводорода (кроме УКС^), мо-

лярные массы и плотности этих условных компонентов.

Для заполнения недостающих данных табл. 1.12 можно ис-

пользовать различные подходы.

Так средняя температура кипения УКС^, как и для осталь-

ных условных компонентов, может быть принята равной тем-

пературе кипения нормального углеводорода

—

пентан. Или

же может быть использована информация (при наличии тако-

вой) о содержании в дегазированной нефти (табл. 1.9) изо-пен-

тана и норм.-пентана.

Для принятия решения о том, какой подход выбрать, а так-

же для получения далее полного представления о характерис-

тиках всех выделенных условных компонентов, необходимо

собрать дополнительную экспериментальную информацию по

моделируемой нефти.

При исследовании нефти, кроме разгонки по ИТК, также

определяется фупповой углеводородный состав фракций, вы-

кипающих до 200 °С [31]. На основании этих данных можно

оценить состав и характеристики граничных фракций.

Данные экспериментального изучения группового состава

фракций Дмитриевского месторождения, выкипающих

до

200°С,

представлены в табл. 1.13. Из этих данных следует, что фрак-

ция с температурой кипения в диапазоне 28-60°С на 100 %

состоит из метановых углеводородов, а это значит, что УКС^

можно представить как смесь только индивидуальных углево-

дородов, причем физико-химические характеристики этой сме-

си можно рассчитать из ее состава.

Таблица

1.13

Групповой углеводородный состав фракций нефти Дмитриевского

месторождения угленосной

свиты,

выкипающих до

200

°С [31]

Температура

кипения, °С

28-60

60-95

95-122

122-150

150-200

28-200

Выход на

нефть,

% масс

1,5

2,4

4,5

6,1

11,4

25,9

кг/мЗ

629,9

676,9

715,9

774,7

782,6

738,3

Содержание углеводородов, % масс

аромати-

ческих

нафте-

новых

Ъ>

метано-

вых

100

Температура кипения УКС^, представляющего смесь изо-пен-

тана (с температурой кипения 27,852 °С) и норм.-пентана, мо-

жет быть вычислена следующим образом:

гг _ -' 9,0СР

^ т —

/ ГГ1 /

^ 9,0СР + ^ Ю.ОСР'^ Ю.ОСР _

9.0СР

\1/

Ю.ОСР

•' 9,0СР ^ 9,0СР ^ ^ 10,ОСР -'* 10,ОСР _

М' + ЛА'

9,0СР^

^^ 10,ОСР

27,852-0,023+ 36,073-0,031

0,023

+ 0,031

= 32,56 "С,

(1.25)

где

Т,д—

температура кипения УКС^, °С;

^р,ос/"

'^ю.оср

~ температуры кипения индивидуальных ком-

понентов

—

изо-пентана и норм.-пентана, соответственно, °С;

'^'я.оср'

^'ю.оср'^

^'9,оср> ^'1о,оср

~ массовые и молярные доли

в дегазированной нефти индивидуальных компонентов

—

изо-

пентана и норм.-пентана, соответственно.

Следует обратить внимание на то, что в формуле (1.25) до-

пускается производить расчет средней температуры кипения

УКС,

как по массовым, так и по молярным долям. Однако, это

лишь частный случай, справедливый только для смесей ком-

понентов, имеющих одинаковые молярные массы. В данном

случае молярные массы изо-пентана и норм.-пентана одина-

ковы, поэтому:

УЯОСЯ _ ^ 9,0СР

^9,0СР "^ ^

10,ОСР

^ Я.ОСР'^ ^

10,ОСР

^Ю.ОСР _ ^

Ю.ОСР

^9,0СР "^ ^Ю.ОСР '^9,0СР'^'^Ю.ОСР

В противном случае среднюю температуру кипения следует

вычислять только по массовым долям.

Значение молярной массы УКС^ можно принять равной

молярной массе индивидуального углеводорода — пентан

(72,15 г/моль). Далее, применяя интерполяцию, можно опре-

делить недостающие молярные массы условных компонентов.

Плотность УКСз также, как и температуру его кипения мож-

но рассчитать как плотность смеси изо-пентана (плотность

619,63 кг/м^ [35]) и норм.-пентана (плотность 626,19 кг/м^ [35]):

/ ^

'^'я.оср

'^[й.оср

^ 0,023

0,031 ^ ^^^ 4 кг/м^

^'9.оср

Ухо.оср

0>023 ^ 0,031 ' ""^"^ ^^ ^^^

9'9,оср р;о,ос/. 619,63 626,19

где

Р;о

—

плотность УКС^, °С;

Р'яоср» Р/аося~ плотности индивидуальных компонентов

—

изо-пентана и норм.-пентана, соответственно, °С.

После проведенных расчетов по формулам (1.25), (1.26) и

интерполяционных процедур для поиска недостающих данных

в табл. 1.12 можно заполнить пустые ячейки в ней. Табл. 1.12 в

заполненном виде представлена ниже, табл. 1.14.

Таблица

1.14

Свойства «узких» фракций (условных компонентов)

с заданными средними температурами кипения

№

п/п

Условные

компо-

ненты

Газ до СА

УКС5

УКСб

УК С;

УК Се

УКС9

УК Сю

УК Си

УК €12

УКС13

УК Си

УКС15

УКС16

Остаток

Нефть

Темпера-

тура

кипения,

°С

32,56

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

1,11

2,14

2,92

4,16

5,76

7,09

3,42

3,20

3,01

2,84

2,68

2,54

57,40

сум-

марный

1,73

2,84

4,98

7,90

12,07

17,83

24,92

28,34

31,54

34,54

37,38

40,06

42,60

100,00

Молярная

масса

фракций,

г/моль

52,13

72,15

90,11

105,17

118^99

143,00

168,83

178,75

188,05

199,04

213,90

227,93

241,22

Плотность

фракций,

кг/мЗ

622,4

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)

840,6 (842,2)1)

Сопоставительный анализ температур кипения и молярных

масс индивидуальных углеводородов [34] и фракций разгонки

нефти по ИТК (табл. 1.14) позволяет утверждать, что молярная

масса условных компонентов (фракций нефти) со средней тем-

пературой кипения соответствующей температуре кипения нор-

мального углеводородов выше, чем молярная масса соответ-

ствующего нормального углеводорода, рис. 1.4.

100 150 200

Температура кипения,*С

Рис.

1.4.

Характерное превышение молярной массы условных компонентов

над

молярной массой индивидуальных углеводородов парафинового ряда

с той же

температурой кипения

Этот факт свидетелыггвует о сложном групповом составе фрак-

ций разгонки нефти по ИТК даже в том случае, когда они сравни-

тельно «узкие». Поэтому условные компоненты дегазированной

(промысловой) нефти не могут иметь одинаковые с индивидуаль-

ными углеводородами физико-химические свойства при средней

температуре кипения УК, совпадающей с температурой ютения

нормального углеводорода.

Так как массовые доли условных компонентов (фраьсций не-

фти) по данным табл. 1.14 превышают (2,5

—

3) % масс, число их

существенно больше, чем необходимо для проведения промысло-

вых расчетов с заданной погрешностью, как при проектировании,

так и при анализе внутри промысловых задач то, нефть можно

разбить на более мелкие условные компоненты, но ограничиться

при этом меньшим числом фракций, только наиболее летучими.

Зная аппроксимацию экспериментальных данных разгонки не-

фти по ИТК с достаточной для промысловых расчетов пофешно-

стью,

можно найти массовую долю любой произвольно вьщелен-

ной узкой фракции нефти.

Так называемую «сшивку» промысловых данных по резуль-

татам определения физико-химических свойств глубинных проб

пластовой нефти и результатов экспериментального изучения

физико-химических свойств фракций промысловой нефти при

разгонке ее по ИТК достаточно корректно можно произвести,

например, по следующему алгоритму:

По промысловым данным вычисляется молярная доля

нефтяного газа ОСР пластовой нефти:

^^ ОСР

24,35-Ро„

1 +

М'оср-С

где Роср

кг

м;

ОСР

моль

; 0=,

У.

(1.27)

Молярная доля индивидуальных компонентов в составе

пластовой нефти находится по формуле:

N..

= м:

1,0СР

к,

^ ^^ОСР

(

1,0СР

ФСР

, /= 1-10. (1.28)

Молярная доля условных компонентов в пластовой нефти

может быть вычислена по компонентному составу дегазиро-

ванной (промысловой) нефти также с использованием констант

фазового равновесия, как и в предыдущей формуле:

N,=N'^(\-N'оср(^-к^)),

/ = 1-15, у = (/-9), (1.29)

где

—

порядковый номер фракции разгонки нефти по ИТК,

начиная с фракции нефти, средняя температура кипения ко-

торой равна температуре кипения УКС^ или УКС^.

В формуле (1.28) компоненты с номерами 9 и 10 соответ-

ствуют изо-пентану и норм.-пентану. А в формуле (1.29) ком-

понент с номером 10

—

это УКС^. В зависимости от того, как

принято рассматривать УКС^:

а. как чисто условный компонент или как

Ь.

смесь индивидуальных компонентов (изо-пентана и норм.-

пентана)

(см.

табл. 1.13 и комментарии к ней), расчет состава пласто-

вой нефти следует производить

• в случае (Ь) по формуле (1.28) для компонентов с номерами

9 и 10,

• в случае (а) долю компонента с номером 9 в пластовой

нефти следует принять равной О, а долю компонента с номе-

ром 10 рассчитывать по формуле (1.29).

Молярная доля условно нелетучей части нефти

Л'^^

опре-

деляется как разность:

1 = 1

Л^«ч=1-Ё^-. (1-30)

Молярные массы условных компонентов находятся из гра-

фика типа рис. 1.3 или табл. 1.10 после проведения интерпо-

ляционных процедур или с использованием дополнительной

экспериментальной информации, как это изложено при запол-

нении табл. 1.14.

6. Молярная масса условно нелетучей части нефти вычисля-

ется, исходя из значения молярной массы дегазированной не-

фти по формуле

м = '^

« . (1.31)

1-Х^;

Предложенный алгоритм построения модели пластовой не-

фти опирается на использование аппарата констант фазового

равновесия.

Для определения констант фазового равновесия (КФР) ком-

понентов пластовой нефти, включая условные, воспользуемся

алгоритмом их расчета, апробированным применительно к не-

фтяным месторождениям Западной Сибири [18, 19]:

Выбираются модифицированные авторами [18] темпера-

туры кипения индивидуальных и условных компонентов плас-

товой нефти и вычисляются соответствующие им значения па-

раметра корреляции

Предложенные авторами

[18]

значения

температуры кипения

параметра

представлены

табл.

1.15.

Таблица

1.15

Характеристика свойств индивидуальных и условных компонентов

/ыастовых нефтей по Шилову

В.

И. и

Крикунову

В. В.

[18]

№

п/п

Компоненты

Азот

Диоксид

углерода

Сероводород

Метан

Этан

Пропан

И-бутан

Н-бутан

И-пентан

Н-пентан

УКСб

УКС7

УКСа

УКС9

(УК С,*)

УК Сю

Нелетучая

часть

Свойства компонентов

Моляр,

масса,

г/моль

28,0

44,0

34,1

16,0

30,1

44,1

58,1

72,1

86,2

91,2

104,0

230,4

Нормальная

температура

кипения,

Г„(

К )

по

[181

77,4

123,0

45,0

139,1

217,3

261,4

272,6

301,0

309,2

341,9

371,6

398,8

559,7

[26]"

77,4

194,7

212,8

111,7

184,5

231,1

261,3

272,7

301,0

309,2

341,9^1

371,62)

398,82)

424,02)

447,32)

560')

Критические

Температура,

7'..

( К)

по [18]

126,2

304,21

190,56

305,33

369,85

408,15

425,16

460,43

469,75

507,4

529,1

552,4

717,2

[26]')

126,2

304,2

373,2

190,6

305,4

369,8

408,1

425,2

460,4

469,6

507,42)

540,22)

568,82)

594,62)

617,62)

7172)

Давление, р,,

(МПа)

по

[181

3,39

7,38

/4,6

4,87

4,25

3,66

3,80

3,38

2,94

3,49

3,12

1,31

[26]')

3,39'»

7,38^)

8,94'»

4,6'')

4,88'»

4,25^)

3,65<)

3,80»

3,38")

3,37<)

2,972И)

2,742И)

2,482И)

2,312Н)

2,112)")

1,4221-'И1

Пара-

метр,

305,3

402,4

126,8

402,4

773,4

1132,6

1197,0

1325,8

1378,9

1534,1

1919,5

2137,3

2840,0

Птшечшшя

(справочные].

данные

для:

') сравнения.

нормальных углеводородов.

') нормального гексадекана (Л/;^ =

226

г/моль).

•»

Значения пересчитаны по формуле: 1атм=0,10132472 МПа.

Для остатка УКС,^. критические параметры рассчитываются

по формулам [18]:

^^Т;

(С,,) = 1,2891-^^/-.(Ср^)-0,2891 •^^М,,-0,004; (1.32)

^ЯЛ

(С',+ )

= 3,6031-^^ГДС,^)-2,6031-^^М,^-3,635. (1.33)

После исправления замеченных опечаток формула авторов

[18] для расчета нормальной температуры кипения принимает

вид:

Т,{С,,)

{в1,5%-18М,,)

1,246

(1.34)

Рассчитывается отклонение молярной массы «тяжелого»

условного компонента УК С9+ (условно нелетучая часть не-

фти) по формуле [18]:

АЛ/р^

= 240 - Мз^. (1.35)

По отклонению молярной массы ДМ9+вводится поправка +Д9

к параметру 6 для метана по табл. 1.16 или графику рис. 1.5.

Таблица

1.16

Корректирующая поправка

параметру 9 для метана при отклонении

молярной массы компонента

УК

С^^

от 240

г/моль

№

п/п

Значения

отклонений

молярной массы,

Д Мд+, г/моль

-ПО

-90

-70

-50

-30

-10

молярной массы

усл. компонента,

М9+,

г/моль

350

330

310

290

270

250

230

210

200

190

154

поправки ± А6 к

параметру 9 для

метана

+ 8,4

+ 8,6

+ 6,8

+ 4,4

+ 2,2

+ 0,5

-0,3

-0,1

+ 0,4

+ 3,4

На графической иллюстрации поведения поправок 0 (рис.

1.15) представлена их аппроксимация с достаточно хорошим

совпадением (К.^ = 0,9992) с табличными значениями.

!Л 4

• 2

§ О

у = -5Е-08)

••

+ 2Е-06х' + 0,0012х^ 0,0462л - 0,0836

К"-0^)992

-150

-100 -50 О 50

Отклонения молярной массы остатка, г/моль

100

Рис.

1.5.

Величина корректировки параметра

6 для

метана

зависимости

от

отклонения молярной массы

УК С9+ от 240

г/моль

Рассчитывается комплексный параметр'

.Г^

при заданной

температуре Т, в рассматриваемом алгоритме, равной 20 °С,

для каждого /-го компонента:

а. для метана, (/ =4; Г.= 20 + 273 = 293 К):

/;,,,,^ =(126,8 ± АО)

Ь.

для остальных компонентов:

45 293

(1.36)

^и-^г[Т,!-Т-)^а^-^)

гр-1 _

гр

-1

101325^

Т,1-Т-'

1 = 1-14, (1Ф 3; 4;

где Г.= 293К;/?^.=>[Па].

Определяются коэффициенты А и В:

(1.37)

(1.38)