ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 107
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов
2.1.1 Основные элементы и соединения
Абсолютная пористость обычно математически выражается следующими соотношениями:
• Площадь резервуара = 640 акров
• Эффективная пористость = 15%
Рассчитайте начальный объём нефти в STB ?
Initial oil in place = PV(1-So)/Bo
Остаточная нефтенасыщенность, Sor
Диаграмма отношения- Давления- Температура
Эти многокомпонентные диаграммы давления-температуры в основном используются для:
Диаграмма отношения- Давления- Температура
Эти многокомпонентные диаграммы давления-температуры в основном используются для:
• Классификации резервуаров
• Классификации природных
углеводородные системы
• Фазовое поведение пластовой жидкости
Чтобы полностью понять значение диаграмм давления и температуры, необходимо определить и определить следующие ключевые моменты на этих диаграммах:
• Cricondentherm (Tct) -Крикондентерм определяется как максимальная температура, выше которой жидкость не может образовываться независимо от давления (точка E). Соответствующее давление называется Крикондентермическое давления pct.
• Cricondenbar (pcb)—Криконденбар - это максимальное давление, выше которого газ не может образовываться независимо от температуры (точка D). Соответствующая температура называется температурой Криконденбара Tcb.
• Critical point—Критическая точка для многокомпонентной смеси называется состояние давления и температуры, при которых все интенсивные свойства газовой и жидкой фаз равны (точка C). В критической точке соответствующие давление и температура называются критическим давлением Рc и критической температурой Tc смеси.
• Phase envelope (two-phase region)—Область, окруженная кривой точки насыщения и кривой точки росы (линия BCA), в которой газ и жидкость сосуществуют в равновесии, определяется как фазовая оболочка углеводородной системы.
• Quality lines - пунктирные линии на фазовой диаграмме называются линиями качества. Они описывают давление и температурные условия для равных объемов жидкостей. Обратите внимание, что линии качества сходятся в критической точке (точка C).
• Кривая точки насыщения—Кривая точки насыщения(линия BC) определяется как линия, отделяющая жидкостную фазу от двухфазной.
• Кривая точки росы—Кривая точки росы (линия AC) определяется как линия, отделяющая паровую фазу от двухфазной.
2.1.3 Фазовое поведение
Фаза
- Любая однородная и физически отличная часть системы, которая отделена от других частей системы определенными ограничивающими поверхностями
Три формы
- Твердый (например, лед)
Жидкость ( вода)
Пар (например, водяной пар)
Для многокомпонентной системы фазовые диаграммы иллюстрируют фазу, которую конкретное вещество примет при определенных условиях давления, температуры и объема.
2.1.3 Фазовое поведение
Система природного газа
- Состоит в основном из легких углеводородов алканового ряда, причем метан (CH4) и этан (C2H6) составляют от 80 до 90% объема типичной смеси. Метан и этан существуют в виде газов при атмосферных условиях.
Сжиженный нефтяной газ (LPG)
Преимущественно пропан или бутан, по отдельности или в смеси, который поддерживается в жидком состоянии под давлением в ограничивающем сосуде.
Природный газ жидкий (NGL)
Жидкие природные газы - это углеводороды, сжиженные на поверхности в полевых условиях или на газоперерабатывающих заводах. Природный газ жидкости включают этан, пропан, бутаны и природный бензин.
2.1.3 Фазовое поведение
Сухой газ
- Газ, содержащий мало или не содержащий углеводородов, коммерчески извлекаемый в виде жидкого продукта.
Влажный газ
Синоним «богатого» газа. Обратитесь к определению «богатый газ». Подача газа на газоперерабатывающий завод для извлечения жидкости.
2.1.3 Фазовое поведение
Сернистый газ (Sour gas)
- Газ, содержащий нежелательное количества сероводорода, меркаптанов и / или диоксида углерода.
Малосернистый газ (Sweet Gas)
Газ, который содержит минимальное количество серы и / или CO2
2.1.3 Фазовое поведение
Модель «чёрной» нефти
- Коллекторы нефти также известны как сырая нефть с низкой уровнем. Его температура меньше критической. Резервуар изначально не насыщен и может растворять больше газа, если присутствует газ. Газ не будет образовываться в резервуаре, пока давление не достигнет точки насыщения, и в этот момент оно насыщается и содержит столько растворенного газа, сколько может удержать. Любое снижение давления приведет к выделению газа с образованием свободной газовой фазы в резервуаре. Дополнительный газ выделяется из нефти при ее перемещении из пласта через ствол скважины на поверхность, что вызывает некоторую усадку нефти. Условия разделения хорошо лежат внутри фазовой оболочки, что указывает на то, что на поверхность поступает относительно большое количество жидкости.
Начальная добыча газ к нефти (GOR) 2000 SCF/STB или меньше
Удельный вес нефти в резервуаре 35 °AНИ или тяжелее
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7.
2.1.3 Фазовое поведение
«Летучая» нефть
- Коллекторы нефти также известны как сырая нефть с высокой усадкой. Они содержат относительно меньше тяжелых молекул и больше промежуточных соединений (определяемых с этана до гексаны), чем резервуары нефти. Критическая температура намного ниже, чем для нефти и близка к пластовой температуре.
Линии расположены не равномерно, а смещены вверх к линии пузырьковой точки. Небольшое снижение давления ниже точки насыщения вызывает выброс большого количества газа в пласт. Линии с намного более низким процентным содержанием жидкости пересекает условия сепаратора - отсюда и название «летучая» нефть.
Initial producing gas-oil ratio of 2000 - 3300 SCF/STB
Stock-tank oil gravity of 40 °API or higher (contains fewer heavier hydrocarbon molecules)
2.1.3 Фазовое поведение
Ретроградный газ
- Также известен как ретроградный газоконденсатный пласт.
Его температура находится между критической и крикондентермой. Первоначально ретроградный газ является полностью газом в пласте (точка 1). По мере снижения пластового давления ретроградный газ имеет точку росы (точка 2). Когда давление снижается, жидкость конденсируется из газа, образуя свободную жидкость в резервуаре. Эта жидкость обычно не течет и не может быть использована. Жидкость будет поступать из самых тяжелых фракций в плотной фазе жидкости. Когда давление падает ниже точки росы, образование жидкости увеличивается, пока давление находится в ретроградной области. Ниже ретроградной области происходит некоторое испарение.
Initial producing gas-oil ratio of 3300 – 150,000 SCF/STB
Stock-tank oil gravity of 40 - 60 °API
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7.
2.1.3 Фазовое поведение
«Влажный» газ
- В резервуаре с влажным газом поверхностную жидкость обычно называют конденсатом, а газ из резервуара иногда называют газом-конденсатом, что приводит к замешательству между влажными газами и ретроградными газами.
Обратите внимание, что вся фазовая диаграмма лежит ниже температуры пласта. Жидкость в пласте существует исключительно в виде газа в пласте на протяжении всего снижения пластового давления. Путь давления не входит в фазовую оболочку, и, таким образом, в пласте не образуется жидкость. Условия сепаратора находятся внутри фазовой оболочки, что приводит к образованию некоторой углеводородной жидкости на поверхности.
Initial producing gas-oil ratio > 50,000 SCF/STB
Producing GOR remains constant throughout the reservoir life
Stock-tank oil gravity of 40 - 60 °API
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7.
2.1.3 Фазовое поведение
«Сухой» газ
- Термин «сухой» означает, что газ не содержит достаточно тяжелых молекул для образования углеводородной жидкости на поверхности. Обычно немного жидкой воды конденсируется на поверхности. Это часто называют просто «газовым резервуаром». Это приводит к замешательству, потому что влажные газовые резервуары иногда называют газовыми резервуарами. Кроме того, ретроградный газ обычно существует в виде газа в пласте. Сухой газ - это в основном метан с некоторыми промежуточными соединениями. Углеводородная смесь представляет собой исключительно газ в пласте, и нормальные условия поверхностного сепаратора выходят за пределы фазовой оболочки. Таким образом, теоретически на поверхности не образуется углеводородная жидкость.
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7.
2.1.3 Фазовое поведение
Source: Ken Arnold & Maurice Stewart. 2008. Surface Production Operations. Volume One. Design of Oil Handling Systems and Facilities. Elsevier Inc. ISBN: 978-0-7506-7853-7.
2.1.3 Фазовое поведение
Два метода для характеристики обмена фаз
- Модель «черной» нефти
- Предполагается, что два компонента (нефть и газ) распределены в две углеводородные фазы (жидкость и пар)
Лучше всего подходит для нелетучей нефти (нефтяной резервуар)
Композиционная модель
Лучше всего подходит для легких фракций нефти, конденсатов и природных газов
Нужно знать каждый компонент композиции
2.1 Модель «черной» нефти
Black Oil Model
Физические свойства нефти
Физические свойства газа
Физические свойства воды
Вводные параметы:
На поверхности
Oil Production Rate, q’o
Gas Production Rate, q’g
Oil API gravity, °API
Gas specific gravity, γg
In-situation condition (in-situ)
Pressure, p
Temperature, T
Output:
In-situ:
RS , RSW
Bo , Bw , Bg
ρo , ρw , ρg
μo , μw , μg
σo , σw
Black Oil Model
2.2.1 Свойства нефти
Модель «Black Oil»
Физические свойства нефти
- Producing Gas/Oil Ratio (Соотношение газа и нефти) , RP
Solution Gas/Oil Ratio (Соотношение газа к нефти в растворе) , Rs
Коэффициент пластового объёма нефти, Bo
Дебит нефти на месте (in-situ cond.), Qo
Oil density (Плотность), ρo
Oil Viscosity (Вязкость), µo
Surface tension (Поверхностное натяжение), σ
Модель «Black Oil»
Физические свойства нефти
- Соотношение газа и нефти, RP
- Определяется как отношение всего газа, который добывается в стандартных условиях, к объему добываемой нефти в условиях резервуара.
Включает растворенный газ в условиях на месте (in-situ cond.)
Модель «Black Oil»
Физические свойства нефти
- Solution Gas/Oil Ratio, Rs
- Определяется как количество газа (в стандартном состоянии), которое растворяется в единичном объеме нефти, когда оба они поступают в резервуар при превалирующем давлении и температуре
