ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 106
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:
Поправка на эффект солености :
Rsw = растворимость газа в чистой воде;
Rswb = растворимость газа в морской воде, scf/STBW;
S = солёность воды, wt% of NaCl
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Коэффициент пластового объёма воды, Bw
- Определение: объем на месте, занимаемый 1 STB воды
Ниже точки насыщения
p = psia
T = °F
Tx = T - 60
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Коэффициент пластового объёма воды, Bw
- Выше точки насыщения
Bwb = Коэффициент пластового объёма воды в точке насыщения
pb = Давление воды в точке насыщения, psia
cw = Сжимаемость воды, psi-1
Meehan (1980):
cwf = Коэффициент изотермической сжимаемости воды свободной от газа, psi-1
cwg= Коэффициент изотермической сжимаемости газонасыщенной воды, psi-1p= psia; T= °F; S = salinity of water
Также важно отметить, что растворимость газа в воде очень низкая по сравнению с растворимостью в нефти. Поэтому обычной практикой является пренебрежение сжимаемостью и растворимостью в газе воды и принимать в качестве Bw воды 1,0.
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Плотность воды, ρw
- Пренебрегая солёностью в воде
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Вязкость воды, ρw
- Вязкость воды увеличивается с давлением и растворенными твердыми веществами и уменьшается с увеличением растворимости газа
Matthew and Russel (1967)
- Функция температуры, солености и давления
Обратите внимание в случае эмульсии (см. 2.1.2)
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Поверхностное натяжение между водной и газовой фазами, σw
- Сильное влияние температуры и слабое влияние давления
Lyons et al. (2009)
Where: p = psia; T = °F; σx = dynes/cm
Модель «Black Oil»
Физические свойства воды
- Объемный расход пластовой воды на месте (in-situ), Qw
Модель «Black Oil»
Заключение объемных расходов
- Объемный расход сырой нефти на месте
Объемный расход пластовой воды на месте
Объемный расход пластового газа на месте
2.3 Композиционная модель
2.3 Композиционная модель
Количество углеводородной жидкости, которая существует в газовой фазе или жидкой фазе в любых точках процесса
, определяется с помощью мгновенного расчета
Для данного давления и температуры каждый компонент в газовой фазе будет зависеть не только от давления и температуры, но также от частичного давления компонента
Количество газа зависит от общего состава жидкостей, поскольку мольная доля любого одного компонента в газовой фазе является функцией мольной доли любого другого компонента в этой фазе
2.3 Композиционная модель
Эквилибриум значения “K”
- Функция давления и температуры и состава паровой и жидкой фазы
Nitrogen
Methane
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
KN = постоянная для компонента N при данной температуре и давлении
VN = моли компонента N в паровой фазе
V = общее число молей в паровой фазе
LN = моли компонента N в жидкой фазе
L = общее число молей в жидкой фазе
2.3 Композиционная модель
Рассчитать VN, LN для расчета свойств жидкости
(2*N + 2) equations
Methane
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
Where
(2*N + 2) unknows (VN, LN, L, V)
2.3 Композиционная модель
Рассчитать VN, LN для расчета свойств жидкости
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
Step 1. Guess V/L
Step 2. Calculate KN or obtain KN from Graph
Input: FN
Step 3. Calculate VN and LN using
Step 4. Calculate L or Obtain V using
Step 6.
No
Yes
Output:
V/L=V/Lnew
LN, V N
Step 5. Calculate new V/LNew
2.3 Композиционная модель
Пример
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
2.3 Композиционная модель
Молекулярный вес газа
Расход газа
- Если поток входного потока известен как число молей в день, количество молей в день потока газа можно определить по
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
2.3 Композиционная модель
Жидкая молекулярная масса
Удельный вес жидкости
Расход жидкости
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. Courtesy of GPSA Engineering Data Book.
References Book
Surface Production Operations. Volume 1. By Ken Arnold and Maurice Stewart. 2014.
GPSA Engineering Data Book. Fourteen edition. 2016.
Multiphase Flow in Wells. by James P. Brill and Hemanta Mukherjee. 1999. Appendix B – Fluid and Rock Properties
