Файл: Лекция Обзор основных свойств флюидов.pptx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 09.02.2024

Просмотров: 91

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов

Содержание

2.1.1 Основные элементы и соединения

2.1.1 Основные соединения

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физикалық қасиеттері

2.1.2 Физикалық қасиеттері

2.1.2 Физикалық қасиеттері

2.1.2 Физикалық қасиеттері

2.1.2 Физикалық қасиеті

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физические свойства

Свойства горных пород

Существуют две основные категории анализов керна, которые проводятся на образцах в отношении физических свойств пород-коллекторов. Это:

Пористость

Абсолютная пористость

Абсолютная пористость обычно математически выражается следующими соотношениями:

Эффективная пористость

Эффективная пористость представляет собой процентную долю взаимосвязанного порового пространства по отношению к объемному объему, или

Эффективная пористость

Эффективная пористость

Объем пор пласта может быть затем определен путем объединения предыдущих уравнений. Выражение объема пор пласта в кубических футах дает:

Пример 2

• Площадь резервуара = 640 акров

• Средняя толщина = 10 футов

• Влагонасыщенность = 0,25

• Эффективная пористость = 15%

Рассчитайте начальный объём нефти в STB ?

Пример 2

Пример 2

Initial oil in place = PV(1-So)/Bo

Насыщение

Остаточная нефтенасыщенность, Sor

Подвижная нефтенасыщенность, Som представляет собой еще одну интересующую насыщенность и определяется как доля объема пор, занимаемого подвижной нефти, выраженная следующим уравнением:

Средняя насыщенность

Пример 2

Пример 2

Пример 2

2.1.3 Фазовое поведение

Диаграмма отношения- Давления- Температура

Эти многокомпонентные диаграммы давления-температуры в основном используются для:

• Классификации резервуаров

• Классификации природных

углеводородные системы

• Фазовое поведение пластовой жидкости

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1.3 Фазовое поведение

2.1 Модель «черной» нефти

Black Oil Model

2.2.1 Свойства нефти

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

2.2.2 Свойства газа

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

2.2.3 Свойства воды

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

Модель «Black Oil»

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

2.3 Композиционная модель

References Book

Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов

Содержание


2.1 Обзор
    2.1.1 Основные элементы
    2.1.2 Физические свойства
    2.1.3 Фазовое поведение

    2.2 Модель «черной» нефти

    2.2.1 Нефтяные свойства и особенности
    2.2.2 Нефтяные свойства и особенности
    2.2.3 Нефтяные свойства и особенности

    2.3 Композиционная модель

2.1.1 Основные элементы и соединения

2.1.1 Основные соединения


Name
Compound
MW*
Critical temperature
Critical pressure

Tc (°R)
Tc (K)
Pc (psia)
Pc (Mpa)

Methane
C1
16.043
343.2
190.67
673.1
4.641

Ethane
C2
30.070
549.9
305.50
708.3
4.884

Propane
C3
44.097
666.0
370.00
617.4
4.257

i-Butane
iC4
58.124
734.6
408.11
529.1
3.648

n-Butane
nC4
58.124
765.7
425.39
550.1
3.793

i-Pentane
iC5
72.151
829.6
460.89
483.5
3.334

n-Pentane
nC5
72.151
846.2
470.11
489.8
3.377

Hexane
nC6
86.178
914.2
507.89
440.1
3.034

Heptane
nC7
100.205
972.4
540.22
395.9
2.730

Octane
nC8
114.232
1024.9
569.39
362.2
2.497

Nonane
nC9
128.259
1073.0
596.11
334.0
2.303

Decane
nC10
142.286
1115.0
619.44
312.0
2.151

Carbon dioxide
CO2
44.01
547.5
304.17
1070.2
7.379

Helium
He
4.003
9.5
5.28
33.2
0.229

Hydrogen
H
2.016
59.8
33.22
189.0
1.303

Hydrogen sulfide
H2S
34.08
672.4
373.56
1306.5
9.008

Nitrogen
N2
28.02
227.0
126.11
492.2
3.394

Oxygen
O2
32
278.6
154.78
736.9
5.081

Water
H2O
18.02
1165.2
647.33
3209.5
22.129

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

Hydrocarbon

Non-Hydrocarbon

2.1.2 Физические свойства

2.1.2 Физикалық қасиеттері


Молекулярлық салмақ және салыстырмалы молекулярлық салмақ
Газдың меншікті салмағы, Z-фактор, және тығыздығы
Сұйықтың тығыздығы және меншікті (үлестік) салмағы
Тұтқырлығы

2.1.2 Физикалық қасиеттері


Молекулалық салмақ және салыстырмалы молекулалық салмақ, молдер саны, n:
    Салыстырмалы молекулалық салмақ


мұндағы:

m: салмақ, lb

M: молекулярлық салмақ, lb/lb-mol

Мұндағы:

MW: қоспаның салыстырмалы молекулярлық салмағы, lb/lb-mol

(MW)i: iші компоненттің молекулярлық салмағы, lb/lb-mol

yi: iші компоненттің молекулярлық үлесі, -

2.1.2 Физикалық қасиеттері


Газдың меншікті салмағы, Z-фактор, және тығыздығы
    Газдың меншікті салмағы γg:
      Стандартты жағдайдағы газдың салыстырмалы молекулярлық массасының ауа салмағына қатынасы ретінде анықталады


MWg: газдың молекулярлық салмағы

MWair: ауаның молекулярлық салмағы, 28.96 lb/lb-mol

2.1.2 Физикалық қасиеттері


Газдың меншікті (үлестік) салмағы, Z-фактор және тығыздығы
    Нақты газдың ауытқу коэффициенті, Z
      Сондай-ақ сығылу коэффициенті немесе "Z-фактор" деп аталады»
      Газ тығыздығын есептеу кезінде маңызды
      Қысым, температура және нақты газ құрамының функциясы
      Газдың нақты көлемінің газдың идеалды көлеміне қатынасымен анықталады

2.1.2 Физикалық қасиеті


Газдың меншікті (үлестік) салмағы, Z-фактор және тығыздығы
    Нақты газдың ауытқу коэффициенті, Z
      Идеалды газ
        Молекулалардың көлемі сыйымдылықтың жалпы көлемімен салыстырғанда шамалы.
        Молекулалары арасында өзара тартылу немесе итеру (тебу) күші жоқ
        Молекулалары кездейсоқ соқтығысады және бұл молекулааралық қақтығыстар серпімді болады
        Идеалды газ заңы:


Where:

p = абсолютное давление, psia

Videal = объём газа, ft3

n = число молей газа (m/MW)

R = универсальная газовая постоянная (10.73 psia-ft3/lbmol-°R or 8314.3 Pa-m3/kgmol-°K)

T = абсолютная температура, °R

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Реальный газ
        Углеводород или природные газы не являются чистыми или однокомпонентными газами. Они представляют собой смеси многокомпонентных газов и называются «реальными газами».
        Базовые предположения об идеальном газе действительны только при стандартных условиях, но не при повышенных условиях давления и температуры.
        На основе эмпирических исследований уравнение состояния модифицируется для реальных газов, чтобы использовать Z-фактор, определяемый как:

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Standing and Katz (1942)
        Z-фактор зависит не от величины давления и температуры, но от их значений относительно критического давления и температуры или пониженных давления и температуры
        Псевдо-пониженное давление и температура, Ppr и Tpr


Standing and Katz Chart

based on hydrocarbon gases with molecular weights less than 40.

Correction is needed if nonhydrocarbon above 5%.

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.

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Псевдо критическое давление и температура
        Каждый компонент имеет свое собственное критическое давление и температуру, за пределами которых, границы фаз исчезают, и газ не может быть сжижен одним давлением
        Критическое давление и температура многокомпонентной смеси называются псевдокритическим давлением, Ppc и псевдокритическим Tpc, соответственно.
        Если состав смеси известен:


n = число компонентов в композиции

yi = число молей определенного компонента j

Tcj = критическая температура компонента j

pcj = критическое давление компонента j

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Псевдо критическое давление и температура
        Если композиции неизвестна:
          Trube (1957b) для ненасыщенного резервуара
          Brown et al. (1984) для конденсатных скважинных флюидов и прочих природных газов
          Sutton (2005) эмпирические корреляции
          Wichert and Aziz (1972) - Регулирование для неуглеводородного компонента

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Псевдо критическое давление и температура
        Brown et al. (1984)
          График справа
          Различные компоненты для сухого газа
          Конденсатные скважинные жидкости для

          влажного газа

          Ограничения:
          Максимум 5% N2; 2% CO2; 2% H2S


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.

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z
      Псевдо критическое давление и температура
        Wichert and Aziz (1972)
        Регулирование для неуглеводородного компонента


Tc" = скорректированная критическая температура

Tc = псевдокритичская температура до корректировки

ppc" = = скорректированное критическое давление

ppc' = псевдокритичское давление до корректировки

B = фракция моли H2S в газе

ε = поправочный коэффициент, использую график справа, или



A = фракция моли H2S плюс CO2 в газе

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.

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Пример 1. Природный газ имеет следующий состав. Определить коэффициент сжимаемости для газа при 100 ° F и 1000 psia


Component
yi
Pci (psia)
Tci (°R)

CO2
0.1
1071
547.5

H2S
0.2
1300
672.1

N2
0.05
493.1
227.2

CH4
0.6
666.4
343.0

C2H6
0.05
706.5
549.6

Смотрите также файлы