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: 112

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

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
      Шаг 1. Рассчитать псевдокритическое давление и температуру


Component
yi
Pci (psia)
Tci (°R)
yiPci

yiTci

CO2
0.1
1071
547.5
107.1
54.76

H2S
0.2
1300
672.1
260.0
134.42

N2
0.05
493.1
227.2
24.66
11.36

CH4
0.6
666.4
343.0
399.84
205.80

C2H6
0.05
706.5
549.6
35.33
27.48

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Пример 1.
      Шаг 2. Подкорректировать псевдокритическое давление и температуру, используя Wichert and Aziz (1972)


Из графика справа, для H2S = 20%; CO2 = 10%

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Пример 1.
      Шаг 3. Рассчитать псевдо-пониженную температуру и давление
      Шаг 4. Найти Z-фактор из Z-диаграммы

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Коэффициент отклонения реального газа, Z:
      Псевдокритическое давление и температура
        Sutton (2005)
          Если состав неизвестен


Для системы природного газа:

Для конденсатных скважинных флюидов:

γg = удельный вес газовой смеси

Tpc = псевдокритическая температура, °R

ppc = псевдокритическое давление, psia

2.1.2 Физические свойства


Удельный вес газа, Z-фактор, и плотность
    Плотность газа, ρg:


T = °R; p = psia; ρg = lbm/ft3;

In black oil model, the gas specific gravity here should be the one for free gas, i.e., γgf

2.1.2 Физические свойства


Плотность жидкости и удельный вес
    Удельный вес нефти, γo
      Отношение плотности нефти в резервуаре к воде в условиях резервуара (60°F)

      Удельный вес нефти АНИ, °АНИ

2.1.2 Физические свойства


Плотность жидкости и удельный вес
    Удельный вес нефти, γo
      График справа показывает приближение удельного веса нефти в зависимости от температуры, при условии отсутствия фазовых изменений


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


Плотность жидкости и удельный вес
    Удельный вес нефти, γo
      График справа показывает приближение удельного веса нефти в зависимости от температуры с учетом фазовых изменений
      Плотность нефти с использованием модели «черной» нефти объясняется в следующем разделе


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


Вязкость
    Определение: вязкость - это характеристика, которая количественно определяет способность жидкости течь. Закон вязкости Ньютона гласит, что вязкость - это отношение силы, действующей на жидкость, к скорости жидкости.
    Оно представляет собой молекулярные структуры и силы. Жидкости с компактными молекулами и большими межмолекулярными силами имеют тенденцию быть вязкими.
    Цель: это ключевое динамическое свойство жидкости, которое существенно влияет на поведение потока жидкости, скорость потока и, в конечном итоге, производительность.

2.1.2 Физические свойства


Вязкость
    Вязкость газа
      Когда состав неизвестен
      Нет лимитов для H2S, CO2 и N2
      Корреляция обсуждается в следующем разделе


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


Вязкость
    Вязкость жидкости
      График справа
      При отсутствии каких-либо лабораторных данных используем корреляцию Беггс и Робинсон


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 ASTM D-341

Where:

μo = вязкость нефти, cp

T = температура, °F

2.1.2 Физические свойства


Вязкость
    Вязкость между нефтью и водой
      Эмульсия значительно увеличивает вязкость смеси
      Оно увеличивается с увеличением обводненности, Wс, пока не достигнет точки инверсии
      Выше точки инверсии эмульсия является непрерывной водой, поэтому вязкость стремительно падает

Свойства горных пород

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


Регулярные анализы керна
• Porosity- пористость
• Permeability - проницаемость
• Saturation - насыщенность
Специфические тесты
• Overburden pressure - горное давление
• Capillary pressure – капилярное давление
• Relative permeability – относительная проницаемость
• Wettability - Смачиваемость
• Surface and interfacial tension – Поверхностное и межфазное натяжение

Пористость


Пористость породы является мерой емкости хранения (объема пор), которая способна удерживать жидкости. Количественно пористость представляет собой отношение объема пор к общему (полному) объему. Это важное свойство породы математически определяется следующими соотношениями:

Абсолютная пористость

Абсолютная пористость определяется как отношение общего порового пространства в породе к пористому объему. Горная порода может иметь значительную абсолютную пористость и, тем не менее, не иметь проводимости к жидкости из-за отсутствия порового взаимодействия.

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

Одним из важных применений эффективной пористости является ее использование для определения исходного объема углеводородов. Рассмотрим резервуар с площадью в акрах и средней толщиной h футов. Общий объем резервуара может быть определен из следующих выражений:

Эффективная пористость

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

Пример 2

Масляный резервуар имеет давление насыщения 3000 psia на квадратный дюйм и температуру 620 R. Удельный вес по API имеет плотность 42 , а соотношение газа к нефти 600 scf / STB. Удельный вес раствора газа составляет 0,65. Также доступны следующие дополнительные данные:

• Площадь резервуара = 640 акров

• Средняя толщина = 10 футов

• Влагонасыщенность = 0,25

• Эффективная пористость = 15%

Рассчитайте начальный объём нефти в STB ?

Пример 2


Шаг 1. Определите удельный вес запаса нефти в танкере из уравнения
Шаг 2. Рассчитайте начальный объемный коэффициент нефти Во, применив уравнение Standing

Пример 2


Шаг 3. Рассчитать объем пор по уравнению
Шаг 4. Рассчитайте начальный объём нефти в залежи

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


Насыщение


Насыщенность определяется как та доля или процент от объема пор, занимаемого конкретной жидкостью (нефть, газ или вода). Это свойство математически выражается следующими соотношениями:

Остаточная нефтенасыщенность, Sor

В процессе вытеснения системы сырой нефти из пористой среды в среду под действием воды или газа (или вторжения) остаётся некоторое количество нефти, которое количественно характеризуется значением насыщения, которое больше критической нефтенасыщенности. Это значение насыщенности называется остаточной нефтенасыщенностью. Термин остаточное насыщение обычно ассоциируется с фазой несмачивания, когда она смещается фазой смачивания.

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

Средняя насыщенность

Для правильного усреднения данных насыщения необходимо, чтобы значения насыщенности были взвешены как по толщине интервала h, так и пористости интервала φ. Среднее насыщение каждого пластового флюида рассчитывается по следующим уравнениям:

Пример 2


Рассчитайте среднюю нефтенасыщенность и естественную водонасыщенность из следующей таблицы:

Пример 2


Постройте следующую таблицу и рассчитайте среднюю насыщенность для нефтяной и водной фазы:

Пример 2

2.1.3 Фазовое поведение

Смотрите также файлы