Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

ТАБЛИЦА 1.8

УМЕНЬШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД

(ОТНОСИТЕЛЬНО ПОРИСТОСТИ, ИЗМЕРЕННОЙ ПРИ АТМОСФЕРНЫХ УСЛОВИЯХ) В РЕЗУЛЬТАТЕ УПРУГОЙ ДЕФОРМАЦИИ ПРИ ИЗОТЕРМИЧЕСКОМ ВСЕСТОРОННЕМ СЖАТИИ И ПОСТОЯННОМ

29

ГЛАВА II

РАСЧЕТЫ ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЯХ

Нефть, находящаяся в пластах под давлением, может содержать боль­ шие количества растворенного газа. При движении ее в пласте, в скважине и в системе сбора газ выделяется, что определяется изменением давления и темпе­ ратуры. Соотношения между количеством выделившегося газа и содержащей растворенный газ нефти, а также их составы находят экспериментально на уста­ новках для исследования пластовых нефтей и путем определения фазовых равно­ весий. Экспериментальные исследования, характеризующиеся большей точностью, весьма трудоемки. Экспериментальные определения фазовых равновесий, прово­ димые для оценки точности расчетов, обычно выполняют в ограниченном объеме. Сведения о фазовых равновесиях и свойствах нефти и газа в разнообразных усло­ виях давления и температуры, наблюдаемых в скважинах, сепараторах, комму­ никациях и т. п., практически можно получить лишь расчетным путем. С по­ мощью расчетов также определяют количество конденсата, выделяющегося из газа при его компримировании или охлаждении; количество абсорбируемых компонентов газа; температуру и давление, при которых в коммуникациях со­ храняется однофазный поток.

§ 1. СОСТАВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

При расчетах фазовых равновесий состав газов обычно выражается в моляр­ ных долях. Молярная доля данного компонента — отношение числа молей этого компонента к общему числу молей всех компонентов. В составе газонефтяных смесей обычно выделяют углеводороды, имеющие не более 6 или 7 атомов угле­ рода в молекуле. Совокупность всех компонентов тяжелее Св или С7 рассматри­ вают как остаток.

Помимо углеводородов при анализах обычно находят содержание и неугле­ водородных компонентов — азота (N2), двуокиси углерода (С02) и сероводорода (H2S). Все компоненты нефтей, не входящие в остаток, являются индивидуаль­ ными, идентифицируемыми компонентами, за исключением нескольких углево­ дородов с одинаковым числом атомов углерода, иногда объединяемых в группы.

Исходной смесью, поступающей в скважину и далее в систему сбора, яв­ ляется пластовая нефть Состав ее обычно определяют при лабораторной сепа­ рации пробы пластовой нефти под атмосферным давлением. На основании объема выделившегося газа и массы дегазированной нефти вычисляют газосодержание — отношение объема газа (в м3 при 20 °С и 0,1 МПа) к массе нефти в т. Далее определяют молекулярную массу дегазированной нефти и содержание компо­ нентов до С5—С7 в дегазированной нефти 1.2

Молярная доля t-го компонента в пластовой нефти

уьГМдд -f- 24 060MAHrti

(II.I)

ГМдн + 24 060

где yt — содержание /-го компонента в газе, выделившемся из пластовой нефти; Г — газосодержание, м3/т; Л4ДН— молекулярная масса дегазированной нефти! tii — число молей /-го компонента, содержащегося в 1 г дегазированной нефти; 24 060 —- объем 1 моля газа в см3 при 20 °С и 0,10133 МПа.

Объем в см3 на моль совпадает с объемом в м3 на тонну-моль.-

2 Содержание компонентов в дегазированной нефти определяют обычно по методике института Гипровостокнефть,

30

31