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

В уравнении (11.2) суммируются все компоненты пластовой нефти, кроме остатка, состоящего из большого числа истинных компонентов. Часто остаток представлен в качестве одного условного компонента, обладающего некоторыми средними свойствами от свойств входящих в остаток истинных компонентов. Остаток в качестве одного условного компонента целесообразно представлять

втех случаях, когда его компоненты практически не переходят в газовую фазу.

При м ер . Определим состав пластовой нефти в случае, когда остаток рас­ сматривают как один условный компонент. Исходные данные по газосодержанию пластовой нефти и составу газа, выделенного из нее при лабораторной сепарации под атмосферным давлением, по составу и свойствам дегазированной нефти при­ ведены в табл. II. 1 и Т1.2.

Состав пластовой нефти, рассчитанный по формуле (II. 1), приведен в табл. Н.З Если в пласте имеется свободный газ, то состав газонефтяной смеси опре­ деляют не по пробе пластовой нефти, а по количеству и составу нефтяного газа и молекулярной массе дегазированной нефти. При этом можно пользоваться

уравнением (II. 1), понимая под значением Г количество нефтяного газа. В этом случае получают состав поступающей в скважину газонефтяной смеси. В прин­ ципе, если бы не отбирались пробы, можно было бы и при отсутствии свобод­ ного газа в пласте для расчетов состава пластовой нефти использовать количество нефтяного газа и данные по его составу. Точность таких данных, однако, ниже точности данных, получаемых при исследовании проб.

§ 2. СВОЙСТВА КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ

Свойства компонентов нефтегазовых смесей по данным экспериментальных определений приведены в табл. II.4.

Для характеристики отдельных компонен ов, а также нефтей и их фракций часто используют характеристический фактор, определяемый отношением куби­ ческого корня из средней температуры кипения продукта 7К. Ср (в К) к его плот­

р

Характеристический фактор уменьшается при переходе от парафиновых углеводородов к нафтеновым и ароматическим. С его помощью можно получить представление об особенностях химической природы продукта.

Характеристический фактор углеводородных компонентов (см. табл. П.4) также используют в расчетах фазовых равновесий.

Характеристический фактор смеси компонентов

фракции.

Свойства нефтей и нефтепродуктов (нефтяных фракций) определять значи­ тельно сложнее, чем свойства индивидуальных углезодородов. Весьма важной характеристикой нефтей являются данные по фракционному составу, которые получают в результате разгонки продуктов на фракции. Наиболее распространена разгонка по Энглеру. Более правильное разделение продуктов на фракции по температуре кипения получают при разгонке по истинным температурам кипе­

ния (НТК).

Для средних и тяжелых нефтей разгонка по Энглеру часто охватывает менее половины всей нефти, по НТК — большую долю нефти, но далеко не всю нефть. Свойства неперегоняемой части нефти приближенно оценивают путем экстрапо­ ляции логарифма температуры кипения и логарифма плотности фракций от ло­ гарифма суммарной массы отгона.

* В большинстве случаев допустимо пренебрегать отличием плотности при 15,6 °С от ее значения при 20 °С.

32

33

Рис. II. 1. Перевод среднеобъемной температуры кипения в другие средние температуры кипения

Для нефтей и нефтепродуктов известны различные средние температуры кипения нефтей и нефтепродуктов.

Среднеобъемная температура кипения

i-l

где xvt — объемная доля i-й фракции при разгонке по Энглеру, Ты ~ темпера­ тура кипения i-й фракции, п — число фракций продукта.

Среднемольная температура кипения

Среднекубическая температура кипения

(II•?)

Ты в последнем случае выражается в абсолютной температуре.

Для узких фракций способ усреднения температуры кипения не имеет зна­

1 Если продукт не перегоняется в указанных пределах, то можно применить экстра­ поляцию. Чем больше экстраполяция, тем менее точен результат расчета.

2 Если разгонка недостигает 90 %, томожнобрать средний наклон кривой разгонки в том интервале температур, в котором она осуществляется. Этот прием также уменьшает точность расчета.

34

Ъ 1,0

фику характеристический фактор находят по любым двум величинам из трех: ■плотности, средней температуре кипения и молекулярной массе.

Если продукт не является узкой фракцией, а кипит в широком интервале температур, то в качестве средней температуры кипения в уравнении (Н.З) и на графике рис. 11.2 следует брать полусумму среднемольной и среднекубиче­ ской температур кипения (ТСмк + ТСкк)/2. Эту полусумму можно определить по рис. II.1.

Молекулярную массу нефти или нефтепродукта можно установить как экспериментально, так и по рис. II.2 по любым двум величинам из трех: тем­ пературы кипения, характеристического фактора и плотности. Рис. П.З позво­ ляет по тем же параметрам найти как критическую температуру, так и крити­ ческое давление условного компонента или остатка в целом.

Для расчетов на ЭВМ приведенные на рис. Н.З корреляционные зависи­

35

Ркр —BQ“Ь В±х 1 4" ВгУ*1 4~ В3х -}- В^у 4- В3х2 4~ В3ху 4- В^у2 -|- Ввх3 4*

Описанные способы определения свойств нефтей и нефтепродуктов дают воз­ можность находить свойства остатка. Если остаток в процессе изменения давле­ ния и температуры практически оказывается в жидкой фазе и его части не переходят в газовую, то его следует рассматривать как один условный компонент.

При высоких давлениях и температурах в системах, состоящих из легких нефтей, части остатка переходят в газовую фазу. При этом свойства остатка ме­ няются, так как более летучие компоненты переходят в газовую фазу интенсив­ нее менее летучих. В таких условиях имеет смысл расчленять остаток на не­ сколько условных компонентов, отличающихся способностью испаряться.

Здесь обозначения те же, что и в уравнении (II. 1). Значения i от 1 до k — 1 соответствуют идентифицируемым компонентам. Если приближенно принять

Рис. II.3. Зависимость критических давления н температуры фракции от плотности и температуры кипения

36

все гц равными нулю, то получим М0ст = АГДн» т. е. молекулярная масса остатка в этом случае будет равна молекулярной массе дегазированной нефти.

Плотность остатка Рост определяют из уравнения

состоянии); Ц — массовые доли идентифицируемых компонентов в дегазирован­ ной нефти (массовые доли азота, метана, этана и двуокиси углерода принимаются равными нулю). Приближенные значения плотностей компонентов в растворен­ ном состоянии приведены в табл. 11.6.

Если приближенно принять все h = 0, то получим рдн = Рост» т. е. плот­ ность дегазированной нефти будет в этом случае равна плотности остатка.

Характеристический фактор определяют по молекулярной массе остатка и его плотности в нормальных условиях с помощью рис. И.2, а для легких неф­ тей и конденсатов — по средней температуре кипения остатка (ТСмк+ 7скк)/2 и его плотности в нормальных условиях с помощью уравнения (И.З).

При разделении остатка на ряд условных компонентов исходят из разгонки НТК. При этом следует учитывать, что общий состав системы определяют по глубинной пробе, а данные по раз­ гонке используют только для уточне­ ния свойств остатка, получаемого при сепарации этой пробы. Для разгонки обычно требуются большие количества нефти, чем можно получить из глубин­ ной пробы, поэтому нефть для раз­ гонки берут из поверхностной пробы.

Глубинная проба должна соответст­ вовать поверхностной, т. е. должна быть отобрана из той же скважины при тех же условиях работы и в близ­ кий период времени ко времени отбора глубинной пробы.

Каждый условный компонент отождествляется либо с узкой фрак-

37