2 Практическое занятие № 2

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых скважин требует выполнения ряда расчетов физических свойств добываемых компонентов, существенно зависящих от термобарических условий, при которых они находятся.

Целью решения задач данного раздела является изучение методик расчета основных показателей, характеризующих состав и свойства пластовых жидкостей и газов и определение по исходным данным значений таких параметров, как: плотность, объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти; молекулярная масса, абсолютная и относительная плотность углеводородного газа.

2.1 Расчет плотности, объемного коэффициента и усадки нефти

Важной характеристикой нефти является плотность.

Плотность нефти при нормальных условиях изменяется от 700 кг/м³ до 1000 кг/м³. Обычно она составляет 750...940 кг/м³. Вместе с нефтью на поверхность извлекается газ, называемый нефтяным или попутным.

Количество газа (м³), приведенное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т или 1 м³ извлеченной нефти, называется газовым фактором. Для подсчета запасов газа разгазирование нефти производят при стандартных условиях.

Газ выделяется из нефти на всем пути движения от пласта до установок подготовки; окончательное отделение газа происходит на установках подготовки нефти в концевых сепараторах. Объем дегазированной нефти отличается от объема пластовой нефти. Изменение объема нефти характеризует объемный коэффициент, определяемый отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти. По величине объемного коэффициента можно определить усадку нефти, показывающую уменьшение объема нефти после дегазации.

Условные обозначения в расчетах:

Р – пластовое давление, МПа;

t - температура, С;

Г₀ – газонасыщенность пластовой нефти (объем газа приведен к стандартным условиям), или газовый фактор, м³/м³;

_НГ – эмпирический коэффициент, характеризующий изменение объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом, м³/м³;

_Н – коэффициент термического расширения дегазированной нефти, 1/ ⁰С;

β_Н – коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа;

_НД, – плотность дегазированной нефти при 20 ⁰С и 0,1 МПа, кг/м³;

_Г – плотность выделившегося газа при 20 ⁰С и 0,1 МПа, кг/м³

Порядок расчета.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

b = 1 + _НГ ∙ Г₀ + _Н ∙ (t-20) – β_Н ∙ Р. (2.1)

Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом _НГ рассчитывается по следующей зависимости:

_НГ = 10^-3[4,3 + 0,858∙_Г + 5,2∙ (1- 1,5 Г₀∙10^-3)∙Г₀∙10^-3 - 3,54∙_НД ∙10^-3]. (2.2)

Коэффициент термического расширения нефти _Н рассчитывают в зависимости от плотности нефти по следующим формулам:

_Н = 10^-3∙ 2,638(1,169 - _НД∙10^-3) при 780 < _НД < 860 кг/м³,

_Н = 10^-3∙ 1,975(1,272 - _НД∙10^-3) при 860 < _НД < 960 кг/м³ . (2.3)

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

_НГ = b^-1 (_НД + _Г ∙ Г₀) . (2.4)

Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

u = (b -1)/b. (2.5)