- •1 Пластовое давление.
- •Расчёт приведённого пластового давления.
- •2. Гранулометрический (механический) состав пород.
- •Размеры щелей различных забойных фильтров.
- •3 Пористость
- •4 Проницаемость горных пород.
- •Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной проницаемости по опытным данным.
- •Расчетный способ построения кривых относительных проницаемостей.
- •Проницаемость пористой среды, представляющей сочетание нескольких пластов различной проницаемости /5/.
- •5 Распределение пop по их размерам. Остаточная водонасыщенность.
- •Характеристика исследуемого керна.
- •По этой формуле подсчитываем радиусы пор и заполняем седьмую графу:
- •Определение коэффициента растворимости газа.
- •Расчёт коэффициентов нефте, водо-газонасыщенности породы.
- •6 Удельная поверхность.
- •7 Упругие свойства горных пород.
- •8 Термические свойства горных пород и жидкостей.
- •9 Набухание пластовых глин.
- •Разультаты экспериментальных данных
- •10 Физические свойства нефти в пластовых условиях
- •Вязкость пластовой нефти.
- •Исходные значения параметров
- •Время падения шарика в калиброванной трубке.
- •11 Физические свойства пластовых вод.
- •12 Физические свойства водонефтяных смесей.
- •13 Физические свойства природного и нефтяного газов.
- •Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов.
- •14 Вязкость неньютоновских нефтей
- •15 Молекулярно-поверхностные явления.
- •16 Фазовые состояния углеводородных систем.
- •Компонентный состав нефти и газа.
- •Критические температура и давление смеси газов.
Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов.
Для ориентировочной оценки некоюрых физических параметров газов часто используют уравнения состояния идеального газа F (V,p,T)=0.
Бойля-Мариотта pV= const, p1·V1 при T = const;
Гей-Люсака – V/T= const, V1/T1=V2/T2 ПРИ Р = const,
Шарля –Р/T - const, p1/T1=p2/T2 ПРИ V = const
Общая зависимое™ между объемом, давлением и температурой газа
где
p0 V0 (Vст), T0 (Tст), - параметры газа при нормальных (стандартных) условиях.
Обобщенное уравнение состояния идеального газа Клапейрона-Менделеева, выведенное на основе (13.8) с учетом закона Авогадро, имеет вид
p·V = n·R·T,
где
п - число кмолей;
R - универсальная (молярная) газовая постоянная.
Численное значение постоянной можно получить, введя в (13.9) молярный объем Vм = V/п = 22,414 м3/кмоль при р0 = 101,325 кПа н Т0 = 273,15 К,
т.е. универсальная газовая постоянная численно равна работе расширения 1 кмоль идеального газа при повышении температуры на один градус и не зависит от природы газа.
Так как п - GIM,, то (13.9) для произвольной массы газа будет иметь вид
p·V = G·R· Т (13.10)
где
R=R/Mi - удельная газовая постоянная, Дж/(кг-К).
Для расчета состояния реальных газов часто пользуются выражением (13.10), а которое вводится коэффициент сверхсжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеальных:
р·V=z·G·R·T (13.11)
Величина z является функцией приведенных р и Т, т.е. z = f(pпр ; Тпр). Для реального природного или попутного газа приведенные параметры
где р,Т- действительные давление и температура газа;
псевдокритические (среднекрнтнчеекме)
параметры газа, вычисляемые по правилу аддитивности при известных молярных концентрациях компонентов в смеси н их критических параметрах ркр, и Ткр,.
Приведенные параметры смеси углеводородных и небольшого (до ~5%) количества неуглеводородных (без азота) 1Ъзов можно определить но аппроксимациониым формулам П Д. Ляпкова / 9 /:
где р относительная по воздуху плотность смеси газов (кроме азотп), которую можно определить по относительной (по воздуху) плотности всего iaia при стандартных условиях
где р„ - относительная плотность по воздуху (см. табл. 13.1);
р. - относительная плотность всего 1аза;
уa - молярная доля азота при стандартных условиях. Коэффициент сверхсжимаемос.и газовой смеси, состоящей из углеводородных компонентов и азота, определяют по следующей формуле:
где
гу и za - коэффициенты сверхсжимаемостн углеводородной части газа (графики Брауна и Каша) и азота / 8 /;
При технологических расчетах, особенно с применением ЭВМ, удобно использовать выражения / 9 /, аппроксимирующие графики / 18 /.
Для углеводородной составляющей газа в обпасти давлений и температур, наиболее часто встречающихся в практике эксплуатации нефтяных скважин (p=0+20 МПа, T=273+355 К):
При o<рпр<3,8 и 1,17< Тпр <2,0
при 0 < < 1,45 и 1,05 <Тпр< 1,17
при 1,45 < <4,0 и 1,05 < Тпр < 1,17
Для азота в интервале давлений р = 0+20 МПа и температур
Т = 280+380 К:
Расчетные зависимости для плотности газа и его объема при термодинамических условиях (р, 'Г), отличных от нормальных или стандартных (г :- ги = 1), на основании уравнения состояния (13.1) имеют следующий вид:
где Vt, (Vem), pro {рг cm) - объем и плотность газа при нормальных или стандартных условиях (р0, Т0 (Тrm))
Задача 13.2 Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости, плотность и объем нефтяного газа для условий приведенных в табл. 13.3. Компонентной и молярный состав газа указан в табл 13 2.
Таблица 13.3
Наименование параметра |
Значение параметра |
||||||
Варианты заданий |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 Абсолютное давление р, МПа |
3 |
4.7 |
2.8 |
3.6 |
5.1 |
3.4 |
|
2. Температура 7', К |
308 |
311 |
315 |
302 |
293 |
281 |
|
3. Объём газа, добываемого с 1 м' нефти при р0 = 0,1 МПа и T=273 К V0 м3/м3 |
60 |
65 |
84 |
73 |
57 |
81 |
|
4. Относительная плотность газа |
1.119 |
1.119 |
1.119 |
1.119 |
1.119 |
1.119 |
Решение. Определяем коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа для чего исключаем из состава газа азот уа = 0,069 и пересчитываем концентрацию углеводородных компонентов
у,' (табл 13.4), используя следующее выражение:
Приведенные параметры по данным компонентного состава рассчитываем по (13.12) рпр = 3,0/4,5= 0,666; Tпр=308/294,7=1,05; относительную плотность углеводородной составляющей газа - по (13.14)
Таблица 13.4
Состав углеводородной части газа, его псевдокритические параметры
Компонентный состав |
Объемное содержание yi,.дол.ед |
Ркр МПа |
Ткр К |
М, кг/кмоль |
yi·Pкр i |
yi·Ткр i |
yi·Mi |
CH4 |
0,381 |
4,7 |
190,7 |
16,043 |
1,79 |
72,66 |
6,11 |
C2H6 |
0,257 |
4,9 |
306,2 |
30,070 |
1,26 |
78,69 |
7,73 |
C3H8 |
0,208 |
4,3 |
369,8 |
44,097 |
0,89 |
76,92 |
9,17 |
i=C4H10 |
0,027 |
3,7 |
407,2 |
58,124 |
0,09 |
10,99 |
1,57 |
n=C4 H10 |
0,072 |
3,8 |
425,2 |
58,124 |
0,27 |
30,61 |
4,18 |
i=C5H12 |
0,019 |
3,3 |
461,0 |
72,151 |
0,06 |
8,76 |
1,37 |
n=C5H12 |
0,018 |
3,4 |
470,4 |
72,151 |
0,06 |
8,47 |
1,29 |
C6H14+выcше |
0,012 |
3,1 |
508,0 |
88,178 |
0,04 |
6,09 |
1,06 |
CO2 |
0,005 |
7,4 |
304,2 |
44,011 |
0,04 |
1,52 |
0,22 |
|
1,0 |
|
|
|
4,50 |
294,7 |
32,70 |
Приведенные параметры углеводородной части газа определяем по (13.13)
Коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа, определенный по компонентному составу и кривым Брауна и Катца, составляет zy ~=0,76, рассчитанный по аппроксимационной формуле (13.17), так как 0<р0<1,45 , 1,05<Tпр< 1,17, составляет
Коэффициент сверхсжимаемости азота (см. формулу (13.19))
r, = l + 0.564·1010·(308- 273)3·314/308-271=1,0.
Коэффициент сверхсжнмаемооти нефтяного газа (см. формулу (13.15))
z= 0,758- (1-0,069)+ 0,069 = 0,775 .
Плотность газа при р = 3,0 МПа и Т=308 К, учитывая, что его плотность при нормальных условиях рго =1,447 кг/м3, составляет (см. формулу (13.20))
Объем газа, добываемого с 1 м1 нефти при р= 3 МПа и Т = 308 К, состаан; (см. формулу (13,21))