Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 [ 16 ] 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

необходимо произвести оценку поведения жидкости, когда отсутствует возможность производства такого анализа ввиду отсутствия пробоотборников.

Чтобы найти поведение фазы сухого газа, достаточно применить метод, описанный в разд. 2.7. Для жидкой фазы надо пользоваться эмпирической корреляцией, разработанной на основе опытных данных, полученных из опытов над естественными системами «газ-сырая нефть». Когда известны давление насыщения и плотность сырой нефти, оценку растворимости газа

68 /02 т

Давление йт

Фиг. 28. Приближенное изменение растворимости природного газа в сырой нефти при пластовой температуре в зависимости

от давления.

можно произвести по кривым фиг. 28, показывающим начальный подъем растворимости при низких давлениях Эти кривые могут дать ошибку примерно в 25%, так как в них не учитываются плотность газа, температура пласта и характеристика сырой нефти. Все же они показывают правильный порядок величины изменения растворимости с давлением, а также с плотностью нефти.

Если растворимость газа известна или же приблизительно оценена, то плотность газа, освобожденного из раствора в сы-

Начальное резкое возрастание растворимости представляет собой обычное явление, но оно отсутствует при исключительно высокой концентрации метана в газе (>95%), что наблюдалось на некоторых месторождениях в Миссисипи.

рых нефтях различной плотности, может быть высчитана из кри-вых на фиг. 29. Эти кривые можно получить из корреляции данных -ПО образцам естественного газа и сырой нефти.

Если известна растворимость газа, усадка нефти после выделения газа из раствора может быть высчитана по кривой на фиг. 30 с вероятной ошибкой около 15%.

36 7Z /Од т /80

Фиг. 29. Корреляционная диаграмма зависимости между уд. весом газа, растворимостью и уд. весом сырой

нефти.

Усадка (фиг. 30) представляет собой избыточный объем жидкости в процентах на точке насыщения при температуре и давлении пласта по сравнению с объемом нефти на поверхности при 15,5С *.

J Обычно применяется термин «коэффициент усадки» -это отношение объема нефти на поверхности к объему нефти в пластовых условиях на точке насыщения и отсюда он равен обратной величине коэффициента пластового объема нефти.

На фиг. 30 учтена усадка снижения температуры нефти от температуры пласта до 15,5 согласно кривым фиг. 31. На фиг. 31 указан также рост теплового расширения нефти с увеличением плотности последней.

Когда известны плотности газа и сырой нефти, растворимость газа, пластовые температура и давление, усадка нефти молсет быть вычислена следующим путем и с вероятной ошибкой около 5%. Видимая плотность растворенного газа при 15,5° С и 1 ат определяется из приближенных эмпирических кор-релящдонных кривых на фиг. 32. Общий вес растворенного таза в единице объема сырой нефти, разделенный на видимую ее плотность, дает на единицу объема нефти, взятой с поверхности, дополнительный объем растворенного газа. Общий вес газа и нефти, деленный на их общий объем, дает плотность;

I f08

эта плотность, отнесен- 1

Z0 30 10 so 50 70 80 Ус ад fid остаточной, нефти,, c/foppef<mupo-данная на температур)/

Фиг. 30. Экспериментальная зависимость между растворимостью газа и усадкой сырой нефти, скорректированная на температуру остаточной нефти.

пая к 15,5° С и 1 ат, корректируется до пластового давления при помощи фиг. 33 и до пластовой температуры в соответствии с фиг. 34. Деление исправленной плотности на общий вес газа и нефти дает исправленный объем на точке насыщения, а излишек этого объема в процентах по отношению к единице объема есть вычисленная усадка.

Если известен, помихмо этих данных, анализ газа, то усадка нефти может быть вычислена еще более точно. Для этого складываются отдельно видимые объемы жидкой фазы индивидуальных компонентов газа и получают объем сложной жидкой фазы раствсренното газа. Плотности всех составляющих углеводородов тяжелее этана (принимаются как нормальные плотности чистых компонентов при 15,5° С и их упругости пара, т.е. 0,5; 0,58 и 0,63 zjcM? для пропана, бутанов и пентанов; плотность для гексанов и более тяжелых компонентов соответствует плотности остатка.

Эти значения плотности, которые будут встречаться и дальше, являются скорее средними от обычно используемых величин, а не точно установленными константами. Дальнейшие вычисления являются в сущности приближенными; нельзя считать, что они соответствуют полностью развернутым интервалам перечисленных количественных определений.