УСАДКИ НЕФТИ

1. Назовите уровни представления модели.

2.

Л.С. КАПЛАН, Р.Ф. БУЛАТОВ

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ДЕЛА

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ

ДЛЯ СПЕЦИАЛЬНОСТЕЙ 0906, 553600

 

 

 

УФА 2000

 

СОДЕРЖАНИЕ

С

1. Расчет молекулярной массы и плотности газа 3

2. Расчет плотности, объемного коэффициента и усадки нефти 5

3. Расчет теплоемкости нефти 7

4. Расчет плотности и вязкости пластовой воды 8

5. Расчет пластового давления по значениям уровней в скважине 10

6. Расчет артезианского фонтанирования 13

7. Условие газлифтного фонтанирования 16

8. Расчет допустимой длины спуска насосно-компрессорных труб 19

9. Определение веса колонны штанг 24

10. Расчет простого трубопровода для перекачки нефти 26

11. Расчет потерь давления на трение в наземном трубопроводе и в

скважине при поддержании пластового давления заводнением 31 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 34

 

 

1. РАСЧЕТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ И ПЛОТНОСТИ ГАЗА

Под плотностью нефтяного газа понимают его массу, заключенную в 1 м³ при 0 ⁰С и атмосферном давлении Р = 0,1 МПа; измеряется в кг/м³.

Относительная плотность газа – это отношение плотности газа к плотности воздуха при стандартных условиях. Под нормальными условиями понимают условия, при которых давление Р = 0,1 МПа, а температура Т = 273 ⁰К (0 ⁰С); под стандартными – Р = 0,1 МПа, Т = 293 ⁰К (20 ⁰С).

Молекулярная масса газа определяется путем суммирования масс атомов, входящих в молекулу; измеряется в молях или киломолях. Для всех газов объем киломоля постоянен и равен при стандартных условиях 24,05 м³, при нормальных - 22,41 м³.

Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле:

n

М_Г = S y_i M_i, (1.1)

i=1

где y_i - мольная доля i - го компонента в газовой фазе; M_i - молекулярная масса i - го компонента; n - число компонентов в смеси газов.

Плотность газа при нормальных условиях вычисляется по формуле:

r_г.н = М_Г/22,41, (1.2)

при стандартных условиях - по формуле:

r_г.ст = М_Г/24,05. (1.3 )

Относительная плотность газа по воздуху рассчитывается по формуле:

_

r_г = М_Г/28,98, (1.4)

 

где 28,98 - молекулярная масса воздуха.

Задача 1.

В таблице 1.1 приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Рассчитать молекулярную массу каждого компонента, молекулярную массу газа, его плотность при стандартных условиях и относительную плотность по воздуху.

Таблица 1.1

Компонентный состав газа

Вари-ант	Месторождение	Компонентный состав газа, % объемные
СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2	H2S
	Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	0,1	9,6	-
	Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	0,3	1,7	-
	Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,70	1,80	1,1	4,2	1,6
	Шатлыкское	95,6	2,0	0,34	0,10	0,05	1,15	0,76	-
	Астраханское	58,86	1,88	0,6	0,23	0,12	11,0	1,38	26,5
	Ромашкинское[1]	37,3	20,7	18,9	9,5	4,8	-	8,8	-
	Туймазинское [2]	39,47	16,83	6,58	2,8	1,1	-	31,62	1,6
	Трехозерное	48,0	12,2	24,0	11,1	2,6	-	2,1	-
	Правдинское (Б6)	62,2	9,2	13,7	7,4	4,0	0,8	2,7	-
	Правдинское (Б8)	78,4	4,9	4,4	2,9	0,8	0,8	7,8	-
	Мамонтовское (А4)	76,5	2,8	6,4	7,5	5,3	0,9	0,6	-
	Мамонтовское (Б8)	80,1	5,9	5,7	3,8	2,0	0,8	1,7	-
	Мамонтовское (Б10)	69,0	6,3	11,6	6,7	4,0	0,7	1,7	-
	Мегионское (Б8)	61,3	8,1	17,4	10,0	2,6	0,3	0,3	-
	Бавлинское (Д1)	36,9	20,2	19,1	10,1	5,0	0,5	8,2	-

 

Таблица 1.2

Атомные массы компонентов

Компонент	Водород	Углерод	Кислород	Сера	Азот
Атомная масса	1,008	12,011	15,999	32,064	14,007

 

 

РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ, ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА И

УСАДКИ НЕФТИ

Важной характеристикой нефти является плотность. Обычно она составляет 750...940 кг/м³, но бывают нефти с плотностью более 1000 кг/м³ и менее 750 кг/м³. Вместе с нефтью на поверхность извлекается газ, называемый попутным.

Количество газа в м³, приведенное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т или 1 м³ извлеченной нефти, называется газовым фактором.

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: p - давление, МПа; t - температура, ⁰С; Г₀ - газонасыщенность, м³/м³; l_НГ - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом; r_Н, r_Г - плотность соответственно нефти и газа при 20 ⁰С и 0,1 МПа, кг/м³; a_Н - коэффициент термического расширения нефти.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

b = 1 + l_НГ×Г₀ + a_Н (t-20) - 6,5 ×10^-4 × p. (2.1)

Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент приближенно можно рассчитать по формуле:

b = 1 + 3×10^-3× Г₀. (2.2)

Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом l_НГ рассчитывается по формуле:

l_НГ = 10^-3[ 4,3 + 0,858r_Г + 5,2(1- 1,5 Г₀×10^-3) Г₀×10^-3 - 3,54r_Н×10^-3]. (2.3)

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

a_Н = 10^-3× 2,638(1,169 - r_Н×10^-3) при 780 < r_Н < 860 кг/м³,

a_Н = 10^-3× 1,975(1,272 - r_Н×10^-3) при 860 <r_Н< 960 кг/м³. (2.4)

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

r_НГ = b^-1 (r_Н + r_Г ×Г₀). (2.5)

Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

u = (b -1) / b. (2.6)