Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений

• Автор: Бобров, Евгений Владимирович
• Шифр специальности: 02.00.04
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 171 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение.

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ.

1.1. Анализ методов прогнозирования компонентных составов и

объемных свойств фаз

1.1.1 Уравнения состояния Соава и ПенгаРобинсона

1.1.2. Метода ГофманаКрампа в модификации Шилова В.И.

1.2. Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей

1.2.1. Элементы теории аспекты вязкости газов и углеводородных жидкостей

1.2.2. Вязкость смесей и растворов

1.2.3. Влияние температуры на вязкость

1.2.4. Влияние давления на вязкость.
1.3. Методы определения вязкости, основанные на использовании
принципа соответственных состояний для смесей.
1.3.1. Метод ЛоренцаБреяКларка ЬВСметод
1.3.2. Метод СтарлингаЭллингтона.
1.4. Вязкость пластовых газонасыщенных нефтей.
1.5. Вязкость водонефтяных систем.
1.6. Заключение к главе 1.
ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И АППАРАТУРА, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМ ИССЛЕДОВАНИИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ И ПРИГОТОВЛЕНИИ ФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
2.1. Общий объм и представление результатов исследований пластовых нефтей
2.2. Приготовление физической модели пластовой нефти. Назначение и область применения. Метод измерения.
2.3. Приборы и аппаратура для исследования пластовых нефтей и
приготовления физической модели пластовой нефти
2.3.1. Безртутная аппаратура для исследования пластовых флюидов
РУТБует ЯШКА
2.3.2. Капиллярный вискозиметр ЯШКА
2.3.3. Плотномер ДМА2Р
2.4. Реологические свойства водонефтяных эмульсий.
2.5. Заключение к главе 2.
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ РАСЧЕТА СОСТАВОВ
И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ.
СОЗДАНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ УНИВЕРСАЛЬНЫХ АЛГО
РИТМОВРЕШЕНИЯ ЗАДАЧ, ВОЗНИКАЮЩИХ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
3.1. Методы решения задач термодинамического равновесия УВ при термобарических условиях, характерных для нефтедобычи.
3.1.1. Рациональный минимум исходных данных
3.1.2. База индивидуальных веществ, входящих в состав УВ систем.
3.1.3. Файловая структура базы экспериментальных данных.
3.2. Расчт и обоснование параметров компонентов нефти. Приме
няемые модели состава остатка и их влияние на значения
свойства системы при различных термобарических условиях.
3.2.1. Расчт фазового равновесия компонентов смеси в замкнутом
х объме системы с заданными Р, Т
3.2.2. Определение фазовой плотности
3.2.3. Определение фазовой вязкости.
3.3. Основные положения расчта моделей вязкости пластовой
нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильт
рации пластовых флюидов.
3.4. Моделирование процессов разгазирования в пласте, в стволе
скважин и при промысловой сепарации нефти, газа и воды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Библиографический список использованной литературы
Приложение
Ч
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность


В качестве основных свойств флюидов в различные модификации уравнений фильтрации входят объмные свойства плотность, сжимаемость и вязкость фаз. В данной главе обобщн опыт исследований в области расчтного моделирования указанных свойств природных углеводородных систем. В приложении к реальным процессам нефтегазодобычи предполагается следующая постановка задачи. Пусть в пласте, в стволе скважины и в дальнейшей схеме обустройства температура меняется в пределах 7Г, давление РМРК. Ы, РоРк РиРпл Р1р11 0,1,2. Вместо непрерывных функций ДРГ введем сеточные функции двух целочисленных аргументов 7Д 0,7,2. Л у0,1,2,М, или узла сетки рп . Сеточные функцииi, т можно рассматривать как матрицу ТУ А. Требуется в каждом узле сетки определить соотношение, компонентный состав и свойства фаз плотность и вязкость на основании наиболее адекватных расчтных моделей с привлечением базовых экспериментальных данных. Анализ методов прогнозирования компонентных составов и объемных свойств фаз. К константа фазового равновесия 1го компонента в смеси. К,К 1. К 1 1. Таким образом, решение уравнений фазовых концентраций для нефтегазовой смеси известного состава сводится к обоснованному выбору констант фазового равновесия при заданных термодинамических условиях. В первой группе методов наибольшее распространение получили уравнения состояния РедлихаКвонга г, ПенгаРобинсона г и их многочисленные модификации 3 4. Подобные уравнения характерны тем, что в двухфазной области они имеют три действительных корня наименьший относится к жидкой фазе, а наибольший к газовой фазе корень, имеющий промежуточное значение, физического смысла не имеет. Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трх основных классов метанового алканы общего состава СпН2П2 полиметиленовые или нафтеновые углеводороды циклоалканы СпН2п ароматические СПНП. Первый представитель углеводородов, присутствующий в нефти метан. Несмотря на то, что он является простейшим представителем гомологического ряда алкаиов, его присутствие во многом определяет фазовое состояние и свойства глубинных флюидов. Содержание метана в пластовых смесях перекрывает всю шкалу концентраций. Существуют залежи, где наблюдается низкое его содержание 1 5 мольн. В газовых пластах метан является основным компонентов. Его концентрация в газе, извлекаемом на поверхность, колеблется от до . Для нефтяных залежей Западной Сибири наиболее часто встречающееся содержание метана в пластовой газонефтяной смеси лежит в пределах от до мольн. На поверхность метан поступает в основном в составе газовой фазы, лишь небольшая его часть растворена в дегазированной нефти при атмосферных условиях. Мольная растворимость метана в невыветрившихся нефтях достигает значения 5 3 при С и при невысоких давлениях практически одинакова для различных углеводородов. Остальные члены парафинового углеводородного ряда представлены широким спектром в следовых количествах в нефтях найдены углеводороды с числом атомов углерода 0. Столь многообразный состав не позволяет провести идентификацию всех присутствующих компонентов в нефти. В табл. Эти результаты получены с использованием правил комбинаторики в реальных углеводородных смесях представленные компоненты присутствуют в совершенно не соизмеримых количествах по данным глубокого изучения группового углеводородного состава некоторые структуры не найдены вовсе. Общая закономерность такова в большей степени в нефти представлены компоненты с небольшими разветвлениями углеродных цепей, т. Углеводородный состав нефтяной системы, как и любой другой системы, продиктован условиями термодинамического равновесия, а именно условием минимизации энергии Гиббса, которое определяет распределение структур для углеводородов с одним и тем же числом атомов углерода. Таблица 1. Число атомов углерода Число изомеров
4
6
8

6,
4,1. Апробированные приемы учета свойства остатка 6 основаны на данных глубокого экспериментального исследования фракционного состава нефти и параметров фракций что чаще всего отсутствует в массовых инженерных расчетах, либо на отождествлении его с какимлибо тяжелым углеводородом парафинового ряда без достаточного обоснования.