Разработка методики расчета свойств нефтяного газа в процессах добычи, сбора и подготовки нефти при неполной исходной информации

• Автор: Дунюшкина, Екатерина Ивановна
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 207 с.

Оглавление
ГЛАВА 1. Введение
ГЛАВА 2. Пластовая нефть - уникальная многокомпонентная
система
2.1. Современные представления о пластовой нефти и
фазовых переходах в ней
2.2. Выводы
ГЛАВА 3. Согласование экспериментальных данных типового
исследования пластовой нефти
3.1. Исходная информация
3.2. Проверка и согласование экспериментальных данных
3.2.1. Оценка предельной экспериментальной погрешности исходной информации
3.2.2. Согласование экспериментальных данных в
пределах допустимых границ
3.3. Корректировка плотности нефтяного газа ОСР,
допустимые границы
3.4. Корректировка состава нефтяного газа ОСР
3.5. Выводы
ГЛАВА 4. Моделирование состава условного компонента С5+ в нефтяном газе однократного стандартного разгазирования на базе данных разгонки нефти по истинным температурам кипения
4.1. Изучение результатов экспериментального
исследования фракционного состава нефти
4.2. Разработка алгоритма выделения «узких» условных компонентов на базе данных разгонки нефти по ИТК
4.3. «Сшивка» данных разгонки нефти по ИТК со свойствами дегазированной нефти

4.4. Выводы
ГЛАВА 5. Методика расчета свойств нефтяного газа и давления
насыщения нефти газом
5.1. Методика расчета физико-химических свойств нефтяного
газа
5.2. Расчет давления насыщения нефти газом
5.3. Выводы
ГЛАВА 6. Расчет фонтанного способа эксплуатации скважин с использованием методики расчета свойств нефтяного газа
6.1. Модификация типового алгоритма расчета фонтанного подъемника для применения методики расчета физикохимических свойств нефтяного газа
6.2. Результаты расчетов и их анализ
6.3. Выводы
ГЛАВА 7. Анализ результатов приложения методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа для исследования газлифтного способа эксплуатации
7.1. Особенности газлифтного способа эксплуатации
7.2. Гипотетическая добывающая скважина
7.3. Закачиваемый нефтяной газ
7.4. Пластовый нефтяной газ
7.5. «Суммарный» нефтяной газ
7.6. Фазовые равновесия в гипотетической скважине
7.7. Причины синергизма при газлифтном способе эксплуатации
7.8. Выводы
ГЛАВА 8. Заключение

Литература
ПРИЛОЖЕНИЯ:
П1. Блок-схема алгоритма проверки, согласования и корректировки (при необходимости) исходной информации
П2. Блок-схема алгоритма моделирования состава паров нефти в нефтяном газе ОСР
ПЗ. Блок-схема алгоритма расчета физико-химических свойств нефтяного газа в зависимости от давления и температуры
П4. Блок-схема алгоритма расчета давления насыщения нефти газом в зависимости от температуры и состава.
П5. Таблицы констант фазового равновесия
П6. Распределение давления и свойств скважинной продукции при фонтанном способе эксплуатации скважины №
П7. Изменение состава нефтяного газа в скважине №834 по глубине
П8. Расчетная база данных для анализа особенностей газлифтного способа эксплуатации

9. Предельная погрешность определения объема нефтяного газа:
= АГ- 10. Масса нефтяного газа:
т" = р"-У" = 0,4425 г.
11. Предельная погрешность определения массы нефтяного газа:
= +=0.0412.
12. Масса пластовой нефти:
т = т” + т' = 6,0825 г.
13. Предельная погрешность определения массы пластовой нефти:
'прт
— '5пРт"+т '3-пРт' = 0,0062.
т + т
14. Плотность пластовой нефти:
р = — = 769 кг/м3.

15. Предельная погрешность определения плотности пластовой нефти:
5прр=8прт+Зпр,=Ъ№1.
Так как предельная относительная погрешность определения плотности пластовой нефти, найденная в пункте 15, может быть принята как допустимое расхождение между повторными определениями для одной пробы, то для допустимых расхождений по дублирующим пробам, как принимается в типовом исследовании, получим значение:
ёр=2-дпрр= 0,0174*0,02. (3.14)
В формулах (3.9)...(3.13) значения предельных относительных погрешностей зависят от абсолютных значений измеренных величин, поэтому для различных пластовых нефтей значения предельных относительных погрешностей будут различными. Рассчитаем значения предельных относительных погрешностей по наиболее вероятным значениям абсолютных величин для СНГ в целом и по средним значениям абсолютных величин для различных регионов России и государств СНГ в отдельности.