CC BY
94РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 665.7.033.2 665.632
С.А. Леонтьев, к.т.н, доцент; О.В. Фоминых, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: [email protected]
МЕТОД РАСЧЕТА ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ
Как известно, глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. Как известно, при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при более 30 % наблюдается срыв подачи насоса.
Согласно [1] газосодержание бывает истинное и расходное. В свою очередь, истинное разделяют на объемное, молярное и массовое. Истинное объемное газосодержание (ф"рТ) это объемная доля нефтяного газа в нефтегазовой смеси короткого (физически бесконечно малого) участка трубопровода,
(1)
(П" =_BL_
VpT+VpT,
где 7'рТ - объем газа в смеси, м3; УрТ -объем нефтегазовой смеси, м3. Массовое газосодержание (^"рТ) это массовая доля нефтяного газа в нефтегазовой смеси короткого (физически бесконечно малого) участка трубопровода
^__
¥рТ V'pTPrpT+VpTfrpT'
(2)
rP = Kcp(f-i),
ГАТ
(3)
Учитывая, что фактическая зависимость газосодержания от давления имеет нелинейный характер, институтом Ги-провостокнефть предложена другая зависимость:
Г„-
Р
(5)
В тех случаях, когда известно давление насыщения только при пластовой температуре, в его расчет вводится поправка на температуру:
Р = Р
Hac.t н
K(t-tJ,
(6)
где:
К =
rn(Nd-0,8NH)
7018+0,9157rn(Ncl-0,8NN) '
где ррТ - плотность соответствующей фазы, кг/м3.
Для добычи нефти наибольший интерес представляет объемное и массовое газосодержания. В [2] приводится зависимость для расчета растворенного количества газа в нефти:
где: Р5 - абсолютное давление разгази-рования, МПа; Рат - атмосферное давление, МПа; Кср - средний коэффициент растворимости.
КсР=р^ , (4)
1 нас
где: ГП - полный газовый фактор, м3/м3; Рнас - давление насыщения, МПа.
Алгоритм расчета будет выглядеть следующим образом.
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:
1+(K,-1)N' '
(7)
где Г( - мольная доля 1-го компонента в пластовой нефти; N - мольная доля отгона.
Поскольку Xy'i = 1 ,
i-l
то по уравнению (7) получим:
frl+(Krl)N'
=1
(8)
Ис1, N - содержание метана и азота в газе при стандартных условиях.
Однако приведенная выше методика не позволяет на стадии предварительной оценки газосодержания провести расчеты, в связи с потребностью в большом количестве промысловых данных. Существует и другой способ оценки газосодержания, который может использоваться при любых значениях давления и температуры, достаточно знать лишь компонентный состав пластовой нефти. Способ основан на известной и достоверной методике расчета сепарации газа от нефти [3]. В этом случаем мы сможем определить истинное молярное газосодержание, которое легко можно перевести в объемное или массовое.
Уравнение (8) используется для определения методом итерации мольной доли отгона 14', при заданных составе исходной смеси давлении и температуре сепарации. Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти. Путём итерации определим такую величину 4, при которой выполнится условие:
IvW
(9)
После расчета получаем массовые и мольные балансы а также мольную долю отгона, которая и будет расчетной величиной истинного молярного газосодержания. Экспериментальную величину определяли как отношение молекулярной массы выделявшегося газа к молекулярной массе пластовой нефти. Расчеты по нескольким место-
62 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 10 \\ октябрь \ 2010
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
№ 10 \\ октябрь \ 2010 Таблица 1. Результаты расчета газосодержания
КОМПОНЕНТ СОСТАВ ГАЗА, МОЛЯРНАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ %
Приразломное м-ние, БС4-5 Санниское м-ние, АС11 Каменное
Расчет Эксперимент Расчет Эксперимент Расчет Эксперимент
CO2 1,70 2,29 0,34 0,35 0,63 1,11
N2 0,82 0,9 0,81 0,88 0,48 0,58
ch4 49,77 58,52 43,61 47,3 55,78 38,4
СЛ 9,84 11,68 13,32 14,68 10,55 13,18
С3Н8 12,55 14,89 18,83 20,6 12,25 22,27
изо-С4Н„ 2,11 2,34 2,58 2,33 2,60 5,36
Н-С4Н10 5,26 5,47 8,22 7,23 5,93 11,58
изо-С5Н12 1,06 1,15 1,54 1,45 1,19 3,27
н-С5Н12 2,54 1,6 1,94 1,85 1,54 4,25
С6Н14+ 14,34 1,15 8,81 3,33 9,09 0
Молекулярная масса 36,62 28,18 35,99 32,01 32,6 26,46
Газосодержание, % 25,60 20,4 18,4 21,2 15,6 16,46
Погрешность, % 25,49 4,09 5,76
рождениям показали следующие результаты (таблица 1). Как видно из таблицы 1 результат расчетов оказались приемлемые. Аналогичные расчеты были проведены для нефтей Орехово-Ермаковского, Западно-Сургутского, Угутского и Красноленинского месторождений,
погрешность расчета не превысила 6 %. Неудовлетворительный результат по Приразломному месторождению вызван как погрешностью определения компонентного состава пластовой нефти, так и погрешностями расчета. Таким образом, предлагаемую методику можно рекомендовать для оценки
газсодержания добываемой нефти, при расчете констант фазового равновесия рекомендуется использовать методику, изложенную в [4]. После расчета молярного газосодержания,полученные значения можно перевести в объемное и массовое газосодержание, применяя известные выражения.
Литература:
1. Дунюшкин И.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды/ И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева // Учебное пособие для вузов- М.: ФГУП Из-во «Нефть ит газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 448 с.
2. Долгов Д.В. Исследование и разработка технологии рационального использования нефтяного газа низкого давления// Дисс... канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНУ, 2009. - 96 с.
3. Фоминых О.В. Оптимизация режимов работы нефтегазосепараторов // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: ТПУ, 2009. - С. 488-490.
4. Леонтьев С.А. Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти/ С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых// Известия вузов. Нефть и газ. - 2009. - № 4. - С. 84-87.
Ключевые слова: газосодержание, нефтегазовая смесь, расчет газосодержания.
-- -- --- - — --- — -
__ ___ ___ ___ ___
— — --- --- --- ---
— — --- --- --- ---
__ ___ ___ ___ ___
— — --- --- --- ---
236039, Россия, г. Калининград, ул. Портовая, д. 41 Тел.: (4012) 6312 47 Факс: (4012) 64 27 56 [email protected] www.ogsb.ru
— — --- --- --- ---
I- — --- --- --- ---
^ _ i: :::
sZ --- --- --- ---
--- --- --- ---
Трубопоршневые поверочные установки от 0GSB
Фирма 0GSB построила и ввела в эксплуатацию завод комплектных систем и оборудования для нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности в г.Калининград, на территории Особой Экономической Зоны. Система менеджмента качества организации одобрена Lloyd's Register Quality Assurance и соответствует ISO 9001:2008 и ISO/TS 29001:2007. К настоящему моменту реализовано уже более 30 проектов для нефтяной и газовой промышленности Норвегии, Англии, России, Республики Беларусь, Республики Казахстан и др. Одним из видов продукции являются трубопоршневые поверочные установки (ТПУ) 1-го разряда, производительностью от 100 до 4000 м3/ч, классами давления по ANSI от 150 до 900 в стационарном или мобильном варианте. По желанию заказчика выполняется тепловая изоляция с защитным покрытием из нержавеющей стали и осуществляется доставка до места установки.
Предлагаем готовые решения - трубопоршневые поверочные установки производительностью 550 м3/ч ANSI 300 в наличии со склада:
Предоставляется сертификат соответствия ГОСТ-Р, свидетельство об утверждении типа средств измерений, разрешение на применение. Более подробную информацию Вы можете узнать на нашем сайте www.ogsb.ru, или через отдел продаж 068В, контактное лицо -коммерческий директор, Паньков Андрей Анатольевич (+7 911 072 25 82).
