02 Пластовая нефть-газ


Чтобы посмотреть презентацию с картинками, оформлением и слайдами, скачайте ее файл и откройте в PowerPoint на своем компьютере.
Текстовое содержимое слайдов презентации:

Пластовая нефть СтабилизацияСкважина Смесь: нефть+пластовая вода+ попутный (нефтяной) газ+твердые частицы ↓Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) замеренная и частично подготовленная нефть ↓ Центральный пункт сбора 1, 5 - теплообменники; 2, 6 - ректификационные колонны; 3, 7 -конденсаторы-холодильники; 4, 8 - газосепараторы; 9 - подогреватели. I - сырая нефть; II - стабильная нефть; III - стабильный газовый бензин; IV - сухой газ; V - сжиженная пропан-бутановая фракция. ↓установка по комплексной подготовке нефти (УКПН)стабилизированная нефть, подземная вода, нефтяной газ ↓ ↓ ↓ НПЗ загрязняет среду ГПЗ Товарная нефть: нефть, подготовленная для поставки потребителю в соответствии с требованиями «ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия». Массовая доля воды менее 0,5-1,0%Давление насыщенного пара менее 66,7 кПа. До 60 метров в высоту и 6 метров в диаметре.(T до 200—250 °С и P 0,2-0,5 Мн/м2) Ректификационные колонны ГПЗ и НПЗ Спонтанная дегазация- дегазация только в результате перевода пробы (образца) из пластовых условий в атмосферные, т.е. вследствие снижения температуры и давления; в зависимости от условий может быть: - однократная (жесткая) - дегазация путем непрерывного снижения температуры и (или) давления до атмосферных значений;- ступенчатая - дегазация в случае поинтервального снижения давления и (или) температуры; каждый интервал (ступень) характеризуется своими начальными и конечными значениями давления и температуры и значением газового фактора- контактная - ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), не удаляются из системы и суммируются; обеспечивает более полное извлечение тяжелых газообразных УВ, чем дифференциальная (см. ниже);- дифференциальная - ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), удаляются из системы.Принудительная дегазация - извлечение природных газов, сорбированных горной породой, водой, нефтью или конденсатом при атмосферных условиях,путем вакуумирования, термического,механического или химического воздействия. Контактное Дифференциальное Однократное Однократное контактное - Ступенчатое Ступенчатое контактное(сепарация) Ступенчатое дифференциальное Определение свойств и состава пластовой нефтиЧтобы исследовать состав пластовой нефти её отбирают глубинным прбоотборником и подвергают однократному или ступенчатому разгазированию. 1 - насос, 2 - напорный бак с глицерином, 3 - пробоотборник, 4 - переводные головки, 5 контейнер. 1 - пресс измерительный, 2 - термостат, 3 - контейнер с пластовой нефтью, 4 - ловушка-сепаратор, 5 - газометры, 6 - емкость с раствором хлористого натрия, 7 - вакуумный насос, 8 - ловушка. Пластовая нефть Газ нефтяной (Qv, Qm) Нефть сырая ( MН.Д, ρн.д) Стабилизация нефти 1 ступень 2 ступень m ступень Компоненты стабилизации Нерасчлененныйостаток (нефть стабилизированная) vг.н, 1... vг.н, n+1 vг.н, 1... vг.н, n+1 vг.н, 1... vг.н, n+1 vг.н, 1... vг.н, n+1 gн.д 1,... gн.д, n gн.д, n+1 Получают пробы нефтяного газа и стабилизированной нефти: пробы газа разных ступеней дегазации пробу дегазированной (стабилизированной) нефтивеличины газовых факторов тех же ступеней дегазации (q1, q2 и т.д.),После химического анализа имеем:объемный состав нефтяных газов отдельных ступеней дегазации,весовой состав стабилизированной нефтиВ итоге пластовая нефть делится на жидкие и газовые фракций. Содержание абсолютное Относительное суммы относительных Весовое Объемное Мольное Однократное разгазирование: Pпл. → 1 атм Имеем параметры: дегазированной нефти:средний молекулярный вес, определенный экспериментально, - Mн.д,; плотность - ρн.д; весовой состав - gн.д,1,... gн.д,n+1; нефтяного газа ступени дегазации:плотность абсолютная -ρг.н, или относительная по воздуху - δг.н.объемный (мольный) состав - nг.н, 1,...nг.н, n+1; газовый фактор Qн, выраженный в м3/м3 или в м3/т; Расчет состава пластового флюида включает:Выражение состава фракций (газ, нефть, остаток) в одних единицах концентрации.Определение относительного веса или объема отдельных фракций в составе пластовой нефти.Суммирование концентраций отдельных компонентов в разных фракциях пластового флюида.Суммирование масс или молей всех фракций.Определение состава пластового флюида в мольных долях. I. Весовой состав нефтяных газов ступеней дегазации (на основании объемных или мольных долей). а. Весовое относительное содержание в нефтяном газе : б. Нерасчлененный остаток газа (С6H14 +) определяют, как гексановую фракцию с молекулярной массой 90 - 92. в. Средний молекулярный вес нефтяного газа : Нефтяной газ Компоненты моль. доли, % H2S 0,00 CO2 0,00 N2+ i 8,28 He 0,00 CH4 60,68 C2H6 12,18 C3H8 14,18 iC4H10 3,40 nC4H10 0,00 iC5H12 0,87 nC5H12 0,00 C6H14 0,20 C7H16 0,00 C8H18 0,00 C9+ 0,21 Всего 100 II. Молярный состав дегазированной нефти. III. Нерасчлененный остаток нефти. Мольная доля определяется по разности:Доля стабильного остаткаСредняя молекулярная масса остатка: Дегаз. нефть Компоненты Масс. доли, % 1 2 H2S 0 CO2 0 N2+ i 0 He 0 CH4 0,021 C2H6 0,132 C3H8 1,176 iC4H10 1,423 nC4H10 0 iC5H12 1,816 nC5H12 0 C6H14 2,268 C7H16 C8H18 C9+ 93,164 Всего 100 Молек. масса 216,0 IV. Состав пластовой нефти в долях массы, если вес дегазированной нефти 1 т .Вес нефтяного газа, который приходится на 1 т дегазированной нефти:[кг/кг],где ρг,н измеряется в кг/м3, а Qн,v - в м3/т. При относительной плотности по воздуху δг.н :Qн,m=1,205∙10-3 Qн,v δг.н, [кг/кг],Плотность воздуха = 1,205 кг/м3, тогда б. Общая масса пластовой нефти, включающей 1 т дегазированной равна 1+ Qн,m, в. Содержание отдельного компонента i в составе пластовой нефти: г. Массовая доля компонента i в составе пластовой нефти равна: V. Состав пластовой нефти в мольных долях.а. Сумма всех молей в составе пластовой нефти равна:б. Суммарное весовое содержание отдельных компонентов:в. Мольная доля компонента i в составе пластовой нефти: Заданный компонентный состав Приводим к мольным долям Компоненты Дегаз. нефть Нефтяной газ Дегаз. нефть Нефтяной газ масс. доли, % об. доли, % мол. доли, % г/моль масс. доли, % 1 2 3 4 5 6 H2S 0 0,00 0,00 0,00 0,00 CO2 0 0,00 0,00 0,00 0,00 N2+ i 0 8,28 0,00 2,32 9,17 He 0 0,00 0,00 0,00 0,00 CH4 0,021 60,68 0,28 9,71 38,42 C2H6 0,132 12,18 0,95 3,67 14,51 C3H8 1,176 14,18 5,76 6,25 24,74 iC4H10 1,423 3,40 5,29 1,97 7,81 nC4H10 0 0,00 0,00 0,00 0,00 iC5H12 1,816 0,87 5,44 0,63 2,48 nC5H12 0 0,00 0,00 0,00 0,00 C6H14 2,268 0,20 5,68 0,17 0,68 C7H16 0,00 0,00 0,00 0,00 C8H18 0,00 0,00 0,00 0,00 C9+ 93,164 0,21 76,60 0,55 2,18 Всего 100 100 100 100 Молекулярная масса 216,0 25,3 Компоненты Состав пластовой нефти в долях массы Состав пластовой нефти в мольных долях Дегаз. нефть Нефтяной газ Пласт. нефть Разгаз. нефть Нефтяной газ Пласт. нефть кг на 1т нефти кг на 1т нефти масс. доля , % моли на 1 т нефти моли на 1 т нефти мол. сод. , % H2S 7 8 9 10 11 12 CO2 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 N2+ i 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 He 0 20,5089 1,68 0,0 732,46 5,43 CH4 0 0,0000 0,0000 0,0 0,00 0,0000 C2H6 0,21 85,9163 7,04 13,1 5369,77 39,94 C3H8 1,32 32,4452 2,76 43,9 1077,91 8,32 iC4H10 11,76 55,3165 5,48 266,7 1254,34 11,29 nC4H10 14,23 17,4591 2,59 244,9 300,50 4,05 iC5H12 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 nC5H12 18,16 5,5471 1,94 251,9 76,94 2,44 C6H14 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 C7H16 22,68 1,5249 1,98 263,1 17,69 2,08 C8H18 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 C9+ 0 0,0000 0,00 0,0 0,00 0,00 Всего 931,64 4,8820 76,54 3546,1 18,58 26,45 Молекулярная масса 1000 223,6000 100,0 4629,6 8848,20 100,00 ЛитератураАмерханов Н.М. Методы и аппаратура для исследования пластовых нефтей. Обзорная информация ВНИИОЭНГ, 1978, 85 с.Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей, М., ГосИНТИ, 1960, 143 с. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М., Недра, 1974, 424 с. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. М., Недра, 1987, 113 с.Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 . - 448 с. Пластовый газ Путь газа: скважины → кусты скважин → установки предварительной подготовки газа (УППГ) → установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ) → установки полной подготовки газа и конденсата (ГС) → промысловые трубопроводы Дебутанизация дегазированного конденсата.1- лабораторная ректификационная колонка; 2 - колбонагреватель; 4 -лабораторная ректификационная колонка: 5 - холодильник; 6 - приемник; 7 - ловушка; 8 - охлаждающая смесь льда с солью; 9 - газовая бюретка; 10 - термометр; 11 - кран. Дегазация сырого конденсата.1 - термостат; 2 - баня; 3-контейнер, 4-термометр; 5-вентиль; 6 - манометр; 7 - ловушки; 8 - газометр. В случае пластового газа фракциями являются: 1- природные газы ступеней сепарации, 2- природный газ дегазации, 3- природный газ дебутанизации и 4- стабильный конденсат. Пластовый газ Свободный газ Сырой конденсат: qк,ср, см3/м3 или Vк,ср, см3 Газ дегазацииVг,дг, л Газ дебутанизацииVг,дб, л Стабильный конденсат Vк,ст, см3 (rк,ст, Мк,ст) niC5 nnC5 nC6+ A, 1 л B, л/м3 C, л/м3 D, л/м3 D1 D2 D3 В процессе исследования пластового газа имеем:После сепарации на промысле - пробу свободного газа, - пробу сырого конденсата объемом - Vк,ср (см3) и -величину газоконденсатного фактора (отношение объема сырого конденсата к объему свободного газа) - qк,ср (см3/м3)После дегазации Vк,ср сырого конденсата в лабораторных условиях пробу газа дегазации,объем газа дегазации - Vг,дг (л),объем дегазированного конденсата – Vк,ср (л).После дебутанизации Vк,ср дегзированного конденсата пробу газа дебутанизации, объем газ дебутанизации в Vг,дб (л), объем стабильного конденсата (пентаны и более тяжелые углеводороды) вVк,ст (см3).Плотность стабильного конденсата (углеводородов C5 и выше) при 20°С равна ρк,ст (г/см3).Средний молекулярный вес стабильного конденсата (углеводородов C5 и выше) равен Мк,ст (г/моль).Составы проб природных газов сепарации, дегазации и дебутанизации в мольных долях. I. Определяем объемы фракций (газ дегазации - B, газ дебутанизации – C и стабильный конденсат D, иногда D1 и D2), на 1 л свободного газа. Объем газа дегазации на 1 литр свободного газа B определяем по уравнению: Объем газа дебутанизации на 1 литр свободного газа C определяем по уравнению: Объем стабильного конденсата в газообразном состоянии на каждый 1 литр свободного газа D определяем по уравнению: Иногда содержание изопентанов и н-пентана в стабильном конденсате - niC5 и nnC5 в мольных долях (Тогда C5 и C6+ в составе пластового газа рассчитывают раздельно). II. Определяем содержание отдельных компонентов в составе разных фракций, которое соответствует 1 литру свободного газа.. Содержание отдельных компонентов в составе газовых фракций рассчитывается по уравнениям: свободный дегазации дебутанизации Если пентаны анализировались, то их содержание равно:D1=0,01 niC5DD2=0,01 nnC5DОбъем остатка стабильного конденсата в газообразном состоянии равен D или D3=D-D1-D2 III. Определяем состав пластового газа. Сумма 1000+B+C+D (см3) характеризует тот объем пластового газа в нормальных условиях, соответствует1 л свободного газа. Суммы Ai+Bi+Ci+Di характеризует содержание каждого компонента i в том же объеме пластового газа. Поэтому мольная (объемная) доля этих компонентов рассчитывается по уравнению: Компонент Свободный газ Газ дегазации Газ дебутанизации Стабильный конденсат Сырой конден­сат,Bi+Ci+Di,л/м3 Пластовый газ,Ai+(Bi+Ci+Di),л/м3 Пластовый газ, % мол. Сг,св,i,% мол Aiл/м3 Cг,дг,i% мол Biл/м3 Cг,дб,i% мол Ciл/м3 Cк,ст,i % мол Diл/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 СH4 87,18 871,8 61,23 11,32 — — — — 11,32 883,12 85,19 С2H6 4,80 48,0 18,43 3,41 0,94 0,027 — — 3,44 51,44 4,96 С3H8 1,41 14,1 12,76 2,36 29,08 0,832 — — 3,19 17,29 1,67 iC4H10 0,21 2,1 1,99 0,37 19,12 0,547 — — 0,92 3,02 0,29 nС4H10 0,34 3,4 3,15 0,58 39,41 1,127 — — 1,71 5,11 0,49 iC5H12 0,11 1,1 0,80 0,15 7,61 0,218 11,48 1,76 2,13 3,23 0,31 nC5H12 0,10 1,0 0,59 0,11 3,37 0,096 14,06 2,16 2,37 3,36 0,32 С6H14+ 0,19 1,9 0,55 0,10 0,47 0,013 74,46 11,44 11,55 13,45 1,30 N2 5,06 50,6 — — — — — — — 50,60 4,88 СО2 0,60 6,0 0,50 0,09 — — — — 0,09 6,09 0,59 Всего 100 1000 100 18,49 100 2,86 100 15,37 36,72 1036,71 100,00 Расчет состава пластового газа газоконденсатного месторождения НЕФТЬ ВОДА ГАЗ

Приложенные файлы

  • ppt 23638704
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий