Временные характеристики УВ системы

Вопросы к дисциплине

«Формирование углеводородных систем» Косенкова Н.Н.

Определения углеводородной системы, оценка эффективности УВ систем

1) УВ система – динамическая система, в которой присутствуют факторы, элементы и процессы, которые приводят к скоплению коммерческих запасов нефти и газа. Система – комплекс взаимосвязанных элементов и процессов.

 

По Cornford УВ система – это все коммерческие скопление нефти и газа, полученные из одной зрелой НГМТ (PS concept – 1 НГМТ, разные типы резервуаров). Play concept – несколько НГМТ, 1 тип резервуара.

 

УВ мб представлены:

1) Термогенными и биогенными газами, образующими, как обычные скопления, так и газогидратные, в плотных (tight) и глинистых (shale) коллекторах, в угольных пластах

2) Конденсатом

3) Нефтью

4) Природными битумами

 

В зависимости от имеющейся информации УВ мб:

1) Известная (!) – имеются залежи УВ, связанные с НГМТ (есть корреляция нефть - ОВ)

2) Предполагаемая (.) – имеются геохимические предпосылки для генерации УВ, но нет открытых залежей

3) Гипотетическая (?) – имеются геологические благоприятные факторы для нефтегазоносности, но нет геохимичексих данных

 

 

2) КПД УВ систем = кол-во открытых УВ/ кол-во генерированных УВ

 

 По опубл данным КПД известных УВ систем 0,5-30%

Кол-во открытых УВ= (Sместорождений*Hнефтенасыщ пород*пористость)-потери

Кол-во генерир УВ = потенциал НГМТ*толщина НГМТ)*S*TR

 

 

2. Элементы и процессы УВ системы

 

 

 

 

Временные характеристики УВ системы

Временные характеристики УВ системы

В процессе перемещения УВ в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

- темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;

- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);

- молекулярная масса нефти;

- вязкость нефти.

СХЕМА ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической. С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

 

 

Рис. 4.1. Диаграмма фазового состояния чистого этана.

 

Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р.

 

Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].

 

4.2. ФАЗОВЫЕ ПЕРЕХОДЫ В НЕФТИ, ВОДЕ И ГАЗЕ

 

Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

 

. (4.1)

 

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление Pi, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

 

(4.2)

 

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Рнас. пара) или упругости пара (Qi) и этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:

 

или (4.3)

 

где Qi – упругость паров компонента;

Nxi – мольная доля компонента

piнас. пара – давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. Отсюда следует закон Дальтона-Рауля для равновесного состояния газовой и нефтяной фазы:

 

; (4.4)

 

, (4.5)

 

где Кi – константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.

Уравнение материального баланса для одного моля нефтегазовой смеси:

 

, (4.6)

 

где L – мольная доля жидкой фазы;

V – мольная доля паровой фазы

Nzi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

По условию сумма мольной доли жидкой и паровой фаз равна единице. Отсюда:

V=1–L. (4.7)

Используя уравнения (4.6) и (4.7) получим выражение для мольной доли компонента жидкой фазы:

 

, (4.8)

или

, (4.9)

 

и для мольной доли компонента газовой фазы:

 

. (4.10)

 

4.
Моделирование кинетического преобразования органического вещества

ПРИМЕР ПЕРЕСЧЕТА ТОС НА НАЧАЛЬНЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ

 

 

ОБЩАЯ СХЕМА РАЗЛОЖЕНИЯ КЕРОГЕНА