Вариант 1. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных разгонки по ИТК.
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Состав дегазированной нефти, кг/кг по узким фракциям, с возможностью ввода концентраций растворенных легких углеводородов. Конечную температуру кипения последней фракции (остатка) можно не указывать.
4. Свойства узких фракций: молекулярная масса, плотность, температура застывания (К) и кинематическая вязкость при одной из трех температур: 20, 50 и 100С. Если данных по последним двум свойствам нет, оставляется 0.
5. При необходимости сокращения числа фракций указываются температурные интервалы объединенных фракций.
6. Данные по свойствам нефти: молекулярная масса, плотность, вязкость, температура застывания.
7. Коэффициент адекватности для давления насыщения нефти (по умолчанию 1, корректируется по результатам расчета).
|
|
При запуске на счет выполняется адаптация расчетных моделей, аналогичная газоконденсатным смесям. При формировании газоводонефтяной смеси на выходе из скважины учитывается обводненность нефти и минерализация воды.
В п. “физико-химическая характеристика” заполняются только те поля, для которых имеются эти данные.
В п. “перераспределение фракций” температуру конца кипения первой фракции следует задавать выше температуры кипения последнего компонента в смеси.
Вариант 2а. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных фракционной разгонки на аппарате Энглера.
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Данные разгонки нефти: %объемный отгона и соответствующие температуры.
4. Желательные температурные интервалы кипения фракций.
5. Свойства дегазированной нефти: молекулярная масса, плотность и вязкость.
6. Коэффициенты адекватности для давления насыщения нефти, молекулярной массы, плотности и вязкости (по умолчанию равны 1, корректируются по результатам счета).
После формирования газофракционного состава пластовой нефти можно рассчитать свойства пластовой нефти: плотность, изотермический коэффициент сжимаемости, коэффициент объемного расширения, термический коэффициент давления, теплоемкость, дроссель-эффект.
|
|
В п. “физико-химическая характеристика” заполняются только те поля, для которых имеются эти данные.
В п. “перераспределение фракций” температуру конца кипения первой фракции следует задавать выше температуры кипения последнего компонента в смеси.
Вариант 2б. Рекомбинация состава пластовой нефтяной смеси с использованием данных фракционной разгонки на аппарате Энглера (ГОСТ 2177-82) с переводом в разгонку по ИТК (ГОСТ 11011-85).
Вводятся следующие исходные данные:
1. Пластовое давление и температура, плотность и молекулярная масса пластовой нефти, параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т дегазированной в последней ступени нефти.
2. Состав газа (газов) сепарации.
3. Данные анализа и разгонки нефти.
3.1 Массовые доли растворённых в нефти лёгких углеводородов С1-С5
3.2 % объемный отгона и соответствующие температуры.
Далее следует перевод разгонки по Энглеру в разгонку по ИТК (см. [16]).
4. Свойства дегазированной нефти: молекулярная масса, плотность и вязкость. По этим данным может быть выполнена адаптация расчётных моделей с выводом на экран результатов адаптации.
5. После формирования газофракционного состава пластовой нефти можно рассчитать свойства пластовой нефти: плотность, изотермический коэффициент сжимаемости, коэффициент объемного расширения, термический коэффициент давления, теплоемкость, дроссель-эффект.