Pressure – temperature diagram

Nbsp;      Reservoir Engineering – shares the distinction with geology in being one of the “underground sciences” of the oil industry, attempting to describe what occurs in the wide open spaces of the reservoir between the sparse points of observation – the wells. (Dake L.P. – The Practice of Reservoir Engineering)  

ABBREVIATIONS

 

API (gravity)	A measure of the density of liquid petroleum products
bbl (barrel)	A measure of volume for fluids 1bbl= 42US gallons= 0.15899 m3	барелли
BOP	Blowout preventer	противовыбросовый превентор
BHA	Bottom hole assembly	компоновка низа бурильной колонны (КНБК)
bhp	Bottom hole pressure	забойное давление
BRT	Below rotary table	ниже стола ротора
BTC	Buttress thread connection	Транциндальная резьба
CTP	Constant terminal pressure	постоянное давление
CTR	Constant terminal rate	постоянный дебит скважины
CVD	Constant volume depletion	истощение пласта
DST	Drill stem test	исследование скважины испытателями пласта
EOR	Enhanced oil recovery	метод увеличения нефтеотдачи
EOS	Equation of state	уравнение состояния
EWT	Extended well test	гидродинамическое исследование скважин
FIT (MDT\ RFT)	Formation interval tester	устройство для поинтервального опробования пластов
FVF	Formation volume factor	объемный коэффициент нефти
GDT (GOC)	Gas down (gas oil contact)	газонефтяной контакт (ГНК)
GOR	Gas oil ratio	газонефтяной контакт (ГНК)
HCPV	Hydrocarbon pore volume	поровой объем
HWDP	Heavy weight drill pipe	толстенная бурильная труба
IARF	Infinite acting radial flow	радиального течение в условиях бесконечного пласта
ID	Inside diameter	Внутренний диаметр
JOA	Joint operating agreement	соглашение о совместной эксплуатации
KOP	Kick-off point	точка начала искривления ствола скважины
LTC	Long thread connection	Длинная резьба
MD	Measured depth	измеренная глубина скважины по стволу
MGV	Movable gas volume	подвижный объем газа
MWD	Measurement while drilling	измерение забойных параметров в процессе бурения
MOV	Movable oil volume	подвижный объем нефти
OBM	Oil-based mud	буровой раствор на углеводородный нефтяной основе
OD	Outside diameter	Наружный диаметр
OWC	Oil water contact	водонефтяной контакт (ВНК)
ppg	Pounds per gallon	Фунт на галлон
PV	Pore volume	поровой объем
POH	Pull out of hole	подъем из скважины
PDM	Positive displacement motor	объемный забойный двигатель
psi	Per square inch	фунт на квадратный дюйм
RF	Recovery factor	коэффициент нефтеотдачи
RIH	Run in hole	спущенный в скважину
RPM	Revolutions per minute	число оборотов в минуту
SCAL	special core analysis	специальный анализ керн
SPM	Strokes per minute	ход плунжера в минуту
TD	Total depth	общая глубина; проектная глубина
STC	Short thread connection	Короткая резьба
TVD	True vertical depth	истинная вертикальная глубина (скважины)
WBM	Water-based mud	буровой раствор на водной основе
WOB	Weight on bit	нагрузка на долото
WOC	Waiting on cement	ожидание затвердения цемента (ОЗЦ)
WOW	Waiting on weather	ожидание погоды
WUT	Water up to	водонефтяной контакт (ВНК)

NOMENCLATURE

A	Area ( sq. ft.)	площадь
B	Gas \ oil \ water formation volume factor	объемный коэффициент (газ \ нефть \ вода)
c	Isothermal compressibility (1\psi)	изотермическая сжимаемость
cf	Pore compressibility	сжимаемость породы
co	Oil compressibility	сжимаемость нефти
cw	water compressibility	сжимаемость воды
CA	Dietz shape factor (dimensionless)	коэффициент учета геометрии пласта
D	Vertical depth (ft.)	вертикальная глубина
e	Exponential	показательный
ei	Exponential integral function	степень функции
E	Gas expansion factor	коэффициент расширения газа
f	Fractional flow of gas \ water (dimensionless)	движение отдельного фаза газа в многофазном потоке
G	Gas initially in place	балансовые запасы
G	Cumulative gas production	накопленная добыча газа
h	Formation thickness (ft)	толщина пласта
k	Permeability (mD)	проницаемость
kr	Relative permeability (dimensionless)	относительная проницаемость
kr	End point relative permeability (dimensionless	конечная точка относительной проницаемости
kr	Pseudo relative permeability (dimensionless)	пвседоотносительная проницаемость
l	Length (ft)	длина
m	Pseudo pressure	пвседодавление
N	Stock tank oil initially in place (stb)	балансовые запасы нефти (товарная нефть)
N	Cumulative oil recovery	накопленная нефтеотдача
p	Pressure (psia)	давление
Pb	Bubble point pressure	давление насыщения
Pc	Pressure at the external boundary	давление на внешней границе
Pi	Initial pressure	начальное давление
Psc	Pressure at standard conditions	давление при стандартных условиях
Pwf	Wellbore flowing pressure	забойное давление а скважине
Pws	Wellbore static pressure	статическое давление а скважине
p	Average pressure	среднее давление
q	Liquid production rate (stb \d)	дебит жидкости
Q	Gas production rate	дебит газа
re	External boundary radius	радиус
red	Aquifer \ reservoir radius ratio	отношение радиуса законтурной области и разрез пласта
R	Producing (instantaneous) gas \ oil ratio	газовый фактор

 

 

MEASUREMENTS
Pressure	P	lb\ in2	Pascal	6.89 x 103
			bar	6.89 x 102
			Dyne \ cm3	6.89 x 104
			atmosphere	6.89 x 10
Velocity	v	ft \sec	m \ sec	30.48 x 102
Viscosity	JL	cp	Pascal \sec	1.0 x 103
Volume	V	bbl	m3	1.59 x 10
			cm3	1.59 x 105
			ft3	5.615
			gallon	42
			in3	9.70 x 103
Flowrate	Q	gpm	m3 \ sec	6.31 x 105
			ft3 \ sec	1.337 x 10
			bbl \min	2.381 x 102
			bbl \ day	3.429 x 10

 

                                            GREEK LETTERS

 

A	α	Alpha
B	β	Beta
Γ	γ	Gamma
Δ	δ	Delta
Ε	ε	Epsilon
Ζ	ζ	Zeta
Η	η	Eta
Θ	θ	Theta
Ι	ι	Iota
Κ	κ	Kappa
Λ	λ	Lambda
Μ	μ	Mu
Ν	ν	Nu
Ξ	ξ	Xi
Ο	o	Omicron
Π	π	Pi
Ρ	ρ	Rho
Σ	σ	Sigma
Τ	τ	Tau
Υ	υ	Upsilon
Φ	φ	Phi
Χ	χ	Chi
Ψ	ψ	Psi
Ω	ω	Omega

 

 

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ

 

Нефтепромысловые инженеры обычно используют определенные физические свойства сложных углеводородных систем, находящихся в пластах.

Ниже производятся общепринятые определения, применяемые в литературе по фазовому состоянию пластовых систем.

 

Gas – oil ratio (газовый фактор): представляет собой суммарную характеристику состава системы. Обычно он выражается в кубических метрах газа на 1м³ жидкости, причем объемы обоих фаз должны быть измерены при атмосферном давлении и температуре 15.6⁰С, однако иногда объем газа измеряется при давлении, отличном от атмосферного. Кроме того, объем жидкости также может отличаться от объема, занимаемого товарной нефтью. Довольно часто в исследованиях PVT – характеристик встречается выражение газового фактора, отнесенного к пластовой или остаточной нефти. Наконец, в нефтепромысловом деле применяется различные виды газовых факторов, а именно: пластовый R_s , промысловый R и суммарный R_p давление, температура и число ступеней разделения влияют на числовую величину газового фактора.

Saturation pressure (давление насыщения): см. Насыщенная жидкость, насыщенный пар

Bubble - point pressure (давление начала испарения \ p_b): давление жидкости в системе, находящейся в точке начала испарения.

Dew - point pressure (давление начала разгазирования \ p_d): давление газа в системе, находящейся в точке конденсации.

Differential gas liberation (дифференциальное разгазирования): выделение газовой системы фазы из системы, когда газ образуется в условиях, соответствующих точке начала испарения. Обычно, считают, что процесс дифференциального разгазирования преобладает в пластах с режимом растворенного газа в течение большей части периода их эксплуатации.

Differential process (дифференциальный процесс): термин, применяемый главным образом в литературе по исследованиям PVT- характеристик и означающий. Что система переходит через точку начала испарения или точку начала конденсации и в результате этого образуются две фазы, причем меньшая по объему фаза изолируется от дальнейшего контакта с большей по объему фазой. Таким образом, в течение дифференциального процесса непрерывно меняются состав и количество вещества в системе.

Apparent liquid density (кажущаяся плотность в жидком состоянии): отношение массы к объему для газа, растворенного в жидкости. Кажущаяся плотность обычно рассчитывается для атмосферного давления и температуры 15.6⁰С посредством приведения наблюденной плотности системы к этим условиям и вычитанная массы и объема жидкого компонента ее.

Condensate ( distillate ) liquid (конденсатные \ дистиллятные жидкости): жидкости, образовавшиеся при конденсации пара или газа. Этим термином обычно обозначаются светлые жидкости, имеющие плотность 0.78г\см³ и меньше, получаемые из систем, которые в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии.

Flash gas liberation (контактное разгазирование): выделение газа из жидкости (обычно при понижении давления) в условиях, когда общий состав системы остается одним и тем же во все время выделения. Примером может служить разгазирование нефти при установившемся течении нефти и газа через сепаратор.

Flash process (контактный процесс): это такой процесс, при котором в результате изменения давления или какой-либо другой независимой переменной измеяется соотношение между газовой и жидкой фазами, но общий состав системы остается постоянным. Например, некоторые PVT- характеристики про пластовых нефтегазовых смесей определяют при контактном процессе.

Compressibility factor , gas - deviation factor , supercompressibility factor (коэффициент сжимаемости): сомножитель, вводимый в уравнение состояния идеального газа для того, чтобы учесть отклонение реальных газов от идеального состояния (PV- nzRT; z – коэффициент сжимаемости)

Shrinkage factor (коэффициент усадки): обратная величина объемного коэффициента пластовой системы, выраженная в виде отношения объема товарной нефти в нормальных условиях к объему системы в пластовых условиях.

Critical temperature and pressure (критические температура T_c и давление Р_C): температура и давление в критическом состоянии.

Critical state (критическое состояние): термин, применяемый для обозначения той единственной совокупности давления, температуры и состава системы, когда все свойства совместно существующий пара и жидкости становятся тождественными.

Mole (моль): количество весовых единиц любого вещества, равное его молекулярному весу. Например, 16604кГ метана образуют один килограмм-моль. Точно так же 16.04г метана составляют грамм-моль (или просто моль). В США для нефтепромысловых расчетов применяется фунт-моль. Один фунт-моль идеального газа при атмосферном давлении и температуре 15.6⁰С занимает объем 10.72м³.

Saturated liquid \ vapor (насыщенные жидкость и пар): это жидкость, которая находится в равновесии с паром при давлении насыщения. Подобно этому термин «насыщенный пар» означает пар в равновесии с жидкостью. Эти термины част употребляются в качестве синонимов к терминам «жидкость в точке \ или при давлении начала испарения» и «пар в точке \ или при давлении начала конденсации». Следует отметить, что термины «точка начала испарения» и «точка начала конденсации» соответствуют тому частному случаю, когда меньшая по количеству фаза находится в системе только бесконечно малом количестве, тогда как применении терминов «насыщенная жидкость» и «насыщенный пар» не связано с относительными количествами имеющихся фаз.

Undersaturated fluid (недонасыщенная жидкость, недонасыщенный пар): вещество, в котором при данных условиях может раствориться дополнительное количество компоненто другой фазы (в жидкост – газ или пар, в паре-жидкость)

Standard condition | surface (нормальные условия на дневной поверхности): давление 760мм рм.см. и температура 15.6⁰С. Иногда объемы газов могут быть отнесены к давлению, несколько отличающемуся физической атмосферы, например к давлению 1 кг \ см³.

Formation volume factor (объемный коэффициент пластовой системы): способ выражения волюметрических соотношений в системе. Объемный коэффициент пластовой системы равен объему той части ее при пластовых давлениях и температуре, которая после перехода к нормальным условиям дает 1м³ товарной нефти. Если пластовая система находится в однофазном конденсированном состоянии, то применяется термин объемный коэффициент пластовой нефти. Если в пласте находятся две фазы, то применяемый термин суммарный объемный коэффициент пластовой системы (или двухфазный объемный коэффициент пластовой системы) В_т. Значения объемных коэффициентов пластовой нефти обычно находятся между 1.1 и 2.0. Суммарный объемный коэффициент пластовой системы может достигать 200 в зависимости от состава системы и давления, под которым она находится. Термином объемный коэффициент пластового газа Bg обозначается объем, который занимает в пласте газ, имеющий в нормальных условиях объем 1м³. Термин объемный коэффициент воды B_w обозначает объем, который в пласте занимает такое количество воды вместе с сопутствующими ей газами, которое на дневной поверхности имеет объем 1м³. Обычно объемные коэффициенты воды находятся в пределах от 0.99 до 1.07. За нормальные обычно принимают условия при атмосферном давлении и температуре 15.6⁰С.

Residual oil (остаточная нефть): В литературе по PVT- соотношениями этим термином обозначается жидкость, остающаяся в камере для PVT- исследований о окончании дифференциального процесса, выполняемого при температуре пласта или близкой к ней. По аналогии термин относится также к жидкости, которая остается в нефтяном пласте при его истощении. Как правило, в PVT- соотношениях указываются остаточные объемы и плотности остаточной нефти при атмосферном давлении и температуре 15.6⁰. По отношению к процессу дифференциального разгазирования остаточная нефть представляет собой то же, что товарная нефть по отношению к процессу контактного разгазирования, а именно – конечный продукт.

Relative oil volume (относительный объем нефти): Аналогичен объемному коэффициенту пластовой системы, но с той разницей, что состояние, в котором объем принимается за единицу, отлично от нормальных условий на дневной поверхности, а сама нефть в этом состоянии отличается от товарной нефти в нормальных условиях. Например, этот термин часто применяется при сравнении объемаи нефти с ее объемом в точке начала испарения, т.е. с объемом насыщенной нефти. При указании относительных объемом нефти должны оговариваться давление, температура и какой-то параметр состава. Например, относительный объем нефти равен 0.7 (объем в точке начала испарения при давлении 177кГ\см² и температуре 85⁰С принимается за 1.0)

Solution gas - oil ratio (пластовый газовый фактор R_s): Количество растворенного в жидкости газа. В качестве исходного состояния жидкости может быть принята как товарная, так и пластовая нефть. Иногда в качестве исходной жидкости принимается нефть, насыщенная газом в условиях нефтяного пласта.

Reduced properties - temperature , pressure , volume (приведенные свойства- температура, давление, объем): Отношения свойств к соответствующим критическим свойствам, например приведенное давление p_r= p\p_c, где p_c – критическое давление.

Pseudocritcal properties - temperature , pressure (псевдокритические и псевдоприведенные параметры- температура, давление): Соотношения между свойствами чистых углеводородов не меняются при переходе от одного углеводорода к другому, если выражать эти соотношения через приведенные свойства веществ. Те же самые зависимости между приведенными свойствами часто применимы к многокомпонентным системам. Если для этих систем вместо истинных критических величин использовать псевдокритические температуры, и давления. Способы расчета псевдокритических величин по данным о составе системы меняются в зависимости от характера применяемых эмпирических формул. Псевдоприведенное давление P_pr = p \ p_pc,, где p_pc- псевдокритическое давление; р – давление в данном состоянии. Таким же образом определяется псевдоприведенная температура: T_pr= T\T_pc )

Dissolved gas \ solution gas (растворенный газ): Вещество, которое при атмосферном давлении обычно газообразное, но при повышенных давлениях и температуре входит в состав жидкой фазы.

Dissolved gas drive \ solution - gas drive (режим растворенного газа): Процесс первичной добычи нефти, при котором жидкость (т.е. нефть) вытесняется из пор пласта за счет энергии расширения газообразных компонентов, которые первоначально были растворены в жидкости.

Properties , extensive and intensive (параметры экстенсивные и интенсивные): Параметры, величины которых прямо пропорциональны количеству вещества, образующего систему, называются экстенсивными. Примеры их – поверхность, масса, сила инерции и объем. Интенсивный параметр – это параметр, величина которого не зависит от количества вещества. Интенсивные параметры – плотность, давление, температура, вязкость и поверхностное натяжение. Энергия представляет собой произведение интенсивного параметра на экстенсивный, Например, произведение давления на объем составляет механическую энергию.

System (система): Этот термин относится к всему рассматриваемому веществу или к его свойствами. Далее могут быть даны определения гомогенной и гетерогенной системы. В гомогенной системе интенсивные параметры изменяются внутри системы только непрерывно. Гетерогенная система состоит из нескольких гомогенных частей, причем на поверхностях раздела между гомогенными частями происходит скачкообразные изменения интенсивных параметров.

Stock - tank oil (товарная нефть): Жидкость, получающаяся в результате пропускания добываемой нефтегазовой смеси через наземное оборудование, назначение которого состоит в отделении от нефти компонентов, в обычных условиях находящихся в газообразном состоянии. Состав и свойства товарной нефти могут изменяться при изменении условий разделения газа и жидкости. Обычно свойства товарной нефти указываются при температуре 15.6⁰С и давлении 1кГ\см², но они могут измеряться также в других условиях и при помои поправок к нормальным условиям.

Bubble point (точка начала испарения): Состояние системы, характеризующиеся сосуществованием фазы с бесконечно малым количеством газовой фазы.

Dew point (точка начала конденсации): Аналогично точка начала испарения системы, при условии сосуществования в равновесии большого объема газа и бесконечно малого количества жидкости.

Gas gravity (удельный вес газа): Простой способ выражения молекулярного веса газа. За единицу удельного веса газа принят удельный вес сухого воздуха с молекулярным весом 28.97. Следовательно, метан (молекулярный вес 16.04) имеет удельный вес 16.04 \ 28.97 = 0.55.

Shrinkage (усадка): Уменьшение объема жидкой фазы, вызванное или выделением из нее растворенного газа, или ее охлаждением. Или обеими причинами вместе. Усадка может быть выражена: 1) в процентах от конечного объема товарной нефти в нормальных условиях или 2) в процентах от начального объема жидкости. Если 1м³ пластовой нефти дает 0.75м³ товарной нефти в нормальных условиях, то ее усадка равна 0.25 \ 0.75 = 33% по первому определению или 0.25 \ 1.00 = 25% по второму определению. Коэффициент при этом равен 0.75, а объемный коэффициент пластовой нефти составляет 1.00 \0.75 = 1.33.

 

       Classification of Reservoirs and Reservoir Fluids

      

 

Petroleum reservoirs are broadly classified as oil and gas reservoirs. These broad classifications are further divided depending on:

· Composition of the reservoir hydrocarbon mixture;

· Initial reservoir pressure and temperature;

· Pressure and temperature of the surface production.

 

The conditions under which these phases exist are a matter of considerable practical importance. The experimental or the mathematical determinations of these conditions are conveniently expressed in different types of diagrams commonly called phase diagrams. One such diagram is called the pressure- temperature diagram.

Pressure – temperature diagram

Fig. A typical p-T diagram for ordinary black oil

 

Fig. shows a typical pressure-temperature diagram of a multi-component system with a specific overall composition. Although a different hydrocarbon system would have a different phase diagram, the general configuration is similar.

 

Circondentherm	Максимальная температура, выше которой жидкость не может образовываться независимо от значения давления.
Cricondenbar	Максимальное давление, выше которой газ не может образовываться независимо от значения температуры.
Critical point	Такое значение \ состояние температуры и давления, при которых все интенсивные свойства газовых и жидкостных фаз равны.
Quality line	Линия, которая описывает условия температуры и давления для одинаковых объемов жидкостей.
Bubble-point curve	Линия, которая отделяет регион жидкой фазы от двухфазового региона (1).
Dew-point curve	Линия, которая отделяет газовый регион  от двухфазового региона(2).
Phase envelope (two-phase region)	Двухфазовый регион, находящийся между (1) и (2), в котором газ и жидкость сосуществуют в эквилибриуме.

 

 

These multi-component pressure-temperature diagrams are essentially used to:

• Classify reservoirs;
• Classify naturally occurring hydrocarbon system;
• Describe phase behavior of reservoir fluid.

 

To fully understand the significance of the pressure-temperature diagrams, it is necessary to identify and define the following key points on this diagram:

Cricondentherm (T_ct)- is defined as the maximum temperature above which liquid cannot be formed regardless of pressure (point E). The corresponding pressure is termed Cricondentherm pressure P_ct.

Cricondenbar (P_ch)- is the maximum pressure above which no gas can be formed regardless of temperature (point D). The corresponding temperature is called Cricondenbar temperature T_ch.

Critical point – for a multi-component mixture is referred to as the state of pressure and temperature at which all intensive properties of the gas and liquid phases are equal (point C). At the critical point, the corresponding pressure and temperature are called the critical pressure pc and critical temperature T_c of the mixture.

Phase envelope (two-phase region)- the region enclosed by the bubble-point curve and the dew-point curve (line BCA), wherein gas and liquid coexist in equilibrium, is identified as the phase envelope of the hydrocarbon system.

Quality lines – dashed lines within the phase diagram. They describe the pressure and temperature conditions for equal volumes of liquids. Note that the quality lines converge (сходиться) at the critical point (point C).

Bubble-point curve – (line BC) is defined as the line separating the liquid-phase region from the two-phase region.

Dew-point curve- (line AC) is defined as the line separating the vapor-phase region from the two-phase region.

In general, reservoirs are conveniently classified on the basis of the location of the point representing the initial reservoir pressure P_i and temperature T with respect to the pressure-temperature diagram of the reservoir fluid. Accordingly, reservoirs can be classified into basically two types:

• Oil reservoirs- if the reservoir temperature T is less than the critical temperature T_c of the reservoir fluid, the reservoir is classified as an oil reservoir;
• Gas reservoirs- if the reservoir temperature is greater than the critical temperature of the hydrocarbon fluid, the reservoir is considered a gas reservoir.

 

 

---

Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 292; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!