18.5: Об'ємні фактори (Бо і Бг)
- Page ID
- 29240
Через різко різні умови, що склалися на водоймі порівняно з умовами на поверхні, ми не очікуємо, що 1 барель рідини в умовах пласта може містити таку ж кількість речовини, як 1 барель рідини в поверхневих умовах. Об'ємні коефіцієнти були введені в розрахунки нафти і природного газу для того, щоб легко пов'язати обсяг рідин, які отримують на поверхні (резервуар), з об'ємом, який фактично займала рідина при стисненні в резервуарі.
Наприклад, обсяг, який займає жива олія на резервуарі, більше, ніж обсяг масла, який залишає запасний бак на поверхні. Це може бути неінтуїтивно зрозумілим. Однак це є результатом виділення газу з нафти при зниженні тиску від пластового тиску до поверхневого. Якби нафту не було газу в розчині (тобто мертвого масла), обсяг, який вона займала б в умовах резервуара, менше обсягу, який вона займає на поверхні. При цьому роль в зміні обсягу грає тільки стисливість рідини.
Коефіцієнт об'єму утворення природного газу (\(B_g\)) пов'язує обсяг 1 lbmol газу в пластових умовах до обсягу того ж lbmol газу за стандартних умов, а саме:
\[B_{g}=\frac{\text { Volume of } 1 \text { lbmol of gas at reservoir conditions, RCF }}{\text { Volume of } 11 \text { bmol gas at standard conditions, SCF }} \label{18.5}\]
Ці обсяги, очевидно, є питомими молярними обсягами газу за заданих умов. Реципрокним питомого молярного об'єму є молярна щільність, і, таким чином, Equation\ ref {18.5} може бути записано:
\[B_{g}=\frac{\bar{v}_{g} / res}{\bar{v}_{g} /sc}=\frac{\bar{\rho}_{g} / s c}{\bar{\rho}_{g} / r e s}=\frac{\left.\left(\rho_{g} / M W_{g}\right)\right|_{sc}}{\left.\left(\rho_{g} / M W_{g}\right)\right|_{r e s}} \label{18.6)}\]
Впроваджуючи визначення щільності з точки зору коефіцієнта стисливості,
\[B_{g}=\frac{\frac{P_{s c}}{R T_{s c} Z_{s c}}}{\frac{P}{R T Z}} \label{18.7}\]
Тому, нагадуючи, що\(Z_{s c} \approx 1\),
\[B_{g}=\frac{P_{s c}}{T_{s c}} \frac{Z T}{P}=0.005035 \frac{Z T}{P}_{[R C F / S C F]} \label{18.8}\]
Коефіцієнти об'єму газоутворення також можуть бути виражені в терміні [RB/SCF]. У такому випадку 1 RB = 5.615 RCF і пишемо:
\[B_{g}=0.005035 \frac{Z T}{P}_{[R C F / S C F]} \label{18.9}\]
Коефіцієнт об'єму утворення нафти або конденсату (B o) пов'язує об'єм 1 фунмоль рідини в пластових умовах до обсягу цієї рідини після того, як вона пройшла через пристрій поверхневого розділення.
\[B_{o}=\frac{\text { Volume of lbmol of liquid at reservoir conditions, RB }}{\text { Volume of that lbmol after going through seperation, STB }} \label{18.10}\]
Загальний об'єм, зайнятий 1 фунмоль рідини в умовах резервуара (V o) res, може бути розрахований через коефіцієнт стисливості цієї рідини наступним чином:
\[\left(V_{o}\right)_{r e s}=\left(\frac{n Z_{o} R T}{P}\right)_{r e s} \label{18.11}\]
де\(n = 1 \,lbmol\).
Після поділу частина газу буде виводитися з потоку рідини, що подає поверхневий об'єкт. Назвемо «n st» родимки рідини, що виходить із запасного резервуара на моль корму, що надходить на сепараційний об'єкт. Обсяг, який 1 фунмоль пластової рідини збирається займати після проходження сепараційної установки, задається:
\[\left(V_{o}\right)_{r e s}=\left(\frac{n_{s t} Z_{o} R T}{P}\right)_{s c} \label{18.12}\]
де\(n = 1 \,lbmol\).
Тут ми припускаємо, що остання стадія поділу, запасний бак, працює в стандартних умовах. Вводячи рівняння\ ref {18.12} та\ ref {18.11} в\ ref {18.10}, ми закінчимо:
\[B_{o}=\frac{\left(\frac{n Z_{o} R T}{P}\right)_{r e s}}{\left(\frac{n_{s t} Z_{0} R T}{P}\right)_{s c}} \label{18.13}\]
або,
\[B_{o}=\frac{1}{n_{s t}} \frac{\left(Z_{o}\right)_{r e s}}{\left(Z_{o}\right)_{s c}} \frac{T}{P} \frac{P_{s c}}{T_{s c}} \label{18.14}\]
Зверніть увагу, що\((Z_o)_{sc}\) -\(Z_{sc}\) на відміну від газу - ніколи не дорівнює одиниці. Коефіцієнт об'єму нафтоутворення також можна розглядати як обсяг пластової рідини, необхідної для отримання одного бареля нафти в запасному резервуарі.