خواص سیال مخزن نفت

مخازن نفت ممکن است شامل هر یک از سه فاز سیال آب (آب (آب نمک)، نفت یا گاز باشد. توزیع اولیه فازها به عمق، دما، فشار، ترکیب، مهاجرت تاریخی، نوع تله زمین شناسی و ناهمگونی مخزن (یعنی خواص مختلف سنگ) بستگی دارد. نیروهایی که در اصل سیالات را توزیع می کنند عبارتند از گرانش، مویرگی، انتشار مولکولی، همرفت حرارتی و گرادیان فشار. به طور کلی فرض بر این است که سیالات مخزن هنگام کشف در حالت ساکن هستند یا به عبارت صحیح تر، سیالات با سرعت بسیار آهسته ای نسبت به زمان مورد نیاز برای استخراج سیالات (10 تا 50 سال) حرکت می کنند. واضح است که سیالات ممکن است هنوز از نظر زمان زمین شناسی در یک حالت پویا باشند.

از آنجایی که گرانش نیروی غالب در توزیع سیالات در طول زمان زمین شناسی است، هیدروکربن ها به سمت بالا مهاجرت می کنند و در برابر سنگ کلاهک غیرقابل نفوذ به دام می افتند. گاز بر نفت، که بر آب پوشانده می شود. با این حال، از آنجایی که منافذ مخزن معمولاً قبل از مهاجرت هیدروکربن ها به طور کامل توسط آب اشباع می شوند و به دلیل اینکه نیروهای مویرگی برای نگه داشتن آب در کوچکترین منافذ از نیروهای گرانش فراتر می روند، یک اشباع اولیه آب (همبسته) همیشه در سازندهای هیدروکربن دار یافت می شود. اشباع آب پیوندی ممکن است از 5 تا 50 درصد متفاوت باشد، در حالی که هیدروکربن ها هنوز تحرک کافی برای تولید با نرخ های اقتصادی دارند.

این مقاله همراه با مقالات See also به بررسی خواص فیزیکی و ترمودینامیکی گاز، نفت و آب نمک مخزن می پردازد. همانطور که معمولا انجام می شود، فاز و رفتار حجمی سیالات مخزن نفت به عنوان PVT (فشار-حجم- دما) نامیده می شود. دو مرجع کلی مهم در مورد PVT کاتز و همکاران هستند.[2] و انجمن مهندسان نفت.[3]

فهرست

• 1 تعاریف اموال
  • 1. 1 ضریب حجم تشکیل (FVF)
  • 1. 2 نسبت محلول گاز به نفت (GOR)
  • 1. 3 نسبت نفت به گاز محلول (OGR)
  • 1. 4 وزن مخصوص مایع
  • 1. 5 وزن مخصوص API
  • 1. 6 وزن مخصوص گاز
  • 1. 7 فشار نقطه حباب
  • 1. 8 فشار نقطه شبنم رتروگراد
  • 1. 9 فشار اشباع
  • 1. 10 نقطه بحرانی
  • 1. 11 ترکیب یا خوراک
  • 1. 12 شرایط اشباع
  • 1. 13 شرایط اشباع نشده

  تعاریف دارایی [ویرایش]

  

  شکل 1 نمودار فاز فشار و دما. اگر دمای مخزن کمتر از 127 درجه فارنهایت باشد، طبقه بندی مخزن نفت و اگر دمای مخزن بیشتر از 127 درجه فارنهایت باشد، گاز است.

  برخی از تعاریف اصلی ویژگی سیال در اینجا ارائه شده است:

  ضریب حجم تشکیل (FVF) [ویرایش]

  نسبت حجم فاز (آب ، نفت ، گاز یا گاز به علاوه روغن) در شرایط مخزن ، نسبت به حجم یک فاز سطحی (آب ، روغن یا گاز) در شرایط استاندارد که در نتیجه مواد مخزن به آن آورده می شودسطحاز نظر ریاضی به عنوان b نشان داده شده است_w(BBL / STB) ، ب₀(BBL / STB) ، ب_g(ft 3 / scf) ، و b_t(BBL / STB).

  نسبت روغن و روغن محلول (GOR) [ویرایش]

  مقدار گاز سطحی که می تواند در هنگام فشار و درجه حرارت خاص در روغن مخزن سهام حل شود. از نظر ریاضی به عنوان r نشان داده شده است_s(SCF / STB).

  نسبت گاز محلول (OGR) [ویرایش]

  مقدار میعانات سطح که می تواند در یک گاز سطحی با فشار و درجه حرارت خاص تبخیر شود. گاهی اوقات به عنوان محتوای مایع گفته می شود. از نظر ریاضی به عنوان r نشان داده شده است_s(STB /MMSCF).

  گرانش مخصوص مایع [ویرایش]

  نسبت چگالی هر مایع در شرایط استاندارد (معمولاً 14. 7 psia و 60 درجه T) به چگالی آب خالص در همان شرایط استاندارد اندازه گیری می شود. از نظر ریاضی به عنوان γ مشخص شده است_o(جایی که آب = 1).

  

  شکل 2 نمودارهای فاز دمای فشار درپوش گاز و مایعات روغنی در یک مخزن که در ابتدا در شرایط اشباع است.

  جاذبه مخصوص API [ویرایش]

  یکی دیگر از معیارهای متداول وزن مخصوص روغن ، تعریف شده توسط γ_API= (141. 5/γ_O) -131. 5 ، با واحدهای موجود در ° API.

  گرانش مخصوص گاز [ویرایش]

  نسبت چگالی هر گاز در شرایط استاندارد (14. 7 psia و 60 درجه فارنهایت) به چگالی هوا در شرایط استاندارد. بر اساس قانون گاز ایده آل (PV = NRT) ، گرانش گاز نیز برابر با وزن مولکولی گاز است که توسط وزن مولکولی هوا تقسیم می شود (M_هوا= 28. 97). از نظر ریاضی به عنوان γ مشخص شده است_g(جایی که هوا = 1).

  فشار BubblePoint [ویرایش]

  در دمای معین ، این وضعیت زمانی اتفاق می افتد که یک روغن حباب بی نهایت گاز را از محلول آزاد کند وقتی فشار در زیر حباب کاهش می یابد.

  فشار شبانه روزی رتروگراد [ویرایش]

  در دمای معین ، این وضعیت زمانی اتفاق می افتد که یک گاز هنگام کاهش فشار در زیر نقطه شبنم ، قطره بی نهایت روغن از محلول را متراکم می کند.

  فشار اشباع [ویرایش]

  روغن در فشار حباب یا گاز در فشار شبنم آن.

  نکته بحرانی [ویرایش]

  فشار و دمای یک مایع مخزن که در آن منحنی فشار BubblePoint با منحنی فشار Dewpoint رتروگراد مطابقت دارد (شکل 1 و 2 را ببینید) ، یک حالت منحصر به فرد را نشان می دهد که در آن تمام خواص روغن حباب با گاز Dewpoint یکسان است.

  ترکیب یا خوراک [ویرایش]

  مقدار هر جزء را در یک مخلوط مخزن، که معمولاً در کسر مول گزارش می شود، کمیت می کند. اجزای معمول در مخلوط مخزن نفت شامل غیر هیدروکربن های N می باشد₂، CO₂، و اچ₂S و هیدروکربن های C₁ C₂, C₃مدار مجتمع₄n C₄، مدار مجتمع₅، n سی₅, C₆، و سی₇₊ (C₇₊یا «هپتان های پلاس» شامل صدها ترکیب سنگین تر مانند پارافین ها، نفتن ها و آروماتیک ها است). آسفالتین ها در روغن های مخزن نیز یافت می شوند.

  شرایط اشباع [ویرایش]

  شرایطی که نفت و گاز در تعادل ترمودینامیکی هستند، یعنی نیروی شیمیایی اعمال شده توسط هر جزء در فاز نفت با نیروی شیمیایی اعمال شده توسط همان جزء در فاز گاز برابر است، در نتیجه انتقال جرم اجزا از یک جزء حذف می شود. فاز به دیگری

  شرایط اشباع نشده [ویرایش]

  شرایطی که یک نفت یا گاز در یک فاز است اما در نقطه اشباع خود (نقطه حباب یا نقطه شبنم) نیست، یعنی مخلوط در فشاری بیشتر از فشار اشباع خود است.

  آب مخزن [ویرایش]

  آب موجود در مخازن نفت معمولاً آب نمکی است که عمدتاً از کلرید سدیم (NaCl) در مقادیر 10 تا 350 ppt (‰) تشکیل شده است. آب دریا حدود 35ppt دارد. سایر ترکیبات (الکترولیت ها) موجود در آب نمک های مخزن عبارتند از کلسیم (Ca)، منیزیم (Mg)، سولفات (SO)₄، بی کربنات (HCO₃یدید (I) و برمید (Br). وزن مخصوص آب نمک با شوری در واحدهای حدود 0. 075 در 100 ppt افزایش می یابد.

  At reservoir conditions, the brine that is sharing pore space with hydrocarbons always contains a limited amount of solution gas (mainly methane), from about 10 SCF / STB at 1000 psia to about 35 SCF / STB at 10,000 psia for gas-water systems and slightly less for oil-water systems. Increasing salinity decreases gas in solution. Water compressibility ranges from 2.5 to 5 × 10 6 psi 1 , decreasing with increasing salinity. Water viscosity ranges from about 0.3 cP at high temperatures (>دما:: 250 درجه فارنهایت) تا حدود 1 cP در دمای محیط، با افزایش شوری افزایش می یابد. در نهایت، آب نمک های مخزن فقط انقباض جزئی را نشان می دهند (<5%) when produced to the surface.

  طبقه بندی مخازن نفت [ویرایش]

  مخازن نفت معمولاً به پنج دسته سیال طبقه بندی می شوند [4] :

  • گاز خشک
  • گاز مرطوب
  • میعانات گازی
  • روغن فرار
  • روغن سیاه

  سه مورد اول از انواع سیال مخزن گاز هستند که در شرایط مخزن بکر در حالت گازی هستند، به این معنی که دمای بحرانی سیال مخزن کمتر از دمای مخزن است. گاز خشک و سیالات گاز مرطوب عمدتاً از هیدروکربن های سبک و متوسط (N₂، CO₂, H₂S و C₁به سی₂) که در آن هیچ مایعی در سنگ مخزن در هنگام تخلیه فشار متراکم نمی شود. گازهای مرطوب میعانات API بالا (مقطیر) را در شرایط سطحی در مقادیر معمولاً کمتر از حدود 5 STB/MMSCF تولید می کنند. OGR باید در تمام مدت تخلیه یک مخزن گاز مرطوب ثابت بماند.

  در مقابل، میعانات گازی حاوی مقادیر قابل توجهی C هستند₅₊مؤلفه ها ، و آنها پدیده تراکم رتروگراد را در شرایط مخزن نشان می دهند ، به عبارت دیگر ، با کاهش فشار ، افزایش مقدار چگال مایع در مخزن (تا حدود 2000 psia). این منجر به از بین رفتن قابل توجه ذخایر میعانات درجا می شود که تنها با تغییر قیمت مجدد در فشارهای پایین ممکن است تا حدی بازیابی شود. مخازن میعانات گازی نسبت به 2500 تا 50،000 SCF / STB (400 تا 10 STB / MMSCF) نسبت روغن گاز تولید می کنند. پروژه های دوچرخه سواری گازی که برای جلوگیری از از بین رفتن مایع از تراکم رتروگراد طراحی شده است ، معمولاً می تواند برای مایعات با محتوای مایع بالاتر از حدود 50 تا 100 STB /MMSCF توجیه شود. در خارج از کشور ، حداقل محتوای مایع برای توجیه دوچرخه سواری در حدود 100 STB /MMSCF است.

  روغن های مخزن به عنوان روغن سیاه یا روغن فرار طبقه بندی می شوند ، که قبلاً در 50 سال اول صنعت نفت بیشتر کشف می شود. مخازن نفتی بی ثبات در 20 سال گذشته به این معنا یافته اند ، عمدتاً به این دلیل که اکتشافات در اعماق بیشتری با فشارهای اولیه بالاتر قرار دارند. مشخص کردن واضح بین این دو نوع روغن به راحتی انجام نمی شود ، اگرچه نسبت روغن گاز در حدود 750 SCF / STB احتمالاً شاخص خوبی است (روغنهای سیاه دارای GOR های کمتری هستند). روغنهای فرار ممکن است دارای GOR تا 2500 SCF / STB و فاکتورهای تشکیل دهنده تشکیل به اندازه سه باشند (به این معنی که روغن هنگام تولید به سطح توسط یک عامل سه کوچک می شود). یکی دیگر از ویژگی های مخازن روغن بی ثبات این است که گاز مخزن که به داخل چاه تکامل می یابد و جریان می یابد ، حاوی مقادیر قابل توجهی از مایعات خواهد بود که در نهایت ممکن است اکثریت تولید روغن سطحی را در مراحل دیررس کاهش دهد.

  در جدول 1 برخی از ترکیبات و خواص سیال مخزن معمولی ارائه شده است. شکل 1 یک نمودار دما برای یک ترکیب سیال مخزن خاص را نشان می دهد. بسته به دمای مخزن ، این مایع به عنوان روغن یا گاز تعریف می شود. یک روغن در شرایط اشباع فشار حباب را نشان می دهد ، در حالی که یک میعانات گاز در شرایط اشباع فشار نقطه شبنم را نشان می دهد.

  جدول 1 ترکیب (در mol ٪) چندین مایعات مخزن

  مؤلفه یا خاصیت	گاز خشک	گاز مرطوب	تراکم	روغن بی ثبات	روغن سیاه
  CO2	0. 10	1. 41	2. 37	1. 82	0. 02
  N2	2. 07	0. 25	0. 31	0. 24	0. 34
  C1	86. 12	92. 46	73. 19	57. 60	34. 62
  C2	5. 91	3. 18	7. 80	7. 35	4. 11
  C3	3. 58	1. 01	3. 55	4. 21	1. 01
  مدار مجتمع4	1. 72	0. 28	0. 71	0. 74	0. 76
  n C4	—	0. 24	1. 45	2. 07	0. 49
  مدار مجتمع5	0. 50	0. 13	0. 64	0. 53	0. 43
  n C5	—	0. 08	0. 68	0. 95	0. 21
  C6s	—	0. 14	1. 09	1. 92	1. 16
  C7+	—	0. 82	8. 21	22. 57	56. 40
  GOR (SCF / STB)	∞	69000	5965	1465	320
  OGR (STB /MMSCF)	0	15	165	680	3125
  γ API	—	65. 0	48. 5	36. 7	23. 6
  M7+	—	132	184	240	274
  γ7+	—	0. 750	0. 816	0. 864	0. 920

  If a reservoir contains both a gas cap and an oil zone, then both fluids are normally at saturated conditions initially. Initial pressure equals the dewpoint of the gas cap fluid, and it equals the bubblepoint of the underlying oil (Figure 2). The repeat formation tester (RFT) has made the determination of initial fluid contacts possible in reservoirs with reasonable permeability, that is,>1 MDبه عنوان مثال ، یک کلاه گاز اشباع شده در تعادل با روغن اشباع زیرین ، به عنوان یک ناپیوستگی شدید در فشارهای RFT در تماس با روغن گاز دیده می شود.

  در 20 سال گذشته ، مخازن عمیق تر نفت کشف شده است و تفسیر سنتی از یک مخزن حاوی گاز و روغن تغییر کرده است. یک تفسیر جایگزین در برخی از مخازن روغن گاز این است که ترکیب به طور مداوم با عمق متفاوت است. در اینجا مایعات در پایین ترین ارتفاعات میعانات گازی هستند ، در حالی که مایعات در اعماق بیشتر روغن هستند. گاهی اوقات فشار مخزن اولیه ممکن است بیشتر از فشار اشباع تمام مخلوط های موجود در مخزن باشد ، دلالت بر اینکه مخزن کاملاً اشباع نشده است حتی اگر یک گاز در بالای آن باشد و یک روغن در انتهای مخزن باشد. مخازن از این نوع تضاد شدید در فشارهای RFT در عمق نشان نمی دهند که مایعات از یک گاز تقریباً بحرانی به یک روغن تقریباً بحرانی تغییر می کنند. در عوض ، آنها شیب فشار مداوم در حال افزایش را نشان می دهند (به عنوان مثال ، از 0. 2 تا 0. 3 psi/ft).

  همبستگی دارایی سیال [ویرایش]

  همبستگی نسبتاً دقیقی برای برآورد خصوصیات اصلی سیال سیستم های مخزن در دسترس است (جدول 2). ایستاده [5] و مک کین [6] بررسی های مفیدی در مورد همبستگی املاک برای نفت و گاز ارائه می دهند و سایر همبستگی ها در دسترس است. با این حال ، توجه داشته باشید که برای استانهای خاص تولید (مانند ساحل خلیج فارس یا دریای شمال) ممکن است همبستگی های دقیق تری وجود داشته باشد.

  جدول 2 خواص PVT

  گاز	روغن و آب
  خصوصیات شبه سیاسی	فشار
  عامل	راه حل
  BubblePoint fvf
  تراکم
  تراکم پذیری ایزوترمال
  ولادی
  k مقادیر
  کشش سطحی
  ضرایب انتشار

  معادلات حالت (EOS) در حال حاضر معمولاً برای محاسبه رفتار فاز و حجمی مخلوط های مخزن استفاده می شود. به طور خاص ، EOS برای پیش بینی رفتار فاز فرآیندهای جابجایی قابل جابجایی و غیر قابل جابجایی ناشی از تزریق گازهایی مانند دی اکسید کربن ، نیتروژن و گاز طبیعی لاغر یا غنی شده در مخازن میعانات نفت و گاز مفید است. EO ها معمولاً رفتار فاز و حجمی مخلوط های مخزن را به طور دقیق پیش بینی نمی کنند ، در نتیجه نیاز به تنظیم خواص مؤلفه برای مطابقت با داده های PVT تجربی دارند.[7]

  آزمایشات فشار فشار خون (PVT) آزمایشات [ویرایش]

  اندازه گیری های آزمایشی PVT معمولاً برای (1) میادین بزرگ نفت و گاز، (2) مخازن فرار نفت و میعانات گازی، و (3) مخازنی که تزریق گاز یک روش بالقوه EOR (بازیابی نفت پیشرفته) است، به دست می آید. دو نوع نمونه سیال را می توان در حین تولید یا زمانی که یک چاه بسته است برداشت کرد:

  • نمونه های ته چاله، ترجیح داده شده برای روغن ها
  • نمونه های جداکننده که باید در حین نمونه برداری در GOR تولید کننده دوباره ترکیب شوند

  نمونه های جداکننده نوترکیب استاندارد برای سیالات میعانات گازی هستند، اما ممکن است برای مخازن نفت نیز استفاده شوند. در صورتی که مخزن کمتر از حد اشباع باشد (یعنی فشار اولیه بیشتر از فشار نقطه حباب باشد) نمونه برداری از ته چاه برای روغن ها ترجیح داده می شود.

  آزمایش های استاندارد PVT شامل آنالیز کروماتوگرافی گازی ترکیبی (GC) از طریق هپتان های پلاس (C) است.₇₊)، انبساط ثابت ترکیب، انبساط آزادسازی دیفرانسیل، کاهش حجم ثابت، و جداسازی سطح چند مرحله ای. سایر اندازه گیری های PVT شامل تقطیر نقطه جوش واقعی (TBP) C می باشد₇₊آزمایشات تزریق گاز مواد و چند تماسیجدول 3 خلاصه ای از این آزمایش ها را نشان می دهد و نشان می دهد که آنها چه زمانی و روی چه نوع سیالات مخزنی انجام می شوند.

  جدول 3 خلاصه ای از تجزیه و تحلیل های آزمایشگاهی انجام شده بر روی سیستم های نفت و میعانات گازی مخزن

  تجزیه و تحلیل آزمایشگاهی	روغن ها	میعانات
  نمونه سوراخ ته	*	+
  ترکیب نوترکیب	+	*
  C7+تقطیر TBP	+	+
  C7+تقطیر شبیه سازی شده	+	+
  گسترش ترکیب ثابت	*	*
  جداسازی سطوح چند مرحله ای	*	+
  رهایی دیفرانسیل	*
  کاهش حجم دائمی	+	*
  تزریق گاز چند تماسی	+	+

  کلید: * استاندارد، + قابل انجام است، - انجام نشده است

  تجزیه و تحلیل ترکیبی برای توصیف ترکیب سیال مخزن بر اساس مولفه، از جمله محاسبه واحد حرارتی بریتانیا (BTU) (محتوای انرژی) گازها، بهینه سازی شرایط جداکننده برای بازده مایع، و خصوصیات یک EOS برای شبیه سازی ترکیبی استفاده می شود. آزمایش های آزادسازی تفاضلی و کاهش حجم ثابت برای ارائه اطلاعات کمی در مورد رفتار حجمی مخازن نفت و میعانات گازی در طول کاهش فشار طراحی شده اند. آزمایش جداکننده چند مرحله ای همراه با داده های آزادسازی تفاضلی و کاهش حجم ثابت برای محاسبه خواص روغن سیاه R استفاده می شود._s، بی_o، بی_g، و ر_s. آزمایش های تزریق گاز چند تماسی داده های حجمی و ترکیبی مهمی را ارائه می دهند که می توانند برای "تنظیم" یک مدل معادله حالت (یا جایگزین) برای شبیه سازی فرآیندهای تزریق گاز استفاده شوند.

  همچنین ببینید [ویرایش]

  • افزایش بازیابی نفت
  • مکانیسم ها و بازیابی
  • مدل سازی مخزن برای اهداف شبیه سازی
  • تخمین ذخایر
  • آب در آب
  • اصول جریان سیال
  • انجام یک مطالعه شبیه سازی مخزن: یک مرور کلی
  • آشنایی با روشهای مهندسی مخزن
  • مایعات مخزن

  منابع [ویرایش]

  1. ↑ بررسی زمین شناسی ایالات متحده ، 2008 ، جوزف گراهام ، ویلیام نیومن و جان استیسی ، مارپیچ زمان زمین شناسی - مسیری برای گذشته (نسخه 1. 1): بررسی زمین شناسی ایالات متحده محصول عمومی اطلاعات 58.
  2. ↑ Katz ، D. L. ، 1959 ، کتابچه راهنمای مهندسی گاز طبیعی: نیویورک ، مک گرا هیل.
  3. ↑ انجمن مهندسان نفت ، 1981 ، رفتار فاز: دالاس ، TX ، سری چاپ مجدد SPE شماره 15.
  4. ↑ Cronquist ، C. ، 1979 ، ارزیابی و تولید مخازن نفتی بی ثبات: روغن جهانی ، آوریل ، ص. 159-166.
  5. ↑ ایستاده ، M. B. ، 1977 ، رفتار حجمی و فاز سیستم های هیدروکربن میدان نفتی: دالاس ، TX ، انجمن مهندسان نفت ، Aime.
  6. ↑ مک کین ، دبلیو د. ، جونیور ، 1990 ، مایعات نفت ، چاپ دوم: تولسا ، خوب ، کتابهای پنول.
  7. ↑ ویتسون ، C. H. ، و M. R. Brulé ، 1993 ، رفتار فاز: مجموعه مونوگرافی انجمن مهندسان نفت ، در مطبوعات.

  پیوندهای خارجی [ویرایش]

  ادبیات در مورد خواص سیال مخزن نفتی پیدا کنید