17367

17367

مدل سازي خواص سيالات هيدروكربوري با استفاده از معادله PC-SAFT، تئوري هاي اصطكاك و حجم آزاد

كارشناسي ارشد

مهندسي مخازن هيدروكربوري

اسفند 1395

دكتر مهدي عصاره

شيمي، نفت و گاز

پيش‌بيني رفتار فازي مخازن گاز ميعاني و ويسكوزيته سيالات نفتي از مسائل مهم در مهندسي نفت است. يكي از مسائل چالش‌برانگيز در مخازن گاز ميعاني، پيش‌بيني فشار نقطه شبنم و مايع ميعان شده است، كه ضرايب برهم‌كنش دوتايي از فاكتورهاي مهم در اين پيش‌بيني‌ها مي‌باشد. در اين پژوهش يك رابطه مناسب براي تعيين ضرايب برهم‌كنش دوتايي براي يكي از معادلات حالت آماري از خانواده سفت ، يعني PC-SAFT، ارائه مي‌شود. نتايج مدل مربوطه به فشار نقطه شبنم براي معادله حالت PC-SAFT در مقايسه با داده‌هاي آزمايشگاهي و معادله حالت پينگ–رابينسون ، (با ضرايب برهم‌كنش متداول) ارائه مي‌شود. نتايج نشان از بهبود پيش‌بيني با استفاده از معادله حالت PC-SAFT و ضرايب برهم‌كنش دوتايي جديد مي‌دهد. متوسط انحراف مطلق براي پيش‌بيني فشار نقطه شبنم توسط معادله حالت PR (با استفاده از مقادير رايج ضرايب بر‌هم كنش دوتايي) و معادله حالت PC-SAFT با مدل پيش‌بيني ارائه شده براي ضرايب برهم‌كنش دوتايي، وقتي دو معادله حالت در فاز پيش‌بيني به كار مي‌روند به ترتيب 19.6 و 9.6 درصد مي‌باشد. در كنار اين، پيش‌بيني مايع ميعان شده براي معادله حالت PC-SAFT در مقايسه با معادله حالت PR بهبود مي‌يابد. همچنين براي ويسكوزيته، تئوري حجم آزاد در تركيب با معادله‌حالت PC-SAFT براي پيش‌بيني ويسكوزيته سيالات نفتي قرار مي‌گيرد. تئوري حجم آزاد داراي سه پارامتر قابل تنظيم، براي محاسبه ويسكوزيته هر جزء است. اين سه پارامتر براي اجزاي خالص در منابع علمي موجود است، اما مقادير آن‌ها براي برش‌هاي نفتي هنوز يك مسئله چالش برانگيز است. در اين پژوهش رابطه‌اي براي تعيين اين پارامتر‌ها بر حسب وزن مولكولي و چگالي ويژه برش نفتي، براي برش‌هاي نفتي ارائه مي‌شود. فرآيند كار بر روي تست آزادسازي جزئي براي چندين نمونه سيال واقعي نفتي صورت مي‌گيرد. در نهايت مدل ارائه شده براي 6 نمونه نفتي در فاز صحت‌سنجي به كار مي‌رود و نتايج به دست آمده در مقايسه با داده‌هاي آزمايشگاهي (داده‌هاي ويسكوزيته در تست آزادسازي جزئي) و مدل LBC براي محاسبه ويسكوزيته، قرار مي‌گيرد. متوسط انحراف مطلق براي تئوري حجم آزاد در تركيب با معادله‌حالت PC-SAFT برابر 9.7018 درصد و همچنين براي مدل LBC برابر 36.4219 درصد مي‌باشد. واژه‌هاي كليدي: گاز ‌ميعاني، ضرايب بر‌هم‌كنش‌دوتايي، مايع ‌ميعان ‌شده، ويسكوزيته، تئوري حجم آزاد

1396/03/09

1/1/1900 12:00:00 AM

The phase behavior prediction of gas condensate reservoir and prediction the viscosity of petroleum fluids are from the important problems in petroleum engineering. One of the challenging problems in gas condensate reservoirs is the prediction of dew point pressure and liquid drop out, in which the binary interaction coefficients are the important factors in these predictions. In this work a proper equation is presented for the determination of the binary interaction coefficients, for a statistical equation of state (EOS) from SAFT EOS family, PC-SAFT. The modeling results correspondeng to dew point pressure are presented for PC-SAFT in comparison to the experimental data and Peng-Robinson (PR) equations of state (with a common interaction coefficients estimation procedure). The results demonstrate improved predictions by PC-SAFT with the new set of binary interaction coefficients. The average absolute deviations for the dew point pressure prediction by Peng Robinson (with common estimated values for interaction coefficients) and PC-SAFT with the proposed interaction coefficients estimation model were found to be 19.6 and 9.6 percent respectively when the two EOSs are used in prediction mode. Beside this, the prediction of the liquid dropout is relatively improved in the case of PC-SAFT relative to Peng Robinson EOS. Also for the viscosity the free volume theory in combination with PC-SAFT is implanted for viscosity prediction of the petroleum reservoir fluids. FV has three adjustable parameters for viscosity calculation for each component. These three viscosity parameters for main pure components are available in literature but their value for petroleum fractions is still a challenge. In this work an equation as a function of molecular weight and specific gravity for determination of these parameters for plus fractions is presented. The procedure is applied for differential liberation tests for several reservoir fluid samples. Finally the presented model is used for 6 real samples in eva​luation and the results are compared with available experimental data (experimental data in differential liberation test) and Lohrenz-Bray-Clark (LBC) method for viscosity calculation. The absolute average deviation was 9.70118% for free volume theory method and was 36.4219% for LBC correlation. Keywords: gas condensate, binary interaction coefficient, liquid drop out, viscosity, free volume theory