1a.Vx basic

1. Основы технологии Vx

Александр Давидовский
Центр Технической Поддержки Отдела по Испытанию Скважин

2.

Модификации Vx*
Бессепарационная технология замера дебитов многофазного
потока на основе трубки Вентури и многоспектрального
гамма-измерения
PhaseWatcher Vx
29 мм
Труба 3”
(76 мм)
2
52 мм
& 29 мм LV
Труба 5”
(127 мм)
88 мм
Труба 8”
(203 мм)
19 мм
Труба 2”
(51 мм)
Vx Spectra
29 мм
Труба 3”
(76 мм)
40 мм
Труба 4”
(102 мм)
65 мм
Труба 6”
(152 мм)

3.

Принцип измерения
Трубка Вентури общий массовый расход
Гамма-измеритель фракций фазовый
состав потока
Компактный компьютер сбор и
обработка данных (мат. модель)
3

4.

Технология Vx* - фракциомер
4

5.

Принципы измерений и расчетов
Общая последовательность расчета дебитов:
-
Замер доли сечения каждой фазы на вертикальном участке
трубопровода на основе данных поглощения гамма-квантов
-
Определение общего массового дебита по перепаду давления в
трубке Вентури и данных по плотности смеси
-
Разделение общего дебита на 3 фазы с учетом долей сечения
каждой фазы и закона проскальзывания фаз
-
5
Перевод дебитов в стандартные условия по PVT модели

6.

Спецификация сенсоров
Датчик дифференциального
давления:
Рабочее давление до 860 бар
Диапазон измерений 50 – 5000 мбар
Датчик давления:
Диапазон от 0 до 500 бар
Температурный датчик:
Диапазон от -20 до 150ºC

7.

Керамические окна и держатель источника
7

8.

Гамма детектор
8

9.

Влияние распада на стабильность
-
-
-
Мощность источника ослабевает со временем
Данное физическое явление описывается
законом полу-распада
Достаточно одного замера чтобы
спрогнозировать мощность источника через
несколько лет
Продолжительность использования источника в
зависимости от назначения может достигать
более 20 лет
Однако очень важно учитывать стабильность
работы гамма-детектора
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
0
5
10
15
20
25
30
Время
(лет)
Time (years)
Стабильность распада (излучения) источника на порядок
выше стабильности работы детектора
Vx @ 90 C
100
Vx @ 175 C
Commercial @ 90 C
Commercial @ 175C
Relative Anode Output (%)
-
Количество
source (cps)
emitted byквантов
Counts
90000
Commercial @ 90C
Vx @ 175C
Vx @ 90C
Commercial @ 175 C
10
0.1
1
10
100
Operating time (Hours)
1000
10000

10.

Различные дизайны и разработки

11.

О гамма-излучении в расходомерах Vx
11

12.

Содержание
• Характеристики гамма-излучения
• Взаимодействие с веществом
• Спектр гамма-излучения
• Теория массовых затуханий
12

13.

Взаимодействие с веществом:
Основные процессы, возникающие при прохождении гамма-излучения через вещество:
• Фотоэффект — энергия гамма-кванта поглощается электроном оболочки атома, и электрон,
совершая работу выхода, покидает атом (который становится ионизированным) (<75 keV).
• Комптон-эффект — гамма-квант рассеивается при взаимодействии с электроном, при этом
образуется новый гамма-квант (направление отклонено), меньшей энергии, что также
сопровождается высвобождением электрона и ионизацией атома (75 keV – 10 MeV).
• Эффект образования пар — гамма-квант в поле ядра превращается в электрон и позитрон
(>10 MeV).
13

14.

Фотоэффект (Фотоэлектронная абсорбция):
Энергия гамма-кванта поглощается электроном оболочки атома, и электрон, совершая
работу выхода, покидает атом (который становится ионизированным)
14

15.

Комптон-эффект (Комптоновское рассеяние):
Гамма-квант рассеивается при взаимодействии с электроном, при этом образуется новый
гамма-квант, меньшей энергии, что также сопровождается высвобождением электрона и
ионизацией атома
15

16.

Образование пар
Превращение гамма луча в электрон и позитрон в момент вхождения гамма-луча в сильное
электрическое поле рядом с центром атома.
16

17. Vx basics

Об уровнях энергии
Vx basics
• Низкая энергия 32 keV, чувствительна к Фотоэффекту (состав и плотность) – разделяет Воду и Углеводороды.
• Высокая энергия 81 keV, чувствительна к Комптоновскому рассеиванию (плотность) – разделяет Газ и Жидкость.

18.

Спектр в ПО Vx
18

19.

Спектр в ПО Vx
19

20.

Физические зависимости для массовых затуханий
Затухание гамма-лучей зависит от плотности и коэффициента массовых
затуханий проницаемого материала. Физические зависимости следующие:
1 N
Ln
d N
d
N N e
X
X
O
O
Где:
Nx = Количество испусканий в секунду, регистрируемое гамма-детектором
No = Количество испусканий в секунду в вакууме
d = Длина пути гамма-луча (диаметр вентури)
= Плотность проницаемого материала
= Коэффициент массовых затуханий проницаемого материала
В вакууме:
N N
X
20
O

21.

Массовое затухание (массовый коэффициент поглощения)
(m²/kg)
Массовый коэффициент поглощения –
характеристика поглощения радиации
при прохождении ее в поглощающей
среде, на единицу массы.
В вакууме:
21

22.

Линейное затухание (линейный коэффициент поглощения)
-1
(m )
Линейный коэффициент поглощения –
характеристика поглощения радиации
при прохождении ее в поглощающей
среде, в зависимости от дистанции.
В вакууме:
22

23.

Определение фракций потока – треугольник состояния
23

24.

Калибровка по пустой трубе
В процессе калибровки по пустой трубе определяется No – количество
испусканий гамма-квантов в секунду в вакууме
d
1 N
Ln
d N
X
O
Ba-133
Smart
Detector
Collimated beam
Nx d (воздуха)
24
Фактическое cps
Длина пути гамма-луча (диаметр вентури)
Плотность проницаемого материала
Коэффициент массовых затуханий проницаемого
материала

25.

Привязка по фазам
В процессе привязки по фазам определяется коэффициент массовых затуханий
каждой из фаз.
d
1 N
Ln
d N
X
O
Ba-133
Smart
Detector
Collimated beam
Nx No d -
25
фактическое cps
cps, при калибровке по пустой трубе
Длина пути гамма-луча (диаметр вентури)
Плотность проницаемого материала

26.

3х фазный поток
Количество испусканий в секунду и массовые затухания,
посчитанные в вакууме используются как точка отсчета при
определении фракций в трехфазном потоке
1 N
Ln
d N
X
gas
gas
gas
oil
oil
oil
water
O
d
Ba-133
Smart
Detector
Collimated beam
26
water
water

27.

Определение фракций потока –
Решение системы линейных уравнений
Энергетический уровень
81 keV
1 Nhe
he
he
X
Ln he
gas gas he
gas oil oil oil water water water
d NO
1
gas
gas
oil
gas
Используем для расчёта: d, ρν, N0 (калибровки)
Вычисляем: α
le
gas
oil
oil
le
oil
water
water
water
Измеряем во время притока : Nx
27
32 keV
1
N Xle
Ln le
d
NO
1 N
Ln
d N
X
O
le
water

28.

Определение фракций потока – треугольник состояния
28

29. Замер количества энергии

Трубка
Фотоэлектронного
умножителя
Вспышки света
усилитель
Гамма излучение
Кристалл
сцинтиллятор
Последовательность определения количества энергии
Заряд электрического импульса
Переменный импульс
Перераспределение энергии
фотоэффект
Особенности обработки энергии:
Комптон эффект
1.
Кристалл очень чувствителен к температуре и склонен к “старению” (дрифту)
2.
Нелинейность процесса распределения энергии
Рассеянные гамма кванты
29

30. Линеаризация энергии

Nlin32 = (Nmeas32+ p1.Nmeas356).exp(p3.ln(Nmeas356/N0356)2)
Nlin81 = (Nmeas81+ p2.Nmeas32).exp(p4.ln(Nmeas356/N0356)2)
Nlin356 = Nmeas356 exp(p5.ln(Nmeas356/N0356)2)
Параметры p1 - p5 называются коэффициентами линеаризации
30

31. Статистические шумы

На измерения энергии влияют
статистические шумы
Шумы являются причиной осреднения
данных и обосновывают
продолжительность проведения
калибровок
31

32. Гамма-спектрометр: Выводы

-
Использование радиоактивного источника позволяет проводить измерения на молекулярном
уровне
Два энергетических уровня позволяют разделять вещества как по плотности так и по
размеру молекул
Калибровка по потоку отсутствует
Коэффициенты массовых затуханий определяются на реальных средах
Правильный замер многофазного потока возможен при наличии четырех составляющих:
- Определение общего массового дебита
- Замер доли сечения каждой фазы на вертикальном участке трубопровода
- Четкое понимание зависимости скоростей от режима течения (проскальзывание фаз)
- Правильная PVT модель для учета растворенного газа и перевода в норм.условия
32

33. Принципы измерений и расчетов в расходомерах Vx

33

34.

Профиль Вентури
= d / D = 0.5
34
d = 0.02925 m,
d = 0.052 m,
d = 0.0875 m,
D – Диаметр трубы, d – Диаметр горловины Вентури
D = 0.0585 m,
D = 0.104 m,
D = 0.175 m,
= 0.5
= 0.5
= 0.5
Расстояние между портами DP: 0.1229 m.
Расстояние между портами DP: 0.2183 m.
Расстояние между портами DP: 0.3676 m.

35.

Зависимости в трубке Вентури: идеальные условия
D2
Согласно закону Бернулли, при условии
несжимаемой, не вязкой однофазной
жидкости и ламинарном течении имеют вид:
V2
P2
1
HV
З-н сохранения массы
dp1
2
V1
D1
P1
P1 + ½ V12 = P2 + ½ V22 + g Hv
Qm = AV = ¼ p D22 V2 = ¼ p D12 V1
Q
масс
p
D22
4
= D 2 / D1
35
1
1
4
2 P P g Hv ρ
1
2
см
см

36.

Восстановление давления – сохранение энергии/массы потока
V1
D1
D2
36
P1
V2
Htotal
P2
V1
D1
В идеальном случае, рассматриваемом в
уравнении Бернулли, после горла, когда диаметр
трубы возвращается к изначальному размеру –
давление возвращается к изначальному (при
условии что гидростатикой высоты столба
жидкости в Вентури можно принебречь).
В реальных условиях, вследствие потерь
давления и турбулентности... Давление не
восстанавливается на 100% но:
Pвых > Pвх – DPv
P1
(или: Pвх - Pвых< DPv )

37.

Зависимости Вентури для суммарного дебита: идеальные условия
Из системы уравнений Бернулли для суммарного массового дебита мы
получили следующую зависимость при условии идеального потока:
Q
масс
37
p
d
4
2
1
1
4
2 P P g Hv ρ
1
2
см
см

38.

Коэффициенты истечения и расширения
• Коэффициент истечения - функция вязкости и газового фактора.
• Коэффициент многофазного потока - учит перераспределения фаз и проскальзывания
Коэффициент истечения = f(вязкость, GVF)
p
d
2
Q
масс
4
Коэффициент расширения = f(расширение газа,
перераспределение фаз,
проскальзывание…)
1
CD CMP
1
4
2 P P g Hv ρ
1
2
см
Динамическое DP
38
см

39. Измеренные DPV, Динамический DP и область применения

39
-
На измеренное дифференциальное давление в трубе Вентури влиет комбинация факторов
скорость, гидростатическое давление и потери давления;
-
Точность расчета дебитов зависит от динамического перепада давления:
-
С учетом точности датчика диф. давления
-
С учетом корректности математической модели течения флюида
-
Влияние гидростатической составляющей может быть существенным в потоках без газовой
фазы.

40.

Объемная доля газа (GVF)
Для расчета GVF из фракции газа используется независимая
модель, учитывающая проскальзывание газа
GVF
q
q
gas
@ LC
total
@ LC
q
q
gas
gas
@ LC
@ LC qliquid @ LC
1
1
GVF
1
Учет проскальзывания фаз
(SLIP LAW)
40
1 gas liquid
gas
gas
gas
gas
gas
A vgas
A vgas liquid A vliquid
liquid
1
GVF
1
1 gas 1
gas S
liquid liquid
1
S
f gas ,
,
vliquid
gas gas
v gas
gas
gas
liquid
v
liquid
v
gas

41. Закон проскальзывания

Закон проскальзывания построен на
основе экспериментальных данных и
является функцией доли газа в
поперечном сечении, разности
плотностей нефти и газа, и вязкостей
41

42.

Водно-Жидкостный фактор – WLR (обводненность в рабочих условиях)
q
wlr
q
@ LC
q
water @ LC
qoil @ LC qwater @ LC
liquid @ LC
wc q
q
@ SC
qwater @ SC
qoil @ SC qwater @ SC
liquid @ SC
water
water
Интерпретационная модель основывается на допущении, что при вертикальном потоке
жидкости хорошо смешиваются и их проскальзыванием можно пренебречь.
wlr
water
A vwater
oil
water
A v
oil
v
water
wlr
oil
42
water
water
water
liquid
A vwater
voil
water
wlr
1 gas

43.

Первичные выходные параметры (рабочие условия):
Общий массовый дебит
p
d
2
Q
масс
4
1
CD CMP
1
4
Объемная доля газа
GVF
gas
gas liquid
Обводненность в рабочих условиях
wlr
water
1 gas
43
v
liquid
v
gas
2 P P g Hv ρ
1
2
см
см

44.

Вторичные выходные параметры (ст. условия):
Нефтяной Режим (Oil Mode)
gas
Qgas GVF.Qtotal.
mix
qliq
Qtotal Qgas
liq
qoil 1 WLR .qliq
qwater WLR.qliq
Газовый Режим (Gas Mode)
q gas GVF.qtotal
qliq qtotal q gas
qoil 1 WLR .qliq
qwater WLR.qliq

45. Общий подход и алгоритм многофазных измерений

GVF
WLR
45

46. Принципы измерений и расчетов: Выводы

Правильный замер многофазного потока возможен при наличии четырех составляющих:
- Определение общего массового дебита
- Замер доли сечения каждой фазы на вертикальном участке трубопровода
- Четкое понимание зависимости скоростей от режима течения (проскальзывание фаз)
- Правильная PVT модель для учета растворенного газа и перевода в норм.условия
Вывод: Комбинация гамма-плотномера и трубки Вентури с применением
математической модели, учитывающей проскальзывание фаз является надежным методом расчета дебитов многофазного
потока в рабочих условиях
46

47. Требуемые PVT параметры

Для расчет дебитов в линейных (рабочих) условиях:
Плотности нефти, газа и воды в рабочих условиях: линейные затухания (треугольник
решения) – доли фаз; плотность смеси; конвертация объем – масса; расчета
проскальзывания;
Компонентный состав свободного газа (массовые затухания газа – треугольник);
Вязкость жидкости для расчета коэффициента истечения и проскальзывания.
Для пересчета в стандартные условия:
Коэффициенты усадки нефти и воды, коэффициент расширения газа;
Газовый фактора нефти и воды, содержание жидкости в газе.
47

48. Входные параметры для определения фаз

At Standard Conditions
Чтобы определить затухания первым шагом является определение мощности источника (в
вакууме):
Для этого проводится “калибровка” по пустой трубе
Далее определяется затухание для каждой фазы T:
Для определения массовых коэффициентов фазы требуется плотность (в атмосферных или,
если калибровка проводится по давление, в рабочих условиях), в противном случае массовые
коэффициенты определяются по композиции
Рабочие точки (линейные затухания) постоянно обновляются в зависимости от P и T ( G,
O, W изменяются по корреляциям)
48

49. Расчет общего массового расхода: требуемые PVT свойства

Плотность смеси:
At Standard Conditions
см= г г+ н н+ в в
Проскальзывание газа:
Sf=f( г, ж, ж,геометрия)
Коэффициент расширения:
Функция плотностей и сжимаемостей
Коэффициент истечения:
Функция вязкостей( ж, г)
49
49

50. Перевод рабочих условий к стандартным

Рабочие условия
At Standard Conditions
Дебит Газа
Стандартные условия
PVT модель
Дебит Газа
Дебит Нефть
Дебит Нефть
Дебит Вода
Дебит Вода
bo – объемный коэффициент усадки нефти
bw – объемный коэффициент усадки воды
bg – объемный коэффициент расширения газа
rgmp – объемное потенциальное содержание жидкости в газе при рабочих условиях (для газоконденсатов)
Rst – объемное содержание растворенного газа в нефти при рабочих условиях
Rwst – объемное содержание растворенного газа в воде при рабочих условиях
50

51. Перевод рабочих условий к стандартным (уравнения)

qoil, SC bo.qoil, LC rgmp.bg.q gas, LC
qoil, SCNP bo.qoil, LC
qwat , SC bw.qwat ,lc rgwmp.q gas, LC
qwat , SCNP bw.qwat ,lc
q gas, SC bg .q gas,lc Rst .bo.qoil,lc Rwst .bw.qwat ,lc
GOR
51
q gas, SC
qoil, SC
GOR1
q gas, SCNP
WC
qwat , SC
qoil, SCNP
qwat , SC qoil, SC
BSW
q gas, SCNP bg.q gas,lc

52. Итого

10 параметров которые должны быть определены:
Плотности: o, w, g
Объемные коэффициенты: bo, bw, bg
Растворенные фазы: Rst, Rwst, rgmp
Вязкость:
Данные параметры также могут быть определены в лаборатории при стандартной
сепарации монофазных проб, отобранных при термобарических условиях измерения. Эти
параметры реализуются в ПО Vx в виде PhS (PhaseSampler model) или Fluids ID
(идентификация флюида)
52

53. Шпаргалка PVT

Параметр
источник (замер / расчет)
Назначение
ρoatm
S in Oil (Sulfer),%
µoatm
замер на скв.
Калибровка (In-Situ) по нефти, расчет νo из композиции, расчет свойств нефти в рабочих усл. по BOM
заказчик, лаборатория
замер на скв.
Расчет νo из композиции
ρwatm
замер на скв., заказчик
Калибровка (In-Situ) по воде, расчет νw из композиции, расчет свойств воды рабочих усл. по BOM
gas SG
gas composition
замер на скв., заказчик, лаборатория
Расчет νg из композиции, расчет свойств газа в рабочих усл. по BOM
заказчик, лаборатория
Расчет νg из композиции, расчет свойств газа в рабочих усл. по BOM
атмосферные условия (SC)
Пересчет в рабочие усл. по BOM или ASTM (см ниже µ o LC)
рабочие условия (LC)
ρoLC, ρwLC, ρgLC
boLC, bwLC, bgLC
LC
LC
LC
Rst , Rwst , rgmp
1.BOM: f (св-в при ст.усл,PLC,TLC)
LC
LC
2.PhS model: f (cв-в при усл. отбора, P ,T )
LC
LC
3.Fluids ID: f (cв-в при усл. отбора, P ,T )
1.BOM: f (µo
µo
Опорные точки на треугольнике решения (линейные затухания), расчет плотности смеси
LC
a tm
LC
Перевод дебитов в ст. усл.
Перевод дебитов в ст. усл.
LC
,P ,T , Rs t)
2.ASTM: f (µo a tm,TLC)
Расчет µl i q LC
3.Fluids ID: f (µo при усл. отбора, PLC,TLC)
µliq
LC
ρmixLC
53
1.Brinkman Taylor: f (µo LC,WLR, phase inversion point)
2.Viscosity table: f (TLC,WLR)
ρoLC*αo +ρwLC*αw + ρgLC*αg
Расчет GVF (slip law/velosity)→газовая фаза, расчет коэффициента истечения (С d )→ Total mass rate
Расчет Общего массового расхода

54. Реализация PVT моделей в Vx

3 опции ввода PVT модели :
Корреляции (BOM, модель “нелетучей” нефти) - нефти
Использование уравнения состояния (Vx Fluids ID) – тяжелые нефти и
газоконденсаты при давлении > 50-60 бар
Прямые данные (результаты исследования проб PhaseSampler в лаборатории
Выбор метода определяется требуемой точностью, условиями работы скважины,
и сложностью флюида
54

55. Основа модели “нелетучей” нефти (Black Oil model)

При создании корреляций для всех входных
PVT параметров использованы
представительные результаты более 1000 PVT
исследований
Всемирная база данных проб покрывает все
типы флюидов
Для Black Oil Model отобраны самые точные
корреляции, которые время от времени
обновляются
Каждая корреляции имеет область
применимости
22%
Ближний
Восток
Африка
51%
Азия
18%
Америка
9%
Европа
55

56. Bo корреляции

56
Автор
год
страна
Количест
во точек
Bo границы
№
Standing
1947
California
146
1.024-2.150
1
Vazquez & Beggs
1980
Worldwide
6004
1.028-2.226
2
Glasø
1980
North sea
41
1.032-2.588
3
Al-Mahroun
1982
Middle-East
160
1.032-1.997
4
Abdul-Majeed &Salman
1988
420
1.028-2.042
5
Dokla &Osman
1992
U.A.E.
51
1.216-2.493
6
Petrosky &Farshad
1993
Gulf of Mexico
90
1.118-1.623
7
Farshad & Leblanc
1992
Columbia
107
1.060-2.064
8
Al-Mahroun (2)
1992
Worldwide
4012
1.060-2.196
9
Omar & Todd
1993
Malaysia
93
1.085-1.954
10
Almehaideb
1997
U.A,E.
62
1.562- 3.142
11
Macary & El-Batanoney
1992
Gulf of Suez
90
1.200-2.000
12
Kartoatmodjo & Schmidt
1994
Worldwide
5392
1.007-2.144
13
Al-Shammasi
1999
Worldwide
1709
1.020-2.916
14
Arp
1962
Ahmed
1988
Worldwide
201
1.032-2.588
16
Elsharkawy & Alikhan
1997
Kuwait
175
1.076-1.969
17
15

57.

Bo корреляции
57
Автор
Отн. ошибка(%)
Макс. Отн. ошибка (%)
Standing
< 5%
> 30%
Vazquez & Beggs
< 5%
> 25%
Glasø
< 5%
> 25%
Al-Mahroun
< 5%
> 25%
Abdul-Majeed &Salman
> 10%
> 80%
Dokla &Osman
< 5%
> 30%
Petrosky &Farshad
< 5%
< 30%
Farshad & Leblanc
< 5%
< 30%
Al-Mahroun (2)
< 5%
< 30%
Omar & Todd
< 5%
> 30%
Almehaideb
< 5%
< 30%
Macary & El-Batanoney
> 10%
> 60%
Kartoatmodjo & Schmidt
< 5%
< 30%
Al-Shammasi
< 5%
< 30%
Arp
< 5%
< 30%
Ahmed*
<5%
<30%
Elsharkawy & Alikhan
< 5%
> 30%

58. Bo корреляции

Bo (Dokla Osman)
4.0
4.0
3.5
3.5
3.0
3.0
Correlation
Correlation
Bo (Abdul-Majeed & Salman)
2.5
2.0
2.0
1.5
1.5
1.0
1.0
1.5
2.0
2.5
Measurement
58
2.5
3.0
3.5
4.0
1.0
1.0
1.5
2.0
2.5
PVT Lab
3.0
3.5
4.0

59. Границы применимости Black Oil Model

Black Oil Validity Domain
Fluid
Parameter
Gas
Z
bg
Density
Oil
Water
Density
Rso
bo
0
1.05
0
146
0.5539
22
Viscosity
5
15
Density
bw
0
0
0
1
80
1
20
Rw
Viscosity
59
min
154
40
0.5539
Parameter
P
T
SG_HC
gCO2
gH2S
gH2s+gCO2
Ep
Tpr
Ppr
P
SG_Stg
SG_Oil
Rso
SG_Oil
T
Rso
P
T
NaCl
P
T
P
T
Max
7026
300
1.71
0.55
0.74
0.82
34.5
3
30
4100
60
1300
58
80
2070
345
175
0.25
2000
340
300
150
Unit
PSIA
degF
SG
Mole Fraction
Mole Fraction
Mole Fraction
Ranking
No Unit
No Unit
PSIA
SG
API
scf/bbl
API
degC
scf/bbl
bara
degC
g/g
psia
degF
bara
degC
Overall Limitation Black Oil Model
Unit
Gas/Oil/Water
80
T
300
degF
154
P
4100 (2000)
PSIA
Rso
1300
scf/bbl
0
NaCl
0.25
g/g
CO2
0.55
Mole Fraction
H2S
0.74
Mole Fraction
H2s+CO2
0.82
Mole Fraction
0.5539
SG_Stg
SG
22
SG_Oil
API
Oil Viscosity Input
59
T
5
SG_Oil
Rso
SG is specific gravity
g is the mole fraction
Steam Water is not included in this model
Ep is the Wichert-Aziz Correction
Solubility of C02 and H2S in water not taking into account
176
58
2070
degF
API
scf/bbl

60. Взаимосвязь между свойствами

Различные свойства флюида взаимосвязаны между собой через массовый
баланс
На пример, усадка нефти, Rst (растворенный газ) и плотность в рабочих усл.
cсоотносятся: