Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды

Подождите немного. Документ загружается.

101

формуле Стокса (1.54) всего 10 - 100 мкм. В высоковязкой нефти

диаметр капель воды, скорость которых можно рассчитывать по Сто-

ксу, более 1см.

В третьей задаче рассматриваемого примера дисперсной фазой

является нефть. В нижеследующей таблице представлены диапазоны

изменения физических свойств среды и дисперсной фазы и разме-

ров капель нефти

Среда

Пл.

вода

Нефт. газ

Диапазон изменения параметров

|Х^

, мПа-с

0,8-3

0,015

Р^,

кг/м'

1010-1200

0,4-190

Др,

кг/м'

360

- 240

650 - 770

Капли нефти

^п,^

. "КМ

150-390

120-140

По аналогии с решением предыдущих задач данного примера

оценим максимальный размер капли нефти (пластовой), всплываю-

щей в воде, относительную скорость которой допустимо рассчиты-

вать по Стоксу

с1„^= 12242

(0,8 10-')

1010-360

1,48-10"^

=150 мкм.

В последней четвертой задаче данного примера оценивается от-

носительная скорость осаждения частиц механических примесей в

скважинной продукции. В качестве примера механических примесей

рассмотрим кварц,,

ЗЮ^.

Плотность кварца примем равной 2650 кг/м'

и по аналогии с решением предыдущих задач вновь составим табли-

цу диапазона изменения значений параметров для оценки размеров

частиц, а в последней колонке приведем значения этих оценок.

Среда

Пл.

нефть

Дег. нефть

Пл.

вода

Нефт. газ

Диапазон изменения

[1^

, мПас

0,8

- 50

2-360

0,8-3

0,015

Ре,

кг/м'

650-920

790

- 960

1010-1200

0,4-190

параметров

Др,

кг/м'

2000-1730

1860-1690

1640-1450

2650 - 2460

Мех.

примесь

^^ох

"><"

100-1420

170-5270

90-210

10-70

Как видно из результатов оценок в примере 1.7, максималь-

ный диаметр частиц дисперсной фазы, для которых сохраня-

ется безотрывное обтекание потоком в высоковязких средах

(дегазированной нефти) может достигать 1см (капли воды). С

другой стороны, эти же оценки показали, что размеры диспер-

сных частиц в нефтяном газе (капли воды и частицы мехпри-

месей), для которых может нарушаться ламинарный режим

102

обтекания, могут быть в тысячу раз меньше, всего 10 мкм. Не-

учет этого обстоятельства в нефтепромысловой практике мо-

жет приводить к серьезным просчетам в проектировании тех-

нологических процессов и подборе оборудования.

Нижняя граница размеров частиц дисперсной фазы, для кото-

рых можно пренебречь влиянием диффузионных явлений, носит

качественный характер. Например, в учебнике [37] отмечается,

что на частицы дисперсной фазы «...размером в доли микромет-

ров и меньше существенно влияют диффузионные явления». В

этом же учебнике подчеркивается, что седиментационный метод

дисперсионного анализа, который основан на использовании

формулы Стокса (1.54) для относительной скорости частиц дис-

персной фазы, «...обычно применим лишь для систем, содержа-

щих частицы, радиусы которых лежат в пределах 1-100 мкм».

Количественно люб^ дисперсная система наиболее полно

характеризуется плотностью (дифференциальной кривой) рас-

пределения частиц полидисперсной системы по размерам (ди-

аметрам), рис. 1.7.

Очевидно, что чем:

• меньше различие между

с1^.^

с1^^^

• больше максимум кривой плотности распределения час-

тиц по размерам (см. рис. 1.7),

тем ближе система к монодисперсной.

Дисперсность полидисперсных систем количественно выра-

жают через средневзвешенные значения размеров частиц, их

масс,

объемов, молекулярных масс и других параметров [38]:

• по размерам частиц (диаметрам ^/.), среднеарифметичес-

кий диаметр частиц, ^^^:

Е"У^у п.

•ар

-^.^"/'^.^гдеЯ.-^^;^; (157)

• по межфазной поверхности частиц, 5. , среднеповерхнос-

ный размер (диаметр) частиц, ^ :

103

• по объемам частиц, V, среднеобъемный размер (диаметр)

частиц, :

^ у

где

л.

— число частиц у-ой фракции, диаметр частиц которой

равен

(^^;

5"^.

пс!^

—

площадь поверхности частицы у-ой фракции;

тс ?

У^

~ т

^у —

объем частицы у-ой фракции.

Так как суммарный объем частиц у-ой фракции,

1^.

равен:

^^^ =

п^'^^^,

(1-60)

а объем всей дисперсной фазы

У^

в двухфазной дисперсной

системе представляет собой сумму объемов всех фракций:

^^1=Е^^.у=?Е«/;, (1.61)

то из (1.59) с учетом (1.60) и (1.61), и определения суммарной

объемной доли частиц у-ой фракции, ф^..:

^"'~1Г„

(1.62)

104

следует, что

^у

=^^г^(^^

. (1.63)

Рассмотрим характеристики дисперсного состава полидис-

персной системы применительно к нефтепромысловой прак-

тике на примере обратной водонефтяной эмульсии с объемной

долей воды в ней (объемной обводненностью) фд.

По определению

Ув^Уи^Уэ^УэГ^'- ^^-^^^

Из (1.62)

27 ~

^•^^2^

5:у ,\1одставив в (1.64) получим:

1 ( )

'^в=^^

Фг;

Е ^1у = Е

Фй>

,где

Ф., ^ = ^\^ = Фг,Ф«

•

(1.65)

э ' э

Откуда

Фйу

Ф.;=^. (1.66)

Подставив Фху из (1.66) в (1.63), получим выражение для

вычисления сред необъемного диаметра капли воды в водонеф-

тяной эмульсии при заданной (известной) плотности распре-

деления капель воды по размерам в виде:

^^'=—Еч>*^у. (1.67)

Ч'в у

105

ПРИМЕР 1.8

Используя рис. 1.7 в качестве исходной информации, проанализиро-

вать количественные характеристики данной полндисперсной системы.

РЕШЕНИЕ

В табл. 1.8.1 представлена исходная информация (рис. 1.7 в таб-

личном виде колонки 2 и 3). Для возможности использования фор-

мул (1.57) - (1.59) достаточно колонок 2 - 5. В колонках 6 и 7 расчет

слагаемых формул (1.58)

—

(1.59). Результаты расчетов по этим фор-

мулам приведены в строке 21.

Таблица 1.8.1

№

п/п

Диаметр

частиц

фрак-

ции,

мкм

3,75

11,25

18,75

26,25

33,75

41,25

48,75

56,25

63,75

71,25

78,75

86,25

93,75

101,25

108,75

116,25

123,75

131,25

138,75

146,25

Доля числа

частиц

фракции,

по (1.57)

0,0175

0,0873

0,1863

0,1455

0,1106

0,0815

0,0658

0,0524

0,0437

0,0378

0,0314

0,0268

0,0227

0,0192

0,0163

0,0140

0,0116

0,0111

0,0099

0,0087

</.,=44,9

мкм

Доля

поверхности

частиц

фракции

от

межфазной

поверхности

дисперсной

фазы,%

0,0080

0,3621

2,1460

3,2861

4,1284

4,5442

5,1228

5,4321

5,8144

6,2946

6,3882

6,5277

6,5387

6,4534

6,3168

6,1870

5,8426

6,2436

6,2431

6,1202

Объемная

доля

фракции

от объема

дисперс-

ной фазы,

0,0003

0,0459

0,4534

0,9720

1,5701

2,1123

2,8142

3,4432

4,1769

5,0538

5,6688

6,3443

6,9076

7,3629

7,7409

8,1047

8,1473

9,2342

9,7610

10,0862

Расчет

Средне-

поверхност-

ного

диаметра

по

(1.58)

0,00030178

0,04074097

0,40237994

0,862602

1,39334115

1,87448697

2,49738118

3,05557269

3,70667374

4,48487655

5,03069488

5,63012028

6,13000695

6,53403665

6,8695511

7,19238053

7,23016401

8,19471903

8,66224429

8,95079094

88,7430657

= 88,7

мкм

Средне-

объемного

диаметра,

по

(1.59)

1,27525Е-05

0,005164752

0,08501649

0,25515574

0,52990353

0,871308499

1,37190812

1,936781908

2,662748342

3,600816039

4,464204827

5,47195289

6,475865434

7,454905979

8,418276709

9,421741641

10,08228406

12,11989765

13,54344011

14,75104749

103322433

^^ = 103,5

мкм

Результаты расчетов показывают, что среднеарифметический,

среднеповерхностный и среднеобъемный диаметры капель существен-

но различаются.

Очевидно, что в монодисперсной системе: (^„^ ~ ^$

—

Оу.

Если монодисперсная и полидисперсная системы с одинаковым

числом частиц имеют одинаковую межфазную поверхность:

'5'.„„„-^. ='5'„н5_, (1.68)

106

то диаметр частиц монодисперсной системы равен среднеповерхно-

стному диаметру полидисперсной системы.

Докажем это утверждение. Так как

5^=пс^^,'^п^.

5„=яХ«//

то,

в соответствии с (1.68) будем иметь:

^м =

^5 Х«У

-а.

Х2

Откуда с1^=с1,-

Аналогично для среднеобъемного диаметра:

следовательно

1"^

с1'

I "м

С,'

Откуда ^^ = (1у.

Колонка

таблицы данного примера показывает вклад каждой фрак-

ции полидисперсной эмульсии в общий объем дисперсной фазы. При-

менительно к водонефтяной эмульсии, в колонке 5 представлен вклад

каждой фракции капельной воды в обводненность эмульсии, рис. 1.8.

40 60 80 100 120

Диаметры капель воды, мкм

Рис. 1.8. Влияние размера капель воды на их вклад в обводненность эмульсии

107

2.3.

Связь дебита, подземного обустройства добьшающей

скважины и способа ее эксплуатации с динамикой изменения

состава добьшаемой продукции в скважине

В России основная доля нефти добывается из месторожде-

ний, разрабатываемых с подцержанием пластового давления

закачкой воды в залежь. Обводненность скважинной продук-

ции достигла 70

—

80 % об. Большинство добывающих скважин

достаточно быстро проходят стадию безводной добычи нефти.

Если пластовое давление высокое, продукция безводна, ко-

эффициент продуктивности скважины большой, то с высокой

степенью вероятности можно ожидать фонтанного способа экс-

плуатации. В этом случае внутрискважинное оборудование пред-

ставляет собой просто колонну насосно-компрессорных труб

(НКТ).

При относительном постоянстве пластового давления до

начала обводнения продукции, поступающей из пласта в сква-

жину, состав скважинной продукции остается постоянным и

изменение внутрискважинного обустройства вызывается только

изменением нормы отбора продукции из скважины. То есть, в

такой ситуации, любое изменение внутрискважинного оборудо-

вания является последствием человеческого фактора, несвязан-

ного с изменением состава добываемой продукции.

В настоящее время в России наибольшее распространение

по фонду добывающих скважин получили скважинные штан-

говые насосные установки (СШНУ), а по объему добычи

—

установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Такая спе-

цифика обусловлена тем, что установки СШНУ предназначе-

ны для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а ус-

тановки УЭЦН

—

для эксплуатации средне- и высокодебитных

скважин.

Величина дебита добывающих скважин тесно коррелирует-

ся с высотой подъема жидкости. Возможная подача большин-

ства скважинных насосных установок с увеличением высоты

подъема жидкости достаточно быстро снижается. Следователь-

но,

при больших потенциальных возможностях пласта дебит

скважины будет определяться только техническими возможно-

стями оборудования скважины.

108

Для классификации механизированных добывающих скважин

по дебиту предложено использовать обратно пропорциональ-

ную связь между дебитом скважин, оборудованных СШН или

ЭЦН, и высотой подъема скважинной продукции в виде [25]:

г, _ .А^!Л^ - Лгяэ _ 40000

где

—

дебит скважины по жидкости, приведенный к стандар-

тным условиям, мУсут;

—

высота подъема скважинной продукции, м;

/\0'^>Кгп)

А:пэ ~ эмпирическая функция способа эксп-

луатации (паспортной характеристики насоса) и физико-хими-

ческих свойств скважинной продукции, мУсут.

Качественно зависимость (1.69) справедлива для любого спо-

соба эксплуатации. При значении А^^^ = 40 000 мУсут зависи-

мость (1.69) применима к скважинам, которые оборудованы

СШНУ.

Для возможности относительно однозначного определения

границ низко-, средне- и высокодебитных скважин такое раз-

деление на категории по дебитам производится на примере

скважин, оборудованных СШНУ. Учитывая, что зависимость

вида (1.69) ограничена в пределах по подаче СШНУ и высоте

подъема скважинной продукции, эмпирический коэффициент

равный 40000 мУсут рекомендуется использовать только в сле-

дующих пределах:

• дебит скважин 0< 100 мУсут;

• высота подъема Н< 3000 м.

Исходя из эмпирически установленных пределов, к высоко-

дебитным скважинам относятся скважины с:

• дебитом более 100 мУсут, независимо от высоты подъема, и с

• высотой подъема более 3000 м, независимо от их дебита.

К низкодебитным относятся такие скважины, дебит кото-

рых не превышает 5,0 мУсут при высоте подъема менее 3000 м.

Скважины, которые не попадают в группы высоко- и низ-

кодебитных, относятся к среднедебитным.

109

По высоте подъема жидкости все скважины условно разде-

ляются на три категории. При высоте подъема:

до 450 м неглубокие;

от 450 до 1350 м средней глубины;

более 1350 м глубокие.

На рис. 1.9 представлены области и границы различных ка-

тегорий скважин по дебиту и высоте подъема. Технико-эконо-

мические расчеты, а также длительная практика применения

СШНУ и УЭЦН показали, что приведенные области примене-

ния глубиннонасосного оборудования являются достаточно

обоснованными и могут быть рекомендованы для практичес-

кого применения в нефтепромысловой практике России.

4000

3500

3000 I

2500

2000

1500

1000

500

3 \

X 1

8 '

-3

-ч

=Р|

з:

С!

о.

г'

и Глубокие скважины

1 в

1 ^

1 я

1 >о

1 и

1 ч

1 о

\ Скважины средней глубины

^"^^^ /4

1 Неглубокие скважины

1111 11111111

012345 10 30 50 70 90

200 300 400 500 600 700 800

900 1000

Дебит ^,

м'/сут

Области и границы различных категорий скважин по дебиту

и высоте подъема:

1 — граница между низко- и среднедебитными скважинами;

—

граница между средне- и высокодебитными скважинами;

—

граница между глубокими и средней глубины скважинами;

4 — граница между неглубокими средней глубины скважинами

Рис. 1. 9. Классификация скважин по высоте подъема скважинкой

продукции и их дебиту

по

Нефтепромысловая практика эксплуатации низко- и сред-

недебитных скважин показывает, что в процессе обводнения

скважинной продукции между приемом насоса и интервалом

перфорации накапливается пластовая вода.

Теоретически можно представить несколько механизмов

формирования водяного столба в скважине:

• стекание воды из перфорационных каналов в зумпф с пос-

ледующим перекрытием интервала перфорации и ростом вы-

соты столба воды до приема насоса. Интересно отметить, что

время формирования столба воды в скважине определяет дли-

тельность задержки поступления обводненной продукции из

скважины в систему сбора по сравнению со временем начала

поступления воды ив пласта в скважину. Для малодебитных

скважин (3-5 мУсут) с незначительной обводненностью, оно

может достигать нескольких месяцев,

• при выполнении условий выноса капельной воды из эксп-

луатационной колонны скважин и возможного формирования

дисперсной капельной воды в перфорационных каналах или

на выходе из них обводненная продукция из скважин в систе-

му промыслового сбора будет поступать практически одновре-

менно (с очень небольшим запозданием) с началом поступле-

ния воды из пласта в скважину. Аналогичная ситуация (не-

большое запоздание) характерно и для высокодебитных сква-

жин, учитывая, что продукция из перфорационных каналов в

колонну поступает в форме затопленной водонефтяной струи

и возможно формирование капельной воды из водяной струи в

колонне. С ростом обводненности (объемной доли воды в жид-

кой составляющей скважинной продукции) в скважине возни-

кают условия инверсии фаз, что в обязательном порядке, вы-

зовет последовательное замещение нефти водой в зумпфе и

выше по эксплуатационной колонне.

Такое изменение фазового состава в скважине объективно

сопровождается увеличением плотности жидкости в стволе сква-

жины и, как следствие, ростом давления в скважине на глуби-

не интервала перфорации и, соответственно, снижением деби-

та скважины. Для сохранения необходимой технологической

нормы отбора пластовой нефти из скважины потребуются со-