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

Подождите немного. Документ загружается.

121

Для оценки эффективной вязкости водонефтяной эмульсии

продолжим использование рекомендаций П.Д. Ляпкова [41]:

• если водонефтяной поток имеет капельную структуру, то

эффективную вязкость потока рекомендуется принимать рав-

ной динамической вязкости внешней фазы;

• если водонефтяной поток имеет эмульсионную структуру, то:

о в случае прямой водонефтяной эмульсии (капли нефти

в воде):

^^з=^^«•10('•^<'-'''»; (1.92)

о для обратной нефтеводяной эмульсии (капли воды в

нефти) возможны два случая, если параметр Ляпкова :

то (1.93)

+ 20р' ^, V, П

• ^-в- ,„о,ооб5(г-273) ^^^ ' (1-96)

1 + 2,9рд

— М^э/-М'/ы , о , иначе (1-94)

- Цз2

=^1^3/,

(при ш>1). (1.95)

В формулах (1.92) - (1.95) обозначено Рд н —%— = ^

• Цд^

—

динамическая вязкость пластовой нефти, Пас.

1,4 +3840-" (Рв-1000)

То^

где

^1д=>[Па-с];

Т=>[К]; Рд=>[кг/м^] - плотность

пластовой воды в стандартных условиях.

Система уравнений (1.91)-(1.95) может быть решена, если

известны:

• объемная расходная обводненность продукции, посту-

пающей из пласта в скважину при термобарических

условиях в эксплуатационной колонне на глубине ин-

тервала перфорации;

122

• давление и температура в эксплуатационной колонне

на глубине интервала перфорации;

• физико-химические свойства пластовой нефти и по-

путной (пластовой) воды.

Для определенности продолжим пользоваться в оценочных

расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти

Дмитриевского месторождения угленосной свиты: плотность

пластовой нефти 745,5 кг/м^; динамическая вязкость пластовой

нефти 1,25 мГТас; пластовая температура 52 °С. Плотность пла-

стовой воды при стандарвдых условиях примем, в первом при-

ближении, равной 1180 кг/м^

Примем, что добывающая скважина обсажена колонной ди-

аметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм, то есть ее внутрен-

ний диаметр 150 мм.

Пусть в скважине, на глубине интервала перфорации при

пластовой температуре обводненность поступающей в скважи-

ну продукции принимает значения: 0; 20; 40; 60 и 80 % об.

Диапазон дебитов

скважины:

10;

30; 50; 100; 200 и 400 мУсут.

По формуле (1.91) для безводной продукции скважины тур-

булентный режим течения в эксплуатационной колонне будет

реализовываться при дебитах более 40 мУсут:

Рассчитаем первые характеристические скорости в зависи-

мости от объемной расходной обводненности продукции

(3^

по

формуле (1.83):

^с.е,

(Зв = 0) = 0,064

•

79,81 ОДЗ = 0,0776 м/с;

^ске!

(Рв = о, 2) = 0,064

•

56"''

•

79,81-0,15 = 0,1737 м/с;

аналогично:

^с.е1

(Рв = 0,4) = 0,3885 м/с; м;„,,

(р^,

= 0,6) = 0,8689 м/с;

123

^ске1

(Рй = 0,8) = 0,064• Зб"''

•

л/9,81-0,15 =

1,9436

м/с;

Для определения типа потока в скважине при р^ < 0,5 пред-

варительно вычисляются скорости потока в скважине и'^^^^ по

формуле (1.82):

м^сут

УVскв,

м/с

0,0065

0,0196

м'/сут

100

\Vскв, м/с

0,0327

0,0655

м^/сут

200

400

\Vскв, м/с

0,131

0,262

м'/сут

800

1200

н>гкв, м/с

0,524

0,786

^сЛ^ Щ пВ'^''" я-од

86400

= 0,000655 10 = 0,0065

Из представленных оценок скоростей и, руководствуясь ре-

комендациями Ляпкова П.Д. получим, что при обводненнос-

ти,

например, 20 % об. предельное значение дебита скважин,

при котором водонефтяной поток будет представлять собой

прямую эмульсию (капли нефти в воде), будет равно:

а./=>»'«.;(?«= 0,2).^ = 0,1737.^Ь:^ = 0,0039м7с =

= 338 мУсут.

Аналогично, при обводненности 40 % об. предельная вели-

чина дебита скважины составит:

Огр,

(Рв = 0,4) = 0,0069мУс = 593 мУсут.

Вторая характеристическая скорость, рассчитываемая по

формуле (1.85), не зависит от обводненности и составляет

0,591 м/с:

М'

скв2

= 0,487-^9,81-0,15 =0,591 м/с,

что существенно больше скорости потока в скважине, следова-

тельно, по классификации Ляпкова П.Д [41] поток имеет ка-

пельную структуру.

124

Из значения второй характеристической скорости легко оп-

ределить предельное значение дебита скважины, до достиже-

ния которого в ней будет сохраняться капельная структура по-

тока. Величина этого дебита скважины должна удовлетворять

неравенству:

0,^,<\,тп'',

(1.97)

то есть 0^^^ < 1,198

•

0,15^'^ = 0,01044 мУс = 902 мУсут.

Отметим значимость .оценки структуры водонефтяного по-

тока. Для потока прямой водонефтяной эмульсии с капельной

структурой эффективную вязкость рекомендуется принимать

по вязкости воды, используя формулу (1.96):

1,4 + 38-10^(1180-1000),^ 3

^вш .„о,ооб5((27з+52)-27з) ^" = 0,96.10"^ Па-с = 0,96 мПа-с.

При эмульсионной структуре потока для случая прямой во-

донефтяной эмульсии в скважине эффективная вязкость про-

дукции с обводненностью, например, 20 % об, используя фор-

мулу (1.92), будет равна:

Цз = 0,96• 10"^

•

10^'^('""'^ = 349• 10"^ Па-с = 349 мПас.

Результаты аналогичных оценок при других значениях об-

водненности представлены ниже

Рв,%об.

Цэ.мПас

1413

349

Истинная нефтенасыщенность при капельной структуре по-

тока прямой водонефтяной эмульсии в скважине с дебитом 10

мУсут и расходной обводненностью 20 % об. может быть оце-

нена по формуле (1.86):

Ф«

1-Рд

1-0,2

0,8

1 +

ф°/^

1 +

Ф,

•

Ф°'^^

1 + 148,13 •

0,1493

= 0,035=3,5 %

125

где расшифровка функций Ф,, Ф^, представлена ниже по тексту.

0,54л г.. . 0.152Х 1

Ф>-

\V,.

(1,оир;''") -

0,54

^9,81-О

0,0065^' '' ^9,810,15

Примем межфазное поверхностное натяжение «пластовая

вода — пластовая нефть» равным 40,56 мН/м, а плотность

пластовой воды при 52 °С

—

1178 кг/м\ тогда:

Ф1'''

4п

9,81-^^^^

Р„

4X0,25

Г,з,.-^-о1Г,.

745,5

1178

.^0,25

/у

0,1493

Результаты аналогичных оценок в диапазоне дебитов 10

—

400 мУсут и во всем возможном диапазоне обводненности пла-

стовой жидкости поступающей из пласта в скважину представ-

лены на рис. 1.12.

Шм'/сут

ЗОм'./сут

50н'/сут

ЮОмЗ/сут

200м'/сут

400м'/сут

0,4 0,6

Объемная расходная обводненность

Рис. 1.12. Влияние величины дебита и обводненности извлекаемой из недр продук-

ции на истинную нефтенасыщенность потока в эксплуатационной колонне скважины

при капельной структуре потока

126

2.4.

Обводненность жцдкой составляющей

скважинной продукции

Как правило, добывающие скважины с начала их промыш-

ленной эксплуатации дают безводную нефть. Затем в продукции

скважины появляется вода, доля которой в процессе добычи

нефти из скважины постепенно возрастает. Закономерности ро-

ста обводненности скважинной продукции определяются филь-

трационными свойствами эксплуатационного объекта. В добы-

вающей скважине из-за изменения физико-химических свойств

продукции пласта, вкл1рчая фазовые переходы, гидродинами-

ческие особенности подъема продукции на поверхность, сегре-

гацию фаз в скважине и др. на эти закономерности накладыва-

ются дополнительные возмущения. Например, объемная доля

воды в продукции поступающей из пласта в скважину, как пра-

вило,

меньше объемной доли воды в жидкой составляющей на

устье скважины. Неучет изменения обводненности скважинной

продукции по глубине вносит существенные погрешности в оп-

тимизацию режимов работы скважинного оборудования, проек-

тирование мероприятий по интенсификации добычи нефти,

повышение степени извлечения нефти из недр, снижение зат-

рат на обустройство нефтяных месторождений и т.д.

В общем случае массовый дебит скважины

д^^^

складывается

из дебита скважины по пластовой нефти и попутной пласто-

вой воде

Яс.е=я1+Я^=(К'+К')-{р^-р^), (1.98)

где

^'т—

Ы— ц^^п—

^п

—

спр спр ' спр спр

—

радиус контура питания скважины в залежи (половина

расстояния между скважинами).

Из (1.98) и (1.99) следует, что массовая доля воды в продук-

ции, поступающей из пласта в скважину, будет равна

127

,в ^в

^^"7^-

' .'

^^Л^)^

Яске е^ + Е'% '''

+ -$^. (1-100)

Из определений объемной расходной доли воды в продук-

ции р^ и массовой доли воды в ней х^г^ следует их аналити-

ческая связь через плотности фаз:

<2^

, 1 _ 1 1

Нил

(1.101)

где

'^в.пл

~ (лв — пластовый нефтеводяной фактор сква-

жинной продукции.

Обобщая, вместо уравнения (1.101) связь массовой и объем-

ной расходной обводненности водонефтяной эмульсии можно

записать в виде:

(1.102)

При значениях давления в скважине меньше давления на-

сыщения пластовой нефти газом скважинная продукция пред-

ставляет собой газожидкостную смесь, массовая доля жидко-

сти (водонефтяной эмульсии) в которой уменьшается при при-

ближении к устью скважины:

Яс.е-Я;т+Я'рт+Я'^я;т+Я1т- (1-103)

Массовый дебит скважины по нефтяному газу максимален на

устье. Без учета испарения воды в нефтяной газ массовая доля

воды в жидкой составляющей с1сважинной продукции будет равна

^рТ

Кт

-1

_9рТ

РрТ

128

<г =

Г + а.т

1 +

- N;,

,(1.104)

где

N^1-

—

молярная доля нефтяного газа, вьщелившегося из пла-

стовой нефти в скважине при термобарических условиях р а Т,

^'рт'^пл~

молярные массы нефтяного газа, выделившего-

ся из пластовой нефти в скважине при термобарических усло-

виях /? и

и пластовой нефти, соответственно.

Из (1.104) следует, что массовая доля воды в водонефтяной-

эмульсии непрерывно возрастает на пути от интервала перфо-

рации к устью из-за разгазирования нефти.

С учетом (1.104) из (1.102) получим

В*

^ Орт _ 1 !_

^''

о^г+о;г 1+Ф;.Г

1^_Р^

р;т

'рТ

^рТ-РрТ

-1

Л/'

(1.105)

Откуда промысловый нефтеводяной фактор ^'в.рт равен:

Ф;,РГ=

Р'рТ

Г„

-1

1-м

рт

(1.106)

Уравнение (1.105) позволяет рассчитать объемную расход-

ную долю воды в водонефтяной эмульсии на любой глубине в

скважине, в том числе и на устье.

Промысловая информация

об

обводненности

скважинной

продукции страдает неопределенностью

в ее

оценке.

129

Рассмотрим более подробно типовую методику измерения

обводненности скважинной продукции на промыслах.

Допустим, что «бутылочная» устьевая проба скважинной

продукции достаточно представительна по характеристике

объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной про-

дукции до ее отбора. В процессе транспортировки устьевой

пробы до лаборатории и начала ее анализа, как правило, эта

проба полностью разгазируется при барометрическом давле-

нии и температуре близкой к 20 °С.

таком

случае,

первом приближении можно

считать,

что

лабораториях получают информацию

об

объемной

доле

воды

в ус-

тьевых пробах эмульсии

после

однократного стандартного

разга-

зирования

(ОСР)

пластовой

нефти.

Обозначим объемную обводненность скважинной продук-

ции, замеряемую в промысловых лабораториях

—

ф^^^ и опре-

делим ее следующим образом:

щВ - ав ^ иоср _ ^ = ^

Ч>оср

- Роср ~ г)^ +П' ~ П' ~

-1-

<Ь'

«ОСТ

Из-за разности в уменьшении объемов добываемых нефти и

воды при движении их по стволу скважины в результате:

— более интенсивного разгазирования нефти по сравнению

с водой и

— большего влияния снижения температуры на плотность

нефти по сравнению с изменением плотности воды

обводненность жидкой

составляющей потока газожидкостной

смеси (водонефтяной эмульсии

—

смеси нефти и воды в сква-

жинной продукции) увеличивается.

Принимая температуру пластовой нефти в скважине в ин-

тервале перфорации равной пластовой, для объемного коэф-

фициента пластовой нефти Ь^ можно записать:

Ь^^Як^^^М^

(1.108)

130

где

0'гы{Рс>Тпп)~

объемный дебит скважины по пластовой не-

фти при пластовой температуре и давлении в скважине на глу-

бине интервала перфорации;

О'оср

~ объемный дебит скважины по дегазированной нефти.

Обводненность (объемную долю воды в эмульсии) скважин-

ной продукции при давлении выше давления насыщения пла-

стовой нефти газом на глубине интервала перфорации (3^ можно

определить следующим о^азом:

р«.

О/. ^ 1 _ 1

0^{Рс.Т^

. Ог^{р..Т^)

Ф;,„

П109)

'ял

где

б^

—

объемный дебит скважины по воде при пластовой тем-

пературе;

0^{Рс,Тп,)

^в.пл - \в '

—

пластовый

нефтеводяной

фактор сква-

жинной продукции (на глубине интервала перфорации).

В процессе подъема скважинной продукции от забоя до ус-

тья нефтеводяной фактор скважинной продукции уменьшает-

ся из-за разгазирования нефти и ее охлаждения. Пластовая вода,

поступающая в скважину с нефтью, также разгазируется и ох-

лаждается, однако изменение объема воды при этом сравни-

тельно мало из-за малой газонасыщенности, малой сжимаемо-

сти и меньшего термического расширения.

Таким образом, в первом приближении пренебрежем изме-

нением объема воды из-за ее разгазирования и расширения

при снижении давления до давления на устье. Тогда объемную

обводненность жидкой составляющей скважинной продукции

на устье (водонефтяной эмульсии) можно определить следую-

щим образом: