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

Подождите немного. Документ загружается.

131

^т

1 1

В^ = ' = - = - НПО)

От+о; 1^6^ ^Ф;,/ ^ ^

Установим связь между пластовым нефтеводяным фактором

Ф'д.пл

и устьевым нефтеводяным фактором

Ф'в^у.

В.пл

^В ' 1У у-,В

''^Р,,Т„,

^'у

Я^.^^.^' К,, о'^ • а-ш)

—

= ф\

От

к г О' ''" ь' г От

Следовательно

+ ф' .^^1^4^!^

пВ

1 ^/ В,у 11 ^ ^В

К^^

^в.п.^ Ьр,.т, От^ (1112)

^1 1+Ф;,^ 1+Ф;,^

откуда

Р:=Р.' ^-^ ' (1-113)

Ру'у

^^В,у

иг ^Т

где /^

—

поправка на изменение объема воды из-за измене-

ния ее температуры от пластовой до устьевой, которую, ис-

пользуя рекомендации П.Д. Ляпкова, можно представить сле-

дующим образом:

(7;-273) ''"^-2,974(7^-273)+ 37175

" (7:„-273) '•"' -2,974 (Т;,-273)+ 37175 '

(1-11'^^

132

Уравнение (1.113) позволяет по результатам исследований

устьевых и глубинных проб, замеров дебитов скважин и обвод-

ненности скважинной продукции на устье рассчитать объем-

ную долю воды в продукции, поступающей из залежи в сква-

жину.

Если температура на устье Т неизвестна, то ее можно оце-

нить по корреляции проф. Мищенко И.Т. [25]:

• при движении скважинной продукции по обсадной колон-

не {О = 0,127-0,168 м) температура на приеме насоса или баш-

маке НКТ вычисляется по^,формуле:

Т{^)

Т^

1-0,544

р,пл

+ 311,85

(1.115)

где

Л —

расстояние по вертикали от середины интервала пер-

форации в скважине до приема насоса или башмака НКТ, м;

с,,^=2100(1-1|/:)

4182-;|/: .

(1.116)

—

внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;

д^^^

—

массовый дебит скважины, т/сут;

• при движении скважинной продукции по НКТ

{(^^^^•р

0,0403-0,062 м) температуру на устье скважины рекомендуется

рассчитывать по формуле:

Т{Н)

1-0,544

Н-Н

+ 623,7^^^^

Чеке

(1.117)

где

—

глубина скважины, м;

^нкт~

диаметр НКТ, м;

остальные обозначения те же, что и в формуле (1.115).

В соответствии с рекомендациями проф. Мищенко И.Т. кор-

реляциями (1.115), (1.117) можно пользоваться в диапазоне де-

битов добывающих скважин д от 15 до 800 т/сут.

— 133

2.5. Фазовый и компонентный состав на забое и устье

добывающей скважины при давлении в залежи ниже

давления насьпцения пластовой нефти газом

Разработка нефтяных месторождений с давлением в добы-

вающих скважинах на глубине интервала перфорации меньше

давления насыщения пластовой нефти газом приводит к тому,

что из пласта в скважину поступает газожидкостная смесь. Со-

став газожидкостной смеси во времени качественно и количе-

ственно изменяется по разным причинам:

• обводнение продукции, в жидкой составляющей притока

увеличивается доля пластовой воды;

• непрерывное изменение компонентного состава

—

нефтяного газа и

— нефти.-

Принципиальная особенность добычи нефти из скважин с

забойным давлением ниже давления насыщения пластовой не-

фти газом заключается в том, что углеводородная составляю-

щая продукции каждой добывающей скважины

индивидуальна

и непрерывно изменяется в процессе выработки залежи.

Промысловая практика работы добывающих скважин с дав-

лением в прискважинной зоне пласта ниже начального давле-

ния насыщения пластовой нефти газом показывает, что газо-

вый фактор добываемой нефти во времени возрастает. Следо-

вательно, текущее давление

насыщения

пластовой нефти газом

непрерывно возрастает, если под этим термином понимать то

значение давления насыщения нефти газом при пластовой тем-

пературе, которое будет иметь добываемая нефть после раство-

рения в ней всего газа, поступающего в свободном виде из

залежи в скважину.

В результате массообмена нефти, находящейся в скважине,

с нефтяным газом, поступающим из пласта, происходит не-

прерывное изменение компонентного состава углеводородной

части добываемой продукции на пути от интервала перфора-

ции до устья.

Экспериментальные данные и результаты расчетов разгази-

рования пластовых нефтей России, для которых характерно

134

наличие азота в составе растворенного в них пластового газа,

показывают [20], что молярная масса вьщеляющегося из плас-

товой нефти нефтяного газа при снижении давления ниже дав-

ления насыщения пластовой нефти газом вначале уменьшает-

ся,

затем возрастает, рис. 1.13.

Молярнаа масса нефтяного газа, г/моль

22,6 22,8 23,0 23,2 23,4 23,6 23,8 24,0 24,2 24,4 24,6

400

1000

1200

Рис. 1.13. Изменение молярной массы нефтяного газа в лифте фонтанной скважины

№ 834 Туймазинского месторождения, пласт Д^

Из рис. 1.13 видно, что зависимость молярной массы выде-

ляющегося из пластовой нефти нефтяного газа имеет экстре-

мум. Наличие его можно объяснить тем, что пластовая нефть

Туймазинского месторождения имеет значительное содержа-

ние азота (в составе нефтяного газа ОСР пластовой нефти объем-

ная доля азота составляет 13,2 % об.).

— 135

Как показали расчеты, нефтяной газ, выделяющийся из

нефти при высоких температурах и давлениях, то есть на

глубине близкой к давлению насыщения пластовой нефти

газом для Туймазинского месторождения (пласт Д^) состоит

на 50% из азота, имеющего высокую летучесть и высокую (28

г/моль) по сравнению с метаном (16 г/моль) молярную массу.

В точке экстремума нефтяной газ состоит на 33 % об. из

азота и на 53 % об. из метана. При приближении продукции

скважины к устью термобарические условия изменяются (дав-

ление и температура уменьшаются) настолько, что более тя-

желые углеводородные компоненты в составе нефтяного газа

(26 % об. азота, 54 % об. метана и 20 % об. остальных) увели-

чивают молярную массу нефтяного газа до 23,3 г/моль. Су-

щественное влияние в этом случае начинают оказывать и

пары нефти.

Из рассмотренного примера видно, что если бы на Туйма-

зинском месторождении давление в прискважинной и удален-

ной зоне пласта было бы меньше давления насыщения пласто-

вой нефти газом, то нефтяной газ в скважине вначале обога-

щался бы преимущественно азотом.

Наибольшее влияние массообменных процессов между не-

фтяным газом и нефтью на расходные параметры смеси в сква-

жине при режиме растворенного газа будет проявляться при

газовом факторе, кратно превышающем начальный газовый

фактор пластовой нефти.

Компонентный состав опережающего нефтяного газа (не-

фтяного газа, выделившегося из пластовой нефти в залежи и

опередившего жидкую фазу, из которой он выделился) при

поступлении из пласта в скважину, как правило, отличается от

состава нефтяного газа выделяющегося из пластовой нефти в

скважине, что приводит к значительному изменению количе-

ственных закономерностей растворения как нефтяного газа в

нефти, так и нефти в нефтяном газе при термобарических ус-

ловиях в скважине.

Исследуем качественно влияние компонентного состава и

количества поступающего из пласта нефтяного газа на измене-

ние свойств скважинкой продукции применительно к гипоте-

136

тической добывающей скважине, с условно фиксированным

распределением термобарических условий по глубине, (рис.

1.14).

X ,

1II1111 тп

0,5 МПа

\1,0МПа

2,0 МПа

3,0 МПа

5,0 МПа

/—•

0,1 МПа

10 °С

1111111111

20 °С

30 °С

40 °С

50 °С

60 °С

ГАЗ

202,1 м'/т(пл.нефти)

ПЛ.

НЕФТЬ

Рис. 1.14. Схема гипотетической добывающей скважины

Такой подход наглядно и просто позволяет изучать роль мас-

сообменных процессов в скважине в зависимости от количе-

ства и компонентных составов опережающего нефтяного газа и

пластовой нефти и отдельно вьщелить только их влияние на

расходные параметры газожидкостного потока при стационар-

ных термобарических условиях гипотетической скважины по

глубине. Таким способом можно исследовать влияние любого

компонентного состава нефтяного газа и его относительного

количества на фазовое поведение скважинной продукции в на-

137

сосно-компрессорных трубах (НКТ) при режиме растворенно-

го газа и качественно изучить изменение физико-химических

свойств скважинной продукции при движении ее к устью.

Для определенности допустим, что в гипотетической добы-

вающей скважине продуктивный пласт характеризуется плас-

товой температурой более 60 "С, давление у башмака НКТ,

спущенных в скважину до кровли пласта, около 5 МПа. Темпе-

ратура на устье скважины не менее 10 °С, устьевое давление

порядка 0,1 МПа.

Пусть из гипотетической скважины добывается нефть, ком-

понентный состав и другие свойства которой представлены в

табл. 1.19.

Примем, для конкретизации, что термобарические условия

по глубине гипотетической скважины связаны следующим об-

разом:

Давление,

МПа

0,1

0,5

1,0

2,0

3,0

5,0

Температура, °С

60 "с

50 °С

°С

30 °С

20 °С

10 °С

Примечания

Термобарические условия

по глубине

гипотетической

скважины

Таблица

1.19

Компонентный состав

свойства пластовой нефти

гипотетической залежи

№

п/п

Компонентный состав

пластовой нефти

Компонент

СОг

Н28

СН4

СгНб

СзН,

% моль

2,6730

0,0444

17,0080

10,3205

9,9603

Физико-химические свойства

пластовой и дегазированной нефти

ПЛАСТОВАЯ НЕФТЬ

Молярная масса пластовой нефти

130,6 г/моль.

Плотность пластовой нефти

745,5 кг/мз.

Газовый фактор пластовой нефти

76,8 мз/мз.

138

Таблица

1.19

(продолжение)

№

п/п

Компонентный состав

пластовой нефти

Компонент

/С^Я/о

ПС4Н10

1С5Н12

ПС5Н12

УКС,

УКС^

УКСд

УКС,о

УКС„

УКС,2

УКС,,

УКС,;

УКС„

УКСос

Всего

% моль

1,1924

4,7697

2,7101

4^,7101

1,0023

1,4680

1,9650

2,3531

2,6528

2,8879

3,0760

3,2294

3,3568

3,4641

3,5557

19,6004

100,00

Физико-химические свойства

пластовой и дегазированной нефти

ДЕГАЗИРОВАННАЯ НЕФТЬ

Молярная масса дегазированной нефти

207,8 г/моль.

Плотность дегазированной нефти

842,2 кг/мз.

Молярная масса нефтяного газа

ОСР пластовой нефти

31,86 г/моль

Для определения влияния состава поступающего из пласта

вместе с нефтью нефтяного газа на свойства скважинной про-

дукции выберем для анализа модельные опережающие нефтя-

ные газы следующих составов (табл. 1.20)

Условно, в зависимости от значения молярной массы каж-

дого из поступающих в скважину опережающих нефтяных га-

зов,

присвоим им следующие названия:

Название

Легкий

Средний

Тяжелый

Для удобства анализа примем, что удельное объемное коли-

чество опережающего нефтяного газа (верхний индекс «+») во

139

всех трех случаях одинаково и равно: У'= 202,1 мУт (пл. не-

фти)'.

В таком случае молярная доля поступающего в скважину

нефтяного газа может быть определена следующим образом:

М'^

1 1 У'-М

п'+п

1 + -*-^

У'-М

202,1 130,632

202,1-130,632+ 24,37 10'

Г- м+ к;

у = 0,52.

Таблица

1.20

Модельный состав опережающего нефтяного газа

Компоненты

С02

Н28

СН4

СзНб

СзН8

СШю

С5Н12

Всего

М , г/моль

100

Молярная доля,

17,2

100

N:,%

22,8

100

28,2

Допустим, что в скважине на глубине интервала перфорации

во всех трех случаях одинаковые термобарические условия:

Т=60°С;р = 5,0 МПа.

Как показывают расчеты, пластовая нефть при выбранных

термобарических условиях находится в двухфазном состоянии

Где объем

газовой фазы здесь и далее (если не сказано иное) приведен к стандарт-

ным условиям (20°С; 0,1

МПа).

140

С молярной долей свободного нефтяного газа Л'^' = 12,4 %

моль, иначе говоря, из каждой тонны пластовой нефти выде-

ляется 23,11 м^ нефтяного газа ( У =23,11 мУт (пл. нефти),

где Л'^'

—

молярная доля нефтяного газа, V' — удельный

объем выделившегося пластового нефтяного газа (на тонну пла-

стовой нефти).

Состав и молярная масса, вьщелившегося из пластовой не-

фти нефтяного газа, представлены в табл. 1.21:

Таблица

1.21

Состав

свойства выделившегося из пластовой нефти нефтяного

газа при термобарических

условиях:

°С;

р = 5,0

МПа.

1 Компоненты

С02

Н25

СН4

СгНб

СзНз

С4Н|0

УКС5

УКСб

УКСт

УК Се

УКС9

УК Сю

УК Си

УКС|2

УКС:з

УК Си

УКС|5

УКС|6

Всего

М", г/моль

Молярная доля, М',%

15,814

0,107

61,767

13,883

6,051

1,598

0,667

0,048

0,029

0,016

0,0079

0,0037

0,0023

0,0014

7-10-4

4-10-4

2-10-4

9-10-5

100

22,77