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

Подождите немного. Документ загружается.

141

В следующей табл. 1.22 для наглядности и удобства выявле-

ния качественных закономерностей изменения компонентного

состава нефтяного газа и нефти в скважине приведены компо-

нентные составы пластового нефтяного газа при термобари-

ческих условиях гипотетической скважины (колонки 2...7). В

колонке 8 представлены расчетные данные по однократному

стандартному разгазированию (ОСР) пластовой нефти, макси-

мальное относительное расхождение которых с эксперимен-

тальными данными не превышает 2,4 %.

Таблица

1.22

Составы пластового нефтяного газа при различных термобарических

условиях

разгазирования пластовой нефти

При Т,

"С

Прир,

МПа

СОз

НгЗ

СН4

СгНб

ОНв

аню

Сб

С7

Се

Сч

С[о

Си

15,814

0,107

61,767

13,883

6,0511

1,598

0,667

0,0479

0,029

0,016

0,0079

0,0037

0,0023

Молярные доли компонентов

12,875

0,1218

60,888

16,418

7,098

1,8197

0,6919

0,0431

0,0244

0,0129

0,0062

0,0028

0,0015

11,476 9,4076

0,1274 0,1274

0 0

59,431 54,421

18,278 21,758

7,96 10,681

1,9508

2,6225

0,7015 0,8921

0,0401 0,0472

0,0215 0,0241

0,0109 0,0117

0,005 0,0051

0,0022 0,0021

0,001

0,0008

0,5

8,1826

0,1225

49,82

23,636

13,546

3,4802

1,1136

0,054

0,0268

0,0127

0,0054

0,002

0,0007

л^;,%

0,1

6,3174

0,1032

39,951

23,119

19,366

7,6176

3,2514

0,1583

0,0708

0,0302

0,0116

0,0041

0,0013

ОСР

пластовой нефти

6,0771

0,0996

38,457

22,533

19,58

8,5354

4,2541

0,2524

0,1244

0,056

0,0222

0,008

0,0027

142

Таблица

1.22

(продолжение)

С|2

Сп

Си

С|5

С16

Всего

Л/",

г/моль

4 5

0,0014 0,0008 0,0005 0,0004 0,0003 0,0003

0,0007 0,0004 0,0003 0,0002 0,0001 9710-5

0,0004 0,0002 0,0001 0 0 0

0,0002 0,0001 0 0 0 0

9710-К; 0 0 0 0 0

100

22,77

100

23,16

100

23,54

100

24,94

100

26,36

100

30,79

0,0007

0,0002

100

31,86

После поступления опережающего нефтяного газа из пласта

в скважину и смешения его с пластовым нефтяным газом в

скважине суммарный удельный объем газа (до начала массооб-

мена с нефтью, находящейся в скважине, так называемый не-

равновесный газ) будет равен:

У^=У'+

У'= 201,1 + 23,11 = 225,21 мУт (пл. нефти).

Далее по тексту и на графиках этот нефтяной газ в скважине

условно будет называться «сумма» нефтяных газов. Компонен-

тный состав такого суммарного нефтяного газа для всех трех

анализируемых газов, дополнительно поступающих в скважину

и приводящих к увеличению газового фактора, представлен в

табл. 1.23.

Определим удельный объем (количество) нефтяного газа в

скважине после завершения массообмена, то есть наступле-

ния фазового равновесия в скважине между опережающим не-

фтяным газом и пластовой нефтью в скважине. Несмотря на

некоторую условность такой модели фазового взаимодействия

между пластовой нефтью и опережающим нефтяным газом трех

фиксированных составов, качественно результаты получаемых

расчетов отражают довольно сложную картину перераспреде-

ления компонентов между взаимодействующими фазами.

143

Таблица

1.23

Состав «суммарного» неравновесного нефтяного газа

Компоненты

Молярная доля,

+ Легкий + Средний

+ Тяжелый

С02

НзЗ

СН4

С2Нб

СзН8

СШю

Сь

Сб

С7

Се

С9

Сю

Си

С|2

Сп

См

Си

С16

11,119

0,0206

84,564

2,6731

1,1651

0,3077

0,1284

0,0092

0,0056

0,0031

0,0015

0,0007

0,0004

0,0003

0,0001

810-5

4-10-5

2-10-5

11,119

0,0206

60,34

18,822

9,2396

0,3077

0,1284

0,0092

0,0056

0,0031

0,0015

0,0007

0,0004

0,0003

0,0001

8-10-5

4-10-5

2-10-5

7,0822

0,0206

44,191

26,897

17,314

4,345

0,1284

0,0092

0,0056

0,0031

0,0015

0,0007

0,0004

0,0003

0,0001

8-10-5

4-10-5

2-10-5

Всего

Л/^.

, г/моль

100

18,27

100

22,81

100

27,44

В табл. 1.24 представлены результаты расчетов компонент-

ного состава для предельного случая массообмена между не-

фтью и опережающим нефтяным газом в скважине (фазового

равновесия при рассматриваемых термобарических условиях).

В табл. 1.24 приведена характеристика компонентного состава

только газообразной составляющей скважиннои продукции, так

называемого «скважинного» нефтяного газа при термобаричес-

ких условиях: Г= 60 °С;

= 5,0 МПа.

144

Таблица

1.24

Состав равновесного («скважинного») нефтяного газа

Компоненты

со?

Н28

СН4

СгНб

СзНв

анш

Сь

Сб

С7

Се

С9

Сю

Си

С12

См

Си

С|5

С16

Всего

^скв' г/моль

У^^^д,

м%(пл. нефти)

(У'^^ - У^),

мЗ/т(пл. нефти)

Молярная доля,

М^ ,%

Поступающий

из

пласта нефтяной

газ

Легкий

9,9009

0,0282

78,636

5,545

3,7693

1,3407

0,6569

0,0519

0,0326

0,0182

0,0091

0,0043

0,0026

0,0016

0,0008

0,0005

0,0002

0,0001

100

20,13

247,20

21,99

Средний

11,111

0,0302

61,818

17,62

7,5395

1,2081

0,569

0,0438

0,0273

0,0152

0,0075

0,0036

0,0022

0,0013

0,0007

0,0004

0,0002

9-10-5

100

22,90

217,97

-7,24

Тяжелый

8,2587

0,034

53,839

24,575

10,752

1,9924

0,4693

0,0351

0,0216

0,012

0,0059

0,0028

0,0017

0,001

0,0006

0,0003

0,0002

7-10-5

100

24,69

171,55

-53,66

Объем скважинного нефтяного газа

для

трех различных слу-

чаев компонентного состава опережающего нефтяного газа

по-

лучается различным:

• если

газ

«легкий»,

то

количество равновесного «скважин-

ного» газа

больше

«суммы» газов

на 22 м^ (на 9,8 %);

. 145

• наоборот, если газ «тяжелый», количество равновесного «сква-

жинного» газа

У'^^

меньше

«суммы» газов на 54 м' (на 23,8 %).

Этот факт объясняется различием взаимной растворимости

пластовой нефти в опережающем нефтяном газе и опережаю-

щего нефтяного газа в пластовой нефти. В первом приближе-

нии в качестве параметра для предсказания качественного по-

ведения взаимодействия опережающего нефтяного газа и плас-

товой нефти можно рассматривать молярную массу опережаю-

щего нефтяного газа М'.

Если молярная масса опережающего нефтяного газа , мень-

ше молярной массы нефтяного газа пластовой нефти в сква-

жине М», то растворимость нефти в нефтяном газе будет боль-

ше,

что приведет к еще большему увеличению газового факто-

ра, то есть концентрация паров нефти в скважинном нефтя-

ном газе возрастает.

На рис. 1.15 приведены результаты расчетного исследова-

ния зависимости удельных объемов равновесного «скважин-

ного» нефтяного газа при различных термобарических усло-

виях в гипотетической скважине для всех трех типов анали-

зируемых опережающих нефтяных газов: «легкого» (график

«Скв-17,2»), «среднего» (график «Скв-22,8») и «тяжелого» (гра-

фик «Скв-28,2»). Аббревиатура «Скв» в названии графика обо-

значает «скважинный» нефтяной газ, а число справа от «Скв»

—

значение молярной массы опережающего нефтяного газа.

На этом же рисунке представлена зависимость суммы удель-

ных объемов опережающего и пластового нефтяных газов в

зависимости от термобарических условий в скважине (гра-

фик «Сумма»). Для наглядности сравнения, на рис. 1.15 на-

несен график «Оп. газ», обозначающий удельный объем опе-

режающего нефтяного газа, который, в сущности, является

изохорой, не зависящей от термобарических условий в сква-

жине так как объемы нефтяных газов, изображенные на всех

графиках, включая описываемую, приведены к стандартным

условиям (20°С, 0,1 МПа).

146

°С

Р,

МПа

Рис. 1.15. Изменение удельного объема «скважинного» и суммарного нефтяных

газов по глубине гипотетической скважины

Сравнительный анализ представленных на рис. 1.15 расчет-

ных данных исследования физико-химических свойств сква-

жинной продукции позволяет сделать следующие выводы:

• Совпадение объемов «суммарного» и «скважинного» не-

фтяных газов может происходить только при определенных

термобарических условиях.

• Если опережающий нефтяной газ «легкий», то скважинно-

го газа больше чем суммарного практически по всей глубине.

• Если опережающий нефтяной газ «средний», то отклоне-

ние скважинного объема газа от суммарного минимально, но

качественно различно по глубине.

• Если опережающий нефтяной газ «тяжелый», то объем

«скважинного» нефтяного газа не только меньше суммарного,

но и существенно меньше объема опережающего нефтяного

газа, то есть проявляется хорошо известный в нефтепромысло-

вой практике эффект «растворимости закачиваемого газа в не-

фти».

• На устье гипотетической скважины объем «скважинного»

нефтяного газа при поступлении опережающего нефтяного газа

любого типа несколько больше суммарного. Но превышение

объемов «скважинных» нефтяных газов над суммарным на ус-

тье очень близко для всех анализируемых случаев, поэтому из

анализа поведения «скважинных» нефтяных газов только на

устье невозможно предсказать качественно существенного раз-

личия их поведения по глубине скважины.

10 °С 20 °С 30 »С 40 °С

50 °С

60 °С

147

Скв-17,2

Скв-22,8

Скв-28,2

Пластовый

^ Р,МПа

Рис. 1.16. Изменение молярной массы «скважинного» нефтяного газа по глубине

гипотетической скважины

На рис. 1.16 приведены результаты расчета молярных масс

нефтяных газов: пластового, «скваг'кинного» (аббревиатура ус-

ловных обозначений такая же, как и на предыдущем рисунке).

Анализ представленных результатов позволяет утверждать:

• Свойства «скважинного» нефтяного газа по всей глубине

подъема качественно повторяют свойства опережающих нефтя-

ных газов. Например, молярные массы «скважинного» нефтя-

ного газа качественно отличаются так же, как и молярные мас-

сы соответствующих им поступающих в скважину нефтяных

газов.

• Молярная масса «скважинного» нефтяного газа при по-

ступлении «среднего» нефтяного газа совпадает с молярной

массой пластового нефтяного газа в интервале перфорации.

Однако при подъеме скважинной продукции к устью рас-

хождение между ними увеличивается, достигая максимума

на устье.

Изменение молярной массы нефти в гипотетической сква-

жине представлено на рис. 1.17.

Из рис. 1.17 следует, что молярная масса равновесной со

«скважинным» нефтяным газом нефти в зависимости от типа

опережающего нефтяного газа, количественно изменяется по-

разному.

148

ЮГ 20"С

30"С

40 °С

60 "С

^ 230

I 210

•190

г 170

^150

&130

2 110

К^^

С^

—•—

Скв-17,2

:кв-22,8

:кв-28,2

ПластБый

Рис.

1.17.

Изменение молярной массы нефти

по глубине гипотетической скважины

Р,

МП»

Например, самая высокая молярная масса нефти наблюда-

ется при поступлении «легкого» опережающего нефтяного газа,

а молярные массы нефти при поступлении в скважину «сред-

него» или «тяжелого» опережающих нефтяных газов совпадают

с молярной массой нефти при разгазировании пластовой не-

фти в термобарических условиях гипотетической скважины.

Отметим, что с увеличением молярной массы опережающего

нефтяного газа глубина совпадения значений молярных масс

нефти уменьшается.

На устье на значение молярной массы нефти, равновесной

со «скважинным» нефтяным газом, практически не влияет тип

опережаемого нефтяного газа. Однако, молярная масса нефти,

равновесной со «скважинным» нефтяным газом, в этом случае

всегда выше молярной массы нефти, равновесной с пластовым

нефтяным газом при термобарических условиях на устье гипо-

тетической скважины.

Рассмотрим более подробно компонентные составы «легко-

го»,

пластового, суммарного и «скважинного» нефтяных газов,

например, на глубине интервала перфорации, которые пред-

ставлены в табл. 1.25.

Составы нефтяных газов

149

Таблица

1.25

Компоненты

С02

Н28

СН4

СгНб

СзН8

С5

Сб

С?

Се

С9

Сю

Си

С|2

С13

С|4

С15

С|б

Всего

М , г/моль

у,

мЗ/т(пл.н)

Молярная доля компонентов, М',%

«Легкий»

Пластовый

«Суммарный»

«Скважннный»

10 15,814 11,119 9,9009

0 00,107 0,0206 0,0282

0 0 0 0

90 61,767 84,564 78,636

0 13,883 2,6731

5,545

0 6,051

1,1651

3,7693

0 1,598 0,3077

1,3407

0 0,667 0,1284 0,6569

0,048 0,0092 0,0519

0,029 0,0056 0,0326

0,016 0,0031 0,0182

0,0079 0,0015 0,0091

0,0037 0,0007 0,0043

0,0023 0,0004 0,0026

0,0014 0,0003 0,0016

7-10-' 0,0001 0,0008

4-10-"

8-10-5

0,0005

2-10-" 410-5 0,0002

9-10-5 2-10-5 0,0001

100

17,2

100

22,77

100

18,27

100

20,13

«Легкий» + Пластовый = Суммарный => «Скважннный»

202,1 23,93

225,21

247,20

Из табл. 1.25 следует, что в результате взаимодействия опе-

режающего нефтяного газа и пластовой нефти происходит пе-

рераспределение их компонентов между газовой и жидкой фа-

зами так, что наступает равновесие между последними. Вслед-

150

ствие этого происходит увеличение удельного объема газовой

фазы

на 21,99 мУт (пл.

нефти).

Причины перераспределения компонентов заключаются

несоответствии фактических значений отношений молярных

долей компонентов

нефтяном газе

молярным долям соот-

ветствующих компонентов

нефти

равновесными величина-

ми этих отношенМ,

то

есть констант фазовых равновесий

(КФР)

при данных термобарических условиях. Иначе говоря,

при по-

ступлении нефтяного газа, компонентный состав которого зна-

чительно отличается

от

состава пластового нефтяного газа

зоне смешения, отношения молярных долей

не

соответствует

значениям

КФР,

поэтому система стремится перейти

равно-

весное состояние,

что и

приводит

перераспределению ком-

понентов между газовой

жидкой фазами.

Ниже приводится табл.

1.26, в

которой представлены ком-

понентные составы суммарного нефтяного газа

неравновес-

ной

с ним

нефти,

результате взаимодействия которых обра-

зуются равновесные «скважинный» нефтяной

газ и

нефть.

Таблица

1.26

Составы нефтяных газов

нефтей

Молярная доля компонентов

Компо-

ненты

С02

НгЗ

СН4

С2Нб

СзНв

С4Н10

УКСз

УКСб

Сум-

марный

нефтя-

ной

газ

м:,%

11,119

0,0206

84,564

2,6731

1,1651

0,3077

0,1284

0,0092

Нефть

(неравно-

весная)

N1,%

0,8146

0,0356

10,678

9,8167

10,513

6,5793

6,0923

1,1373

-"/

13,65

0,579

7,919

0,272

0,111

0,047

0,021

0,008

«Скважин-

ный»

нефтяной

газ

скв

9,9009

0,0282

78,636

5,545

3,7693

1,3407

0,6569

0,0519

Нефть

(равновес-

ная)

скл

0,51

0,0094

13,594

3,9208

6,5488

5,5201

6,0003

1,2313

скв

19,41

5,785

1,414

0,576

0,243

0,109

0,042

КФР,

К:(р,Т)

19,41

3,01

1,11

5,78

1,41

0,58

0,24

0,11

0,04213