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

Подождите немного. Документ загружается.

171

возможности оптимизации материальных затрат на обеспече-

ние сбора и промысловой подготовки скважинной продукции.

Если пластовую нефть рассматривать еще и как потенци-

альный топливный источник тепловой энергии, то представ-

ляет интерес характеристика элементного состава дегазирован-

ных нефтей, который для некоторых месторождений бывшего

СССР представлен в табл. 1.29.

Для расчета теплотворной способности нефтей в табл. 1.29

нами использовались рекомендации Д.И. Менделеева [50]:

Сд^^=339,1С+ ЮЗОЯ- 108,9(0-5), (1.129)

С„„= С,^, -16,75-Ж (1.130)

где

^выс'> ^низ

~ высшая и низшая теплотворные способности,

кДж/кг;

С, Н, О, 8— массовые доли атомов углерода (С), водорода

{Н),

кислорода (О) и серы {3) в нефти, %.

Удельная теплоемкость нефтей рассчитывалась по формуле [51]:

С; =

107,325(496,8

1)/7Р'

, (1Л31)

где

с'р

—

удельная изобарная теплоемкость нефти, Дж/(кгК);

—

температура, °С;

р'—

плотность дегазированной нефти, кг/м^

При расчете удельной изобарной теплоемкости нефтей в табл.

1.29 температура принималась равной 20 °С.

Из анализа экспериментальных и расчетных данных

табл.

1.29

примем в качестве средних значений:

• теплоемкость дегазированных нефтей 1,89 кДж/(кг-К);

• теплотворная способность нефти (высшая) 42 520 кДж/кг.

Известно [51, 22, 15]:

• теплоемкость воды'

(дистиллированной при 20 °С) 4,19 кДж/(кг-К),

Теплоемкость

пластовой (соленой) воды меньше, чем

дистиллированной

[22]

Таблица

1.29

Характеристика элементного состава ряда нефтей бывшего СССР

[49]

Нефть

месторождения

Каменноложского

Осиновского

Туймазинского

Арланского

Ромашкинского

(девонского

гор.)

Ромашкинского

(угленосного)

Мухановского

Жирновского

Сураханского (отборная)

Сураханского (масляная)

Балаханского (масляная)

Долинского

Китур-Тепинского

Прорвинского

сть-балы кского

Самотлорского

Марковского

Уч-кызылского

М,

г/моль

210

274

235

—

232

300

215

245

240

267

246

206

293

282

284

194

—

кг/мЗ

811

871.9

856

891,8

862

890,9

840,4

887,6

848,8

895,6

876

847,6

858

870,3

870,4

842,6

720,5

962

Массовая доля

элементов, %

^;>.52

л4.1)1

«5,55

84,42

85,13

84,33

85,08

86,10

85,90

86,70

86,60

84,40

86,12

86,17

85,37

86,23

83,60

—

13,37

12,48

12,70

12,15

13,00

11,93

13,31

13,44

13,40

12,50

12,70

14,50

13,19

12,37

12,69

12,79

16,12

—

0,63

2,30

1,44

3,04

1,61

3,50

1,30

0,23

0,13

0,20

0,19

0,20

0,27

1,25

1,53

0,63

0,04

6,32

0,39

0,97

0,15

0,06

0,09

0,04

0,21

0,17

0,52

0,26

0,42

0,72

0,28

0,13

0,22

0,25

0,23

—

0,09

0,24

0,14

0,33

0,17

0,20

0,09

0,06

0,05

0,014

0,09

0,18

0,14

0,08

0,19

0,10

0,01

0,82

См'

5,18

10,83

9,60

16,60

10,24

14,00

8,96

4,70

2,00

9,00

8,00

14,30

6,40

6,00

11,10

10,00

0,70

34,80

Ас2

1,90

3,40

5,80

4,00

5,20

3,80

0,60

0,01

0,64

0,73

2,19

2,30

1,36

3,90

Теплот.

способ.3

Высш.''

42 797

41487

42 231

41466

42 423

41 261

42 679

43 046

42 888

42 268

42 422

43 498

42 788

42 083

42 162

42 456

44 932

Тепло-

г^мкость

кДж/кг-К

1,95

1,88

1,90

1,86

1,89

1,86

1,91

1,86

1,90

1,85

1,87

1,91

1,89

1,88

1,91

2,07

1,79

''Смолы

селикагелевые.

-'Асфальтены.

^'Теплотворная способность (теплота

сгорания),

расчетные

данные.

кДок/кг.

^'Высшая теплотворная

способность,

расчетные

данные.

173

• теплотворная способность

метана (низшая) 49 950 кДж/кг.

В первом приближении примем низшую теплотворную спо-

собность нефтяного газа равной 45 000 кДж/кг. При газовом

факторе нефти 100 мУт и плотности нефтяного газа 1,25 кг/м^

получаем, что с каждым килограммом нефти из недр извлека-

ется 125 г/кг нефтяного газа с теплотворной способностью 5 625

кДж. Если с каждой тонной нефти добывается три тонны воды,

то из недр на каждую тонну добываемой нефти при пластовой

температуре 50 °С в скважину в виде тепловой энергии посту-

пает не менее 723 МДж/т:

1,89*1000*50

+ 4,19*3000*50 = 723 000 кДж/т

тепловой энергии, более половины которой, как правило, дос-

тигает устья скважины и поступает в систему сбора.

Если технология сбора скважинной продукции предусмат-

ривает использование нефтяного газа для выработки тепловой

энергии, то дополнительно из недр в виде потенциального топ-

лива с каждой тонной нефти поступает

5,625

ГДж/т, большая

часть которого иногда сгорает на факелах ДНС.

Для наглядности на графиках рис. 1. 25а и рис. 1.256 пред-

ставлено отношение количества тепловой энергии, поступаю-

щей из пласта в скважину с потоком воды, к количеству тепло-

вой энергии поступающей в скважину с потоком нефти, в за-

висимости от обводненности продукции.

При обводненности продукции 36 % масс, тепловые пото-

ки,

поступающие в скважину с пластовой нефтью и водой (на

примере Коханского месторождения, рис.

1.25а,)

одинаковы, а

при обводненности свыше 80 % масс, тепловой поток воды на

порядок больше теплового потока пластовой нефти. При об-

водненности 98 % масс, рис.

1.256,

тепловой поток воды пре-

вышает тепловой поток пластовой нефти уже на два порядка.

Коханское месторождение Куйбышевской области характе-

ризуется следующими параметрами:

1) пластовое давление 33 МПа;

2) пластовая температура 73 "С;

3) плотность пластовой нефти 693 кг/м^

174

Массовая доля воды

продукции

Рис.

1.25а.

Влияние обводненности скважинной продукции

на рост количества тепловой энергии, поступающей

из

пласта

в скважину

потоком воды, относительно потока тепловой энергии,

поступающей

из

пласта

пластовой нефтью

(на примере нефти Коханского месторождения)

0,8 0,82 0,84 0,86 0,88

0,9

0,92 0,94 0,96 0,98

Массовая

доля

воды в продукции

Рис.

1.256.

То же что и на рис.

1.25а,

но при

большей обводненности

175

3.3.

Первый этап фазового разделения скважиннои продукции

на промыслах

Принципиальная технологическая схема фазового поведе-

ния скважиннои продукции на промысле показана на рис. 1.26.

ттттптттттп

[^ГЗ_У|

ппд'

IIIIIII111

Р.. г

Ь-^ •'УПН

Р Р Т

' 5» ' лл' ' пп

дне!

н.

газ

нефть

вода

-^-

-*-

Рис. 1.26. Принципиальная технологическая схема фазового поведения скважиннои

продукции в системе добычи и промыслового сбора нефти, нефтяного газа и

попутно добываемой из недр воды

176

Если давление в скважине на глубине интервала перфора-

ции больше давления насыщения пластовой нефти газом и

меньше пластового давления {р<р<р^), то из пласта в скважи-

ну поступает/пластовая нефть, агрегатное состояние которой

—

жидкость, или при обводненной продукции

—

жидкая смесь

пластовой нефти и попутной воды.

Две жидкие пластовые фазы в скважинах разгазируются и из

скважин в систему сбора поступает газожидкостная смесь с

объемным расходом, многократно превышающим объем плас-

товой нефти и воды, которые поступают из пласта в скважины

при давлении на глубине интервала перфорации. Снижение

давления в системе промыслового сбора сопровождается даль-

нейшим разгазированием скважинной продукции и, как след-

ствие, увеличением объемного расхода.

Крупные нефтяные месторождения с большими размерами

залежей обуславливают большую протяженность трубопрово-

дов системы сбора скважин. Сбор скважинной продукции мел-

ких месторождений целесообразно осуществлять на укрупнен-

ных сборных пунктах, что также обуславливает существенную

протяженность промысловой системы сбора. Потенциальной

энергии, которой обладает скважинная продукция, поступаю-

щая из скважин в систему сбора, как правило, недостаточно

для транспортировки ее до пунктов промысловой подготовки

нефти. Поэтому типовые схемы сбора скважинной продукции

предусматривают сооружение на месторождениях дожимных

насосных станций (ДНС).

Рациональное использование природных ресурсов, эконо-

мия материальных, топливно-знергетческих и трудовых затрат,

возможность бескомпрессорного транспорта нефтяного газа до

потребителя обуславливают необходимость применения на ме-

сторождениях раздельного сбора нефтяного газа и промысло-

вой нефти, то есть осуществлять первую ступень сепарации

промысловой нефти от нефтяного газа. Наиболее рационально

первую ступень сепарации скважинной продукции осуществ-

лять при давлении в системе сбора, обеспечивающем:

• бескомпрессорный транспорт нефтяного газа до потреби-

теля.

177

• минимально возможное содержание в нем паров нефти,

• территориальное совмещение с дожимной насосной стан-

цией для минимизации газосодержания на приеме насосов.

Таким образом, рациональное размещение первой ступени

сепарации и сооружений ДНС на месторождениях позволяет:

• существенно уменьшить нагрузку на систему сбора про-

мысловой нефти,

• осуществить раздельный сбор промысловой нефти и не-

фтяного газа,

• минимизировать потери нефти от испарения при ее разга-

зировании и стабилизации.

Принципиальное технологическое решение разделения уг-

леводородной составляющей скважиннои продукции (пласто-

вой нефти) на два потока схематически представлено на рис.

1.26, из которого видно, что первая ступень сепарации про-

мысловой нефти и насосный блок для перекачки сырой нефти

представляют собой единое целое. На этом же рисунке показа-

но,

что жидкая составляющая скважиннои продукции при ее

высокой обводненности так же разделяется на два потока:

• сырую нефть, которая насосами ДНС перекачивается на

установку промысловой подготовки нефти для дальнейшего

магистрального транспорта и

• пластовую воду, попутно добываемую с нефтью из недр.

Отделившаяся вода в дальнейшем, как правило, утилизируется

в системе ППД.

Если кустовая насосная станция (КНС) системы ППД тер-

риториально расположена не на площадке ДНС, то принципи-

ально можно утверждать, что поток скважиннои продукции

разделился на три части, то есть однотрубный совместный сбор

нефти, нефтяного газа и попутной воды преобразуется в раз-

дельный сбор:

• сырой промысловой нефти с давлением насыщения ее пла-

стовым газом, равным давлению первой ступени сепарации

промысловой нефти;

• нефтяного газа, содержание паров нефти в котором явля-

ется функцией термобарических условий первой ступени сепа-

рации;

[2 И.И.Дунюшкин

178

• пластовой воды с давлением насыщения нефтяным газом,

равным давлению первой ступени сепарации.

Таким образом, технологическая схема первой ступени се-

парации с предварительным обезвоживанием скважинной про-

дукции принципиально представляет собой типовой трехфаз-

ный делитель, глубина разделения фаз в котором определяется

принятой (реализуемой) технологией.

В соответствии с ВНТП 3-85 промысловые установки пред-

варительного сброса пластовых вод (УПСВ), как составная

часть единого технологического комплекса сооружений про-

цесса сбора, транспорта и подготовки нефти, нефтяного

газа и воды должны обеспечивать остаточное содержание

воды в сырой нефти, направляемой на УПН (рис. 1.26) до

10 % масс.

Высокообводненная скважинная продукция представляет

собой смесь прямой и обратной водонефтяных эмульсий с дис-

персионной средой

—

водой. Если, для примера, обратная во-

донефтяная эмульсия имеет обводненность 20 % об., обвод-

ненность жидкой составляющей скважинной продукции 80 %

об.,

то в 100 м^ эмульсии содержится: 80 м^ воды и 20 м^ про-

мысловой нефти. Допустим, что из 20 м^ промысловой нефти

19 м^ содержатся в обратной эмульсии, а 1 м^ в виде мелких

безводных капель в прямой эмульсии. Следовательно, для рас-

сматриваемого примера из 100 м^ высокообводненной эмуль-

сии 23,75 м^

—

обратная эмульсия и 76,25 м^

—

прямая водонеф-

тяная эмульсия, объем дисперсионной среды (воды) в которой

составляет 75,25 м^ То есть обводненность прямой эмульсии,

содержащейся в смеси эмульсий, 98,7 % об.

Допустим, в первом приближении, что захвата капельной

нефти дренажной водой не происходит и вся обратная эмуль-

сия вместе с поглощенной капельной нефтью из прямой эмуль-

сии выходит из УПСВ. Тогда обводненность сырой нефти, на-

правляемой на УПН, составляет 19,2 % об., то есть в два раза

боль1ие рекомендуемой. Следовательно, для рассматриваемого

примера, на стадии предварительного сброса пластовых вод в

установках УПСВ уже требуется производить разрушение об-

ратных водонефтяных эмульсий.

179

Современные требования к качеству дренажных вод для си-

стемы ППД на уровне остаточного содержания капельной не-

фти в воде до 5 мг/л соответствует 0,0005 % об. Отечественного

оборудования, обеспечивающего такое высокое качество под-

готовки воды для системы ППД, на сегодняшний день практи-

чески не существует, как и отечественных высоко эффектив-

ных деэмульгаторов при умеренных и низких температурах про-

цессов предварительного обезвоживания сырой нефти в соста-

ве высокообводненной эмульсии. Поэтому становится особо

актуальной способность промысловых специалистов выявить

возможность подготовки водонефтяных эмульсий к расслое-

нию и реализовать максимально возможное расслоение ее еще

до поступления в «отстойные» аппараты.

180

Глава 4. Объективные источники неопределенностей в

исходной информации по физико-химическим свойствам

скважинной /Продукции

4.1.

Неопределенность состава смеси пластовых нефтей в

скважине при разработке и эксплуатации многопластового

эксплуатационного объекта единой сеткой скважин

Объединение нескольких продуктивных пластов с различ-

ными физико-химическими свойствами пластовой нефти в еди-

ный эксплуатационный объект объективно предопределяет

неопределенность физико-химических свойств такой смеси

пластовых нефтей. Так как экспериментальные данные иссле-

дований бесконечно многообразных смесей пластовых нефтей

отсутствуют в принципе (из-за непредсказуемости потребнос-

тей практики), то единственным источником сведений о свой-

ствах таких систем могут быть только расчетные данные.

Для примера в табл. 1.30 приведены основные свойства пла-

стовых нефтей двух залежей и параметры одного из возмож-

ных составов их смеси.

Далее на примере этих залежей Куйбышевской области: Ле-

бежинской (скв. 84) и Лещевской (скв.Ю), охарактеризованных

в табл. 1.30, рассматривается возможность расчетной оценки

физико-химических свойств представленной гипотетической

смеси пластовых нефтей. В табл. 1.31 дан компонентный со-

став пластовых нефтей, нефтяных газов однократного стандар-

тного разгазирования (ОСР) этих пластовых нефтей и рассмат-

риваемого варианта их смеси.

В табл. 1.32 приведены результаты оценок некоторых физи-

ко-химических характеристик изучаемой смеси пластовых неф-

тей в сопоставлении с аналогичными значениями характерис-

тик, рассчитанными в табл. 1.30 как среднеарифметические

величины.

Удельный газовый фактор смеси пластовых нефтей можно

оценить различными способами: по уравнению состояния Пен-

га-Робинсона, с использованием аппарата констант фазового рав-

новесия, по коэффициентам растворимости газа в нефти и др.