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

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 1.30

Свойства пластовых нефтей

№

п/п

Параметры

Наименование

Пластовая температура

Давление насыщения пл. неф. газом

Удельный газовый фактор

Объемный коэф. пл. нефти

Плотность пластовой нефти

Вязкость пластовой нефти

Плотность дегазированной нефти

Вязкость дегазированной нефти

Плотность нефтяного газа ОСР

пластовой нефти

Моляр-

ная

масса

Пластовой нефти

Дегазированной нефти

Остатка

Фракционный состав:

• температура начала кипения

• выкипает до температуры:

о 100 °С

о 200 "С

о 300 "С

о общий выход

Обозначение

пл

Р'пл

^^^

Рос/>

\^ОСР

/г

Роср

М1

пл

"*ОСР

^Ост

нач

Ед.

измер.

°с

МПа

м%

—

кг/мЗ

МПас

кг/м^

МПас

кг/мз

г/моль

"С

%об

Скважины

№84

8,77

131,4

1,35

711,6

0,41

806

2,55

1,27

103

176

221

1,5

26,5

48,5

№10

23,43

288,6

1,70

629,4

0,30

808

3,53

1,317

184

226

Смесь'>

16,1

210

1,53

671

0,36

807

1,29

180

224

1,3

Приме-

чания

о.

Я"

со

\й

Е-

•е-

С.

э-

Си

182

Таблица

1.31

Компонентный состав пластовых

нефтей,

добываемых

из скважин 84

Ц10

Лебежинского

Лещевского месторождений

№

п/п

Компонентный состав нефтей и их смесей, нефтяного газа ОСР

пластовой нефти

Компо-

ненты

N2+

СОг

НгЗ

СН4

СгНб

СзНя

1С4Н10

пСШю

1С5Н12

ПС5Н12

УКСб+

УК Ост

Пластовая нефть

% моль

Скв

1,22

0,2

19,13

13,26

10,5

1,55

5,19

1,91

3,22

10,61

33,21

Скв

3,38

0,27

44,67

10,57

6,16

0,93

3,06

1,09

1,84

7,04

20,99

Смесь')

2,49

0,24

0,00

34,16

11,68

7,95

1,19

3,94

1,43

2,41

8,51

26,02

% масс

Скв

0,33

0,09

0,00

2,97

3,86

4,49

0,87

2,92

1,34

2,25

9,63

71,26

Скв

1,31

0,17

0,00

9,93

4,40

3,76

0,75

1,72

1,09

1,84

9,14

65,89

Смесь'1

0,82

0,13

0,00

6,45

4,13

4,12

0,81

2,32

1,21

2,05

9,38

68,57

Нефт. газ

ОСР пл.

нефти,%моль

Скв

2,42

0,38

37,65

25,61

23,2

2,3

9,1

1,9

1,8

Скв

4,81

0,39

63,28

14,89

1,8

8,7

1,6

2,1

1,7

Примечание:

I) В смееи по 50 % масс пластовых нефтей

скв.

и скв 10.

Зная состав пластовых нефтей и их смесей (например, табл.

1.31) и константы фазового равновесия (КФР) (табл.

1.33),

из

уравнения

= 0

можно вычислить молярную долю нефтяного газа, затем най-

ти удельный газовый фактор.

В любом случае предварительно необходимо идентифици-

ровать условный компонент УК С^^. Результаты расчетов по их

идентификации представлены также в табл. 1.32, а в табл. 1.33

оценка их констант фазового равновесия.

Оценки

физико-химических характеристик

смеси пластовых нефтей

Таблица 1.32

№

п/п

Зм

Зю

584

5|о

б84

бю

Параметры

Наименование

Пластовая температура

Давление насыщения пл. неф. газом

Удельный газовый фактор

Проверка применимости

используемых значений КФР для

расчета фазовых соотношений (скв 84)

Проверка применимости

используемых значений КФР для

расчета фазовых соотношений (скв 10)

Объемный коэф. пл. нефти

Плотность пластовой нефти

Проверка согласования исходных

данных по

СКВ.

Проверка согласования исходных

данных по

СКВ.

Вязкость пластовой нефти

Проверка статистической устойчи-

вости исходных данных по скв 84

Проверка статистической устойчи-

вости исходных данных по скв 10

Плотность дегазированной нефти

Вязкость дегазированной нефти

Обозна-

чение

1.,

Р1,

Рял.М

Рл»,/0

\^'ш,

Ц'^

\^-'пл

Роср

^ОСР

Ед.

измер.

°С

МПа

м'/т

—

кг/м'

кг/м^

кг/м'

мПас

кг/м'

мПас

Смесь пл. нефтей"

Средне

арифм.

. 16,1

210

131,4

288,6

1,53

671

711,6

629,4

0,36

0,41

0,3

807

Оценка

212

127,8

308,8

1,51

670

696,7

655,9

0,3

0,43

0,24

Д %

+ 1,1

-2,7

+ 7,0

-1,4

-0,1

-2,1

+ 4,2

-15,9

+ 5

-21,2

Примечания

Оценка

применимости

аппарата КФР для

нахождения

газового фактора

Оценка21по(1.39)

Оценка

согласования

данных по

материальному

балансу,

формуле (1.33)

Оценка

статистической

устойчивости

данных по

форму ле(1.34)

Таблица

1.32

(продолжение)

12а

126

12в

12г

Плотность нефтяного газа ОСР

пластовой нефти

Молярная

масса

Пластовой нефти

Дегазированной нефти

Проверка статис. устойч.

исх. данных по скв. 84

Проверка статис. устойч.

исх. данных по скв. 10

УК

Сб»

(смесь)

УК

Сб» (СКВ

84)

УК

Сб*

(СКВ

10)

Остатка

Молярная характеристика состава смеси

пластовых нефтей

Молярная доля нефт. газа ОСР пл. нефти

(скв 84) по экспер. данным

Молярная доля нефт. газа ОСР пл. нефти

(скв 84) по коми, составу

Молярная доля нефт. газа ОСР пл. нефти

(скв 10) по экспер. данным

Молярная доля нефт. газа ОСР пл. нефти

(скв 10) по коми, составу

/г

Роср

М1

М'

Мд(-р

М'с.

Мее.

Кв.

М'

•'" Ост

^^ ОСР84

IV"

^^ ОСР 84

/V'

^^ ОСР 10

IV"

^^ ОСР 10

кг/м'

г/моль

% моль

1,29

180

176

184

224

41,1

48'>

50,1"

62"

71,7"

84,8

182

179

186

+ 1,1

+ 1,5

+ 0,9

+ 5,8 %

+ 16%

Оценка

статистической

устойч ивоци

данных по"

формуле (1.38)

Идентификация

паров

нефт. газе

ОСР пл. нефти

Сравнительный

анализ

расхождении

оценок разными

методами

молярной доли

нефтяного газа при

разгазировании

пластовых нефтей

1) 50 %масс пластовой нефти скв 84 и 50 %масс пластовой нефти скв 10.

2) Оценка статистической устойчивости данных, характеризующих физико-

3) Расчет

химические свойства пластовых нефтей.

185

Таблица

1.33

Значения констант фазового равновесия компонентов при ОСР

пластовой нефти

Компо-

ненты

N2+

С02

Н28

СН4

С2Н6

СЗН8

1С4Н10

ПС4Н10

1С5Н12

ПС5Н12

(84) С6+

(10) С6+

(См) С6+

С6

С7

С8

С9

СЮ

СП

С12

С13

С14

КФР

(ОСР)

632,29

79,26

22,33

170,22

29,45

8,046

2,935

1,968

0,7572

0,5864

0,08973

0,1588

0,1146

0,1588

0,0507

0,01619

0,00525

0,0017

0,00053

0,00012

0,000043

^NКФР

-0,53375

-2,41097

-2,16632

-1,84011

-2,98183

-4,12336

-5,24953

-6,37713

-7,54263

-9,02802

-10,0543

М,

г/моль

100

114

128

142

156

170

184

198

Примечания

Расчет

Область значений

КФР для

возможного

применения их

интерполяции по

ЬЫ КФР и

молярной массе, М

Для оценки надежности расчетных значений физико-хими-

ческих свойств смесей пластовых нефтей предварительно не-

обходимо убедиться в согласованности экспериментальных дан-

ных, характеризующих смешиваемые пластовые нефти. Такую

проверку проще всего и достаточно надежно можно сделать,

используя определения известных экспериментальных свойств

и уравнения материального баланса. Например, по связи плот-

ности пластовой нефти с другими ее характеристиками:

186

Р..=^^(1

РссрО).

(1.132)

Из литературы известно достаточно много апробированных

многолетней практикой корреляционных зависимостей, напри-

мер формула Чью

Коннели для расчетной оценки вязкости

газонасыщенных нефтей [5]:

где

А, В

—

статистические графические корреляции

функ-

ции газонасыщенности нефти, аналитические аппроксимации

которых проф. Мищенко И.Т. предлагаются

виде:

ехр{(Г)' .12,9/10' -{Г)-87,24/10'^ , (1.34)

ехр[{Г)'-8,3/10'-(Г)-47,П/10'У

(1.35)

(Л =

^^оср

(О

М'ося

у) -

— относительная

(по

воде) вязкость дега-

зированной нефти при температуре ( и атмосферном давлении.

В строчках 6,

6^ и

6|д табл. 1.32 приведены результаты расчетов

по формуле (1.133). Наибольшая пофешность расчетов вязкости

вьювлена по скв. 10, которая составляет в данном случае:

—

по

СКВ.

84 погрешность расчетов получилась

в 4

раза меньше:

+ 5

%. Результаты расчетов по формуле (1.133) вязкости смеси пласто-

вых нефтей по сравнению

ее среднеарифметическим значением

отличаются на 16 %, что близко

величине средней погрешности

расчетов по скважинам 10

84: (21 + 5)/2

13 %.

Следовательно,

для

обоснования надежности возможного

применения формулы (1.133)

смесям пластовых

промысло-

вых нефтей необходимо набрать статистику.

Оценки удельного газового фактора в таблице 1.32 представ-

лены

строчках 3,

3^4

и 3^. Погрешность расчетов по известно-

— • 187

му компонентному составу как пластовых нефтей, так и их

смеси не превышает 7 %, причем для смеси нефтей абсолют-

ная величина погрешности (то есть отклонения от среднеариф-

метического значения) меньше среднего значения (4 %).

Молярная масса дегазированных не(|п^й

С1<св

84,

скв

юс

смеси

рассчитана по корреляционной формуле Дунюшкина И.И [5]:

М'оср

= 200роср (Доел

)"•'''

(1.136)

где

Рос/"'

Р-'оср

~ относительная (по воде) плотность и вязкость

дегазированной нефти, соответственно; ^оср

моль

Как следует из результатов расчетной оценки статистичес-

кой устойчивости формулы (1.136) применение ее к смеси пла-

стовых нефтей дает значение молярной массы, практически

совпадающее со среднеарифметическим ее значением.

Расчет молярной доли нефтяного газа ОСР пластовой не-

фти по скважинам 84 и 10 (строки 12а и 12в, табл. 1.32) произ-

водился по формуле:

^^ОСР ~ 1^» • 1

^оср 1+ / , • (1.137)

9оср

Расчет молярной доли нефтяного газа ОСР пластовой не-

фти (строки 126 и 12г) дает несколько завышенные результаты,

в среднем, на 11 %.

4.2.

Неопределенность состава углеводородной составляющей

и попутной воды в единой системе сбора и подготовки сква-

жинной продукции двух и более эксплуатационных объектов

Если продукция двух или более эксплуатационных объек-

тов,

эксплуатируемых самостоятельными сетками скважин,

попадает в единую систему сбора и подготовки скважинной

продукции, то без постоянного контроля притока из каждого

188

эксплуатационного объекта в каждую добывающую скважину

состав углеводородной составляющей и попутной воды в сис-

теме сбора неопределенен.

Сформулируем проблему более определенно.

Пусть система сбора скважинной продукции гипотетичес-

кого нефтяного месторождения характеризуется следующими

показателями:

• 3

—

количество эксплуатационных объектов, продукция

которых поступает в единую систему сбора;

• п

—

число групповых замерных установок (ГЗУ);

• 14

—

число добывающих скважин, подключенных к ГЗУ;

• к^, к^, к^

—

число добывающих скважин 1-го, 2-го и 3-го

эксплуатационных объектов, подключенных к ГЗУ, соответ-

ственно;

• ^

—

массовый дебит у-ой скважины;

• \|/

—

массовая доля воды в продукции у-ой скважины.

Очевидно, что в общем случае:

На выходе ГЗУ поток будет складываться из следующих со-

ставляющих каждого эксплуатационного объекта:

*, к1+к2

1ГЗУ - 2^[^],ГЗУ,1'^ ^],ГЗУ,1)'^ ^ {Я^,ГЗУ,2'^ ^^,ГЗУ,2)'^

клк,

+ Е

{я],гзу,з-^я1гзу.з) =

у=к,+к2+1

'' к, к,+к; 14 ^

2^^1ГЗУ1'^

2^ Я],ГЗУ,2'^ ^ ^1ГЗУ,3

^=1 ;=к,+1 к,+к2+1 ^

С к, к1+к2 14

/^9],ГЗУ,1^

2и ^1,ГЗУ,2^ 2^ ^],ГЗУ,3

]=1 1=к1+1 ]=к,+к2+1

(1.138)

Таким образом, без мониторинга выработки каждого эксп-

луатационного объекта в каждой добывающей скважине нет

189

объективной информации о физико-химических свойствах со-

бираемой скважинной продукции не только на любом участке

трубопроводной системы сбора нефти, нефтяного газа и по-

путной воды, но даже на выходе всех без исключения ГЗУ мно-

гообъектного нефтяного месторождения.

4.3.

Неопределенность состава добьшаемой нефти

при

извлечении ее

из

залежей с использованием физико-

химических

методов увеличения

извлекаемых запасов нефти

Геолого-технические мероприятия (ГТМ), позволяющие уве-

личить долю извлекаемых балансовых запасов, направлены

иногда не только на изменение вытесняющих свойств закачи-

ваемого в пласт агента, но и на изменение физико-химических

свойств нефти в залежи перед ее извлечением из недр. Наибо-

лее характерные примеры таких методов увеличения нефтеот-

дачи:

• тепловые методы, включая внутрипластовое горение;

• применение диоксида углерода в различных модификаци-

ях;

• закачка газа, в том числе высокого давления;

• использование оторочек растворителей и т.д.

Практически все перечисленные методы, включая внутри-

пластовое горение из группы тепловых методов, после подхода

фронта вытеснения к добывающим скважинам существенно

изменяют физико-химические свойства скважинной продукции.

Причем динамика изменения свойств скважинной продукции

практически во всех скважинах зоны воздействия на залежь

различна. Более того, в зависимости от свойств коллектора за-

лежи и принятой технологии метода увеличения нефтеотдачи

(МУН) степень изменения физико-химических свойств сква-

жинной продукции в разных скважинах различна. То есть, в

системе сбора скважинной продукции находится нефтегазово-

дяная смесь с фактически уникальными неконтролируемыми

свойствами. Когда такая продукция поступает на установку

подготовки нефти (УПН), зачастую происходит нарушение за-

190

данного технологического режима УПН вплоть до срыва нор-

мальной работы. л

Хотя бы асимптотическую оценку изменения свойств добы-

ваемой продукции в термобарических условиях сбора и подго-

товки нефти, нефтяного газа и попутной воды специализиро-

ванные научно-исследовательские подразделения, как прави-

ло,

не производят.

Таким образом, неопределенность физико-химических

свойств скважинной продукции после проведения ГТМ, на-

правленных на увеличение МУН, требует разработки аналити-

ческих методов оценки свойств нефти, нефтяного газа и воды

для анализа эффективности эксплуатации скважин и проекти-

рования промыслового обустройства.

4.4.

Неопределенность состава добываемой нефти

процессе

разработки залежей

при пластовом давлении ниже

давления

насьнцения пластовой нефти газом

Типичный график динамики скважинного газового фактора

(отношение объемного дебита нефтяного газа, приведенного к

стандартным условиям, к объемному дебиту скважины по де-

газированной нефти) представлен на рис. 1.27.

Время

Рис. 1.27. Типичный график динамики скважинного газового фактора в процессе

разработки залежи при режиме растворенного газа