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

Подождите немного. Документ загружается.

•

Состав

потока

пластовой

нефти

—

в первом приближении

поток пластовой нефти можно рассматривать как раствор до

восьми компонентов газа в семикомпонентной жидкости, со-

стоящей из двух индивидуальных и шести условных компонен-

тов (УК, (узких фракций)) нефти, последний из которых, с

растворенными в нем твердыми веществами, моделируется как

условно нелетучий компонент:

(9)

—

изопентан:

(10)

— нормальный

пентан:

(И)

—

УК

гексан:

(12)

—

УК

гептан:

(13)

—

УК

октан:

(14) - УК

нонан:

(15) - УК

декан:

(16)

— УК нелетучая часть

(НЧ).

Таким образом, при давлении выше давления насыщения

пластовой нефти газом состав потока пластовой нефти (плас-

товая нефть

— жидкость)

будет выражаться следующим обра-

зом:

—

компонентный:

'Молярный.

(ТУ,.. / =

1-16):

=-——,1

= \-\в

_ Я>

массовый,

{м^.,

/ =

1-16):

V/ = 1б' ^ = ^~^^ ,

1^-

(=1

—

фазовый

(при давлении ниже давления насыщения плас-

товой нефти газом, пластовая нефть

— газожидкостная

смесь):

П'т

П'г П„

молярный.

{^^ ртУ-

рт

массовый,

(У^т-): Ч'рт-=

ПрТ+Г1рТ ««. «I '

.обьемши,

Ф,гУ

^^ " е;, +0;, ~ 0^ ' О,

•

Компонентный состав нефтяного

газа.

^',рТ1

/ =

- 16 :

^:.г-^^-^^,

/ = 1-16.

1 = 1

•

Компонентный состав промысловой

нефти.

^^рТ'» / =

-16:

^->г-^^-^, / = 1-16.

^КРГ "^^

/=1

• Сырая нефть — синоним обводненной промысловой не-'

фти, в которой жидкая дисперсная фаза представлена каплями

воды.

• Прямая водонефтяная эмульсия

—

высокообводненная во-

донефтяная эмульсия с объемной долей воды в ней более

60 - 70 % об.

• Товарная нефть — нефть после промысловой подготовки,

удовлетворяющая требованиям ГОСТ Р 51858

—

2002 по нормам

групп качества (не хуже третьей).

Отметим, что в частном случае характеристики фазового со-

става пластовой нефти по содержанию в ней газовой фазы со-

впадают с расходными характеристиками газосодержания по-

тока нефтегазовой смеси (объемная, массовая и молярная) при

условии равновесного разгазирования пластовой нефти.

ЧАСТЫ

Общие сведения об изменении

термобарических условий

и физико-химических свойств скважиннои

продушщи на пути от залежи к потребителю

Основным целевым объектом при разработке и эксплуата-

ции нефтяных месторождений является нефтяная залежь и

извлечение

пластовой нефти

из недр в добывающие скважины,

последующий подъем ее на поверхность и промысловая подго-

товка добытой нефти к транспорту по магистральным трубо-

проводам на нефтеперерабатывающие заводы отечественному

потребителю или на экспорт.

Пластовая нефть —

находящаяся под землей в пу-

стотах пород (порах, трещинах и др.) темная мас-

лянистая

природная

жидкость,

представляющая со-

бой смесь жидких углеводородных и гетероатом-

ных соединений, в которой растворены много-

компонентный газ и твердые вещества (парафин,

церезин и др.).

Так как залежи, поры которых насыщенны пластовой не-

фтью,

находятся в недрах Земли, то потенциальная энергия/^

состояния (сжатия) пластовой нефти характеризуется величи-

ной пластового давления и, зависит, как правило, от глубины

залегания залежей, составляя в среднем от 10 до 35 МПа.

Запасы тепловой энергии пластовой нефти определяются

температурой окружающих пород. Характерные значения пла-

стовой температуры в нефтенасыщенных залежах находятся в

пределах от 20 до 120 °С.

В зависимости от дебита скважины, глубины залегания про-

дуктивного пласта температура скважиннои продукции перед

поступлением в систему сбора на 15-45 °С меньше пластовой.

Давление в системе сбора скважиннои продукции до замер-

ных установок (ЗУ) поддерживается в диапазоне 1-2 МПа, ти-

пичное давление первой ступени сепарации, технологически

совмещаемой с дожимной насосной станцией (ДНС), порядка

0,6-0,8 МПа, после ДНС 2,3-2,5 МПа.

На установке подготовки нефти (УПН) нефть подогревается до

40-60°С и стабилизируется до давления насьпценного пара (ДНП)

ниже атмосферного (менее 66 кПа при температуре 37,8 °С).

В результате такого широкого диапазона термобарических

условий, в которых последовательно находится добываемая

скважинная продукция в процессе извлечения ее из недр, сбо-

ра в системе промыслового обустройства и промысловой под-

готовки, пластовая нефть:

— претерпевает фазовые превращения:

• разгазирование;

• кристаллизацию из нефти растворенного парафина и др.;

—

смешивается с попутно добываемой водой;

— образует высокодисперсные газожидкостные смеси при

непрерывно изменяющихся термобарических условиях;

—

насыщается различного рода ПАВ (деэмульгаторы, инги-

биторы коррозии и др.)

при последовательно проводимых технологических процессах

превращения добываемой нефти в товарную:

—

разгазирование и обезвоживание,

—

обессоливание (при необходимости) и стабилизацию.

То есть в технологическом процессе сбора и подготовки не-

фти и нефтяного газа существенно изменяются физико-хими-

ческие свойства добываемой нефти, нефтяного газа и сква-

жинной продукции в целом.

Грамотное научно обоснованное проектирование и анализ

эффективности принятых рещений по управлению выработ-

кой нефтяных месторождений невозможны без максимально

возможного учета последствий изменения физико-химических

свойств скважинной продукции.

Это обстоятельство предопределяет необходимость совер-

шенствования существующих методов расчета физико-химичес-

ких свойств пластовой нефти и смеси ее с попутно добывае-

мой пластовой водой в широком диапазоне нефтепромысло-

вых термобарических условий:

— пластовых (в процессе фильтрации пластовой нефти до

скважин);

—

скважинных (на пути движения флюида от интервала пер-

форации в добывающих скважинах до устья);

—

промысловых (в процессе движения скважинной продук-

ции в системе поверхностного, наземного обустройства нефтя-

ных месторождений) и, наконец,

—

при условиях перекачки товарной нефти до потребителя.

Глава

Пластовая нефть как объект технологического

процесса добычи из недр нефти

нефтяного газа

1.1. Современная классификация товарной нефти

Государственный стандарт Российской Федерации «Нефть.

Общие технические условия. ГОСТ Р 51858

—

2002», дата

вве-

дения 1 июля

2002,

вводит два

термина:

СЫРАЯ

НЕФТЬ'

— жидкая природная ископаемая смесь

углево-

дородов широкого физико-химического

состава,

которая

содержит:

— растворенный

газ,

—

воду,

минеральные

соли,

механические примеси

служит основным сырьем

для

производства:

—

жидких

энергоносителей:

•

бензина,

керосина,

дизельного

топлива, мазута;

— смазочных

масел,

битумов

и кокса.

ТОВАРНАЯ

НЕФТЬ

ГНЕФТЬ)

нефть,

подготовленная

к по

ставке

потребителю

соответствии

требованиями

действую-

ш,их

нормативных

и технических

документов,

принятых

в уста-

новленном

порядке.

соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858

—

2002 нефть подразделяется на

классы

(табл. 1Г),

типы

(табл. 2Г),

группы качества

по уровню промысловой подготовки (табл. ЗГ)

и виды (табл. 4Г):

КЛАССЫ

в зависимости от массовой доли серы в дегазированной нефти

(табл.1 Г) выделяется 4 класса

Таблица 1Г

Классы нефти

Класс

Наименование нефти

Малосернистая

Сернистая

Высокосернистая

Особо высокосернистая

Массовая доля

серы, %

До 0,6 включ.

От 0,6 до 1,8 включ

От 1,8 до 3,5 включ

Свыше 3,5

Метод

испытания

По ГОСТ

1437

' Авторы считают, что

предлагаемый

в ГОСТе термин нуждается в

существенной

корректировке.

ТИПЫ

в зависимости от плотности нефти и массовой доли парафина

в ней, а при поставке на экспорт

—

дополнительно по выходу

фракций нефть подразделяется, (табл. 2Г) на 5

типов

Таблица 2Г

Нормы значений плотности для типов нефти

Параметр

*- - 2

о '-^ о.

о", "

-3 с

низ

о ж и

ч ^^ н

С а

о.

и-1

Тип нефти

РФ

Экс.

Не более

830

Не более

834,5'

РФ

Экс.

830,1-850

834,6-854,4

РФ

Экс.

850,1-870

854,5-874,4

РФ

Экс.

870,1-895

874,5-8993

РФ

Экс.

Более

895

Более

899,3

Метод

испытан

ия

ГОСТ

3900

ГОСТ

Р51069

Ж 41 Н

5 о н

200

300

350

ГОСТ

2177

Массовая

доля

парафина,

% масс,

не более

Примечания:

- -

ГОСТ

11851

/. Определение плотности при 20 С обязательно до

января 2004 г.;

определение плотности при 15 С обязательно с

января 2004 г.

Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций)

нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с

большим номером, то нефть признают соответствующей типу с

большим номером.

«-» не нормируется.

ГРУППЫ

по степени подготовки добываемой из недр нефти к транспор-

ту и передаче потребителю товарная нефть подразделяется,

(табл. ЗГ) на 3

группы

Группы качества подготовки товарной нефти

Таблица ЗГ

Показатель

Массовая доля воды, %,

не более

Концентрация

хлористых солей,

г/мЗ (мг/л),

не более

Массовая доля

механических примесей,

не более

Давление насыщенных

паров

при температуре 37,8 "С

в бомбе Рейда, кПа,

не более

Содержание

хлорорганических

соединений, млн.-' (ррт)

Примечание

Норма показателя

для группы качества

0,5

100

0,5

300

1,0

900

0,05

66,7 (500

мм.

рт. ст.)

Не нормируется.

Определение обязательно

Метод

испытания

ГОСТ 2477

ГОСТ 21534

ГОСТ 6370

ГОСТ 1756

АСТМ Д 4929-99

Стандартный

метод

определения

органических

хлоридов,

содержащихся

в сырой нефти

Если по одному из показателей нефть относится к группе

меньшим

номером,

по другому

- к

группе

большим

номером,

то

нефть признается соответствующей группе качества

большим

номером (подготовлена

хуже).

ВИДЫ

по содержанию сероводорода и легких меркаптанов товарную

нефть подразделяют, (табл. 4Г) на 3 вида

Таблица 4Г

Виды товарной нефти

Показатели

Массовая доля

сероводорода, млн.-'(р/)ш),

не более

Массовая доля

метил- и этил- меркаптанов

(в сумме), млн.-' (ррт),

не более

Примечания

Нормы показателей для

видов нефти

100

Метод

испытания

ГОСТ

Р 50802

Нормы по показателя-и

табл.

4Г

являются

факультатив-

ньши до

января 2004

г.

Определение обязательно для набора

данных.

Нефть с нормой «менее 20

млн.

'»

по показателю

данной

таблицы считается не содержащей

сероводород.

В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товар-

ной нефти (шифр) состоит из четырех цифр, разделенных точ-

ками, каждая из которых соответствует обозначению значения

показателей:

• (I) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти.

При поставке нефти на

экспорт

к обозначению типа товар-

ной нефти добавляется индекс «э».

ПРИМЕР П1.1

Характеристика товарной нефти

Поставка нефти потребителю в России

В товарной нефти:

• содержится - 1,15 % масс серы, (класс 2);

• плотность нефти при 20 'С - 860 кг/м"*, (тип 2);

• концентрация хлористых солей в нефти - 120 мг/л,

обводненность - 0,4 % масс, (группа 2);

• сероводород отсутствует (вид 1).

Шифр нефти

2.2.2.1

ГОСТ

Р51858-2002

Поставка нефти на экспорт

В товарной нефти:

• содержится - 1,15 % масс серы, (класс 2);

• плотность нефти при 20 °С - 860 кг/м^; выход

фракций при температуре перегонки до 200 С - 26

% об., до 300 'с - 46 % об., 350

°С

% об.;

массовая доля парафина -

4,1%

об. (тип 2э);

• концентрация хлористых солей в нефти - 90 мг/л,

обводненность - 0,4 % масс,

(^)уппа

1);

• сероводород отсутствует, (вид 1).

2.2Э.1.1

ГОСТ

Р051858-2002

В скважинах в процессе подъема пластовой нефти с глуби-

ны (от интервала перфорации эксплуатационной колонны до

устья скважины) происходит ее частичное разгазирование из-

за снижения давления ниже давления насыщения пластовой

нефти газом. Поэтому скважинная продукция нефтяных мес-

торождений всегда представляет собой сложную многофазную

и, как правило, высокодисперсную систему. /

Проектирование скважинной добычи нефти, технологии

сбора и промысловой подготовки ее к транспорту, анализ эф-

фективности уже реализованных технологических схем сбора и

подготовки нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых вод

обуславливают необходимость проведения большого количе-

ства расчетов физико-химических свойств добываемой нефти

и нефтяного газа в широком диапазоне термобарических усло-

вий суш;ествующих на промыслах.

Далее представлено обоснование моделирования компонен-

тного состава пластовой нефти, алгоритмы и методики расчета

физико-химических свойств добываемой скважинной продук-

ции нефтяных месторождений.

1.2. Основные понятия, термины

определения

Для упрощения дальнейших выводов формул при-

мем, что добывающие скважины дают безводную

\1 I нефть, учитывая, что общность рассмотрения воп-

^ росов разгазирования добываемой нефти при этом

не нарушается.