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

Подождите немного. Документ загружается.

201

о Давление в приемной камере пробоотборника,

о Пробы считаются идентичными, если расхождение зна-

чений контрольных показателей не превышает 3 %.

Полный комплекс типового исследования глубинных проб

обеспечивает определение следующих параметров физико-хи-

мических свойств пластовой нефти:

• РУТ

—

соотношения:

—

Давление насыщения пластовой нефти газом при темпе-

ратурах:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

— Коэффициент объемной упругости (коэффициент сжи-

маемости) при разных давлениях в диапазоне от пластового до

давления насыщения пластовой нефти газом при температу-

рах:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

—

Температурный коэффициент давления насыщения плас-

товой нефти газом.

—

Температурный коэффициент объемного расширения пла-

стовой нефти при пластовом давлении, изменении давления

от пластового до давления насыщения пластовой нефти газом

в интервале температур:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

— График зависимости плотности пластовой нефти от дав-

ления при температуре:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

• Однократное стандартное разгазирование (ОСР) пластовой

нефти при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа:

— газовый фактор пластовой нефти;

— объемный коэффициент пластовой нефти при

о пластовом давлении,

о давлении насыщения пластовой нефти газом;

— плотность пластовой нефти;

—

плотность дегазированной нефти (при 20 °С);

—

плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти при тем-

пературе 20 °С и давлении 101,325 кПа;

— компонентный состав нефтяного газа ОСР пластовой

нефти по следующим компонентам: азот (включая редкие),

202

диоксид углерода, сероводород, метан, этан, пропан, изо-

бутан, н-бутан, изо-П]((нтан, н-пентан, сумма гексанов, сум-

ма гептанов;

— компонентный состав дегазированной нефти по тем же

компонентам;

— компонентный состав пластовой нефти.

• Молярная масса:

— нефтяного газа ОСР пластовой нефти;

— дегазированной нефти;

— пластовой нефти;

—

условного компонента УК С^^.

• Контактное (и дифференциальное) разгазирование пластовой

нефти при пластовой температуре:

— газовый фактор нефти в зависимости от давления в ин-

тервале от давления насыщения пластовой нефти газом до ат-

мосферного;

— объемный коэффициент нефти в зависимости от давле-

ния в интервале от давления насыщения пластовой нефти га-

зом до атмосферного по отношению:

о к объему дегазированной нефти (при атмосферном дав-

лении и температуре 20 °С);

о к объему дегазированной нефти (при атмосферном дав-

лении и пластовой температуре);

—

плотность нефтяного газа в зависимости от давления раз-

газирования в интервале от давления насыщения пластовой

нефти газом до атмосферного (приведенная к нормальным ус-

ловиям (101,325 кПа и 0°С));

— компонентный состав нефтяного газа и расчетная плот-

ность его при различных процессах разгазирования: контакт-

ном или дифференциальном и давлениях разгазирования в ди-

апазоне от давления насыщения пластовой нефти газом до ат-

мосферного при температурах:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

• Ступенчатое разгазирование проб пластовой нефти

при

задан-

ных ступенях разгазирования и термобарических условиях в них:

— газовый фактор пластовой нефти (нормировка по объему

дегазированной нефти);

203

— компонентный состав нефтяного газа на ступенях разга-

зирования;

— расчетная молярная масса нефтяного газа на ступенях

разгазирования;

— плотность нефтяного газа на ступенях разгазирования;

— объемный коэффициент нефти на всех ступенях разгази-

рования;

—

плотность нефти при 20 °С после ступенчатой сепарации.

• Вязкость пластовой нефти в интервале давлений от плас-

тового давления до атмосферного при температурах:

о пластовой, промежуточной и 20 °С.

• Температура насыщения пластовой нефти парафином при

пластовом давлении (по ОСТ 39.034-76).

• Физико-химический анализ дегазированной нефти по пе-

речню:

—

плотность при 20 °С;

— молярная масса;

—

динамическая вязкость при 20 и 50 °С;

— температура застывания;

— температура начала кипения;

— содержание, % масс:

о парафина,

о серы,

о смол силикагелевых,

о асфальтенов,

о воды,

о солей,

о кислотное число,

о фракционный состав (разгонка нефти по Энглеру).

• Число ступеней сепарации и соответствующие им давле-

ния и температуры должны соответствовать реальной схеме

сепарации нефти на месторождении или предполагаемой в бу-

дущем схеме разгазирования нефти в процессе ее сбора и под-

готовки к транспорту.

204

Глава 6. Расчет кривой разгазирования по неполным

данным ОСР пластсюой нефти

Как показывает опыт, специализированные центры по ис-

следованию пластовых флюидов особенно крупных нефтяных

компаний, таких как ТНК-ВР, ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнеф-

тегаз,

Сибнефть и другие, составляют достаточно полные и

квалифицированные технические отчеты по исследованию глу-

бинных проб пластовой нефти в соответствии с ОСТ 39 112-80.

Вместе с тем часто возникают типичные ситуации, в кото-

рых объем экспериментальной информации о физико-хими-

ческих свойствах или существенно ограничен, или по каким

либо причинам не доступен. Особенно актуальной проблема

получения информации о физико-химических свойствах сква-

жинной продукции становится при реализации различных ва-

риантов смешивания нефтепромысловых потоков в системах

промыслового обустройства нефтяных месторождений для под-

бора оптимальных технологических параметров работы нефте-

промыслового оборудования.

С другой стороны запросы нефтепромысловой практики

настолько многообразны, что становится актуальной задача

оценки всех необходимых свойств пластовой и промысловой

нефти по имеющимся неполным экспериментальным данным

их исследования, как на вновь открываемых и вводимых в проб-

ную эксплуатацию нефтяных месторождениях, так и на уже

завершающей стадии совместной разработки залежей.

Анализ нефтепромысловой практики применения методик

подбора скважинного глубинного оборудования (расстановки

клапанов при газлифтной эксплуатации скважин, плунжер-

ных насосов (ШГН), электроцентробежных насосов (ЭЦН) и

других) показывает, что качество подбора оборудования оп-

ределяется полнотой учета в этих методиках свойств сква-

жинкой продукции при термобарических условиях откачки.

Совершенно очевидно, что научно обоснованное проектиро-

вание системы обустройства промыслов, оценка пропускной

способности существующих объектов промыслового обустрой-

205

ства месторождения, разработка предложений по реконструк-

ции действующей системы обустройства нефтяного промыс-

ла невозможны без грамотного расчета результатов разгазиро-

вания пластовой нефти.

6.1.

Расчет давления насыщения пластовой нефти газом

при 20 °С

Следуя рекомендациям отраслевой методики расчета фазо-

вых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконден-

сатных систем [53], определение давления насыщения нефти

газом в зависимости от температуры производится в следую-

щей последовательности:

В самом общем случае необходимо определить, в каком

состоянии находится пластовая нефть:

если

1^гк,,г^К (2.7)

то пластовая нефть находится в состоянии жидкости (одно-

фазная система), следовательно

16 дг;'

если Еу^^1 , (2.8)

ТО изучаемая система находится в газообразном состоянии

(однофазная субстанция) и

N;^=^,

Щ,т=^.„ 7^,^,,=0,/=1...16;

если же ни одно из указанных неравенств не выполняется,

то смесь находится в состоянии двухфазного равновесия.

Отметим, что проверка условия (2.8) для нефти и нефтяных

систем, в принципе не нужна, так как в нефти всегда присут-

ствует нелетучая часть.

206

Определение давления насыщения пластовой нефти газом

Для определения давления насыщения нефти газом необхо-

димо переписать неравенство (2.7)

виде уравнения:

/•=/

2^,-^,,,г

(2.9)

Это уравнение справедливо

для

термобарических условий,

при которых пластовая нефть находится

состоянии насыще-

ния,

давление равно давлению насыщения нефти газом

при

температуре

системе

Т.

При любой рассматриваемой температуре

Т (в том

числе

при 20 °С) расчет давления насыщения любой нефти газом

(в

том числе пластовой) сводится

численному рещению уравне-

ния (2.9) (например, методом итераций):

— задается первое приближение величины давления насы-

щения нефти газом, которое явно превышает реальное значе-

ние давления насыщения нефти газом

р^р>

д,

МПа;

— выбирается шаг по давлению

зависимости

от

близости

первого приближения

реальной величине;

общем случае,

если близость первого приближения неизвестна,

то

рекомен-

дуется принимать величину шага

по

давлению равной Л^"-10

МПа;

—

определяются константы фазового равновесия компонен-

тов пластовой нефти

для

заданных значений давления

(Р1'^=Р1''^-^^Р^) И температуры (Т);

— вычисляется левая часть уравнения (2.9)

найденными

значениями констант фазового равновесия:

1N^к,(р^'\т),

(2.10)

1=1

— если невязка

е < 1:

то Л(;) =/;(;'), (2.11)

207

Р?Щ''-Н^},

(2.12)

если невязка

е > 1:

то

А;;) =

0,1

•А;,;'),

(2.13)

РГ'^/'У'+ЛГ-Й;?,

(2.14)

— после чего определяются новые значения констант фазо-

вого равновесия компонентов пластовой нефти

для

следующе-

го приближения

по

давлению насыщения нефти газом

и по-

вторяется расчет

по

формулам (2.10)...(2.14);

—

давление насыщения нефти газом можно считать найден-

ным, когда

шаг по

давлению становится меньше

10 кПа; при

этом значение невязки

е не

превышает

10''.

Представленный алгоритм расчета давления насыщения

не-

фти газом позволяет определить изменившуюся

его

величину

из-за изменения температуры

системе

при

известном составе

или из-за изменения состава системы

при

неизменной темпе-

ратуре,

то

есть определить величину нового давления насыще-

ния нефти газом, необходимую

для

расчетов свойств скважин-

кой продукции.

Описанный алгоритм расчета давления насыщения нефти

газом

зависимости

от

температуры

состава системы наи-

лучшим образом реализуется

при

использовании популярных

программных продуктов символьной математики систем

МаШсай, Вег1Уе, МаЛетаИса, МАТЬАВ, Марк, имеющих «ты-

сячи встроенных

библиотечных функций

изумительные

возможности графической визуализации вычислений»

[54].

6.2. Расчет молярной доли нефтяного газа в зависимости

от

давления разгазирования при ОСР пластовой нефти

В экспериментальных данных

ОСР

пластовой нефти сведе-

ния

фазовом соотношении нефтяного газа

дегазированной

нефти содержатся

данных

газовом факторе пластовой

не-

фти

С.

Выполнив некоторые преобразования

и,

используя

ог-

208

раниченную часть дополнительных экспериментальных данных,

из него можно вычислид'ь молярную долю нефтяного газа ОСР

пластовой нефти

Л^дср

•

1ак

как т/' , а из

определения плотности следует,

что

Л'

_ ^ОСР

РоСР

Уоср =

<ср /

Роср

Уоср

= Чся/

Р'оср,

то ^' - "^ ^^

Ис-

ходя

из

определения молярной массы, имеем /Яд^

Л/^ся"

'^оср

т'о^р

М'оср

•

п'о(-р.

Последующее использование полученных

выражений

для

соответствующей замены, дает

г: - ^оср

РОСР

^ОСР ,^ , ^,

"^ОСР

У^ОСР

"ОСР

Молярная доля нефтяного газа ОСР пластовой нефти МД^Р

по определению равна

М" = ^ОСР _ ^

^^ОСР -

^оср ^ '^оср 1 +

^'^с'Р

и'

"ОСР

^оср _ "^оср РОСР

Из (2. 15) находим

7^^ ~ г

17^

7/^ .

подставляя найден-

ное/' " ^"оср РОСР

ный результат

искомую функцию, получим

^осР=

;^1 „. • (216)

-'"ОСР Ь^ОСР

^оср

РОСР

Формула (2.16) позволяет найти молярную долю нефтяного

газа ОСР пластовой нефти

по

экспериментальным данным

ис-

следования глубинных проб:

209

• С

—

газовый фактор пластовой нефти, мУм^ (объемы не-

фтяного газа ОСР пластовой нефти и дегазированной нефти

при стандартных условиях: 20 °С и 100 кПа);

•

Мд(^р,М'о(^р—

молярные массы нефтяного газа ОСР плас-

товой нефти и дегазированной нефти, соответственно;

•

р'оср,Роср~

плотности дегазированной нефти и нефтяного

газа ОСР пластовой нефти соответственно (при стандартных

условиях: 20 "С и 100 кПа).

Рассмотрим более подробно решение задачи фазовых соот-

ношений углеводородных систем (в том числе «пластовая нефть

—

нефтяной газ») при термобарических условиях: давление

—

р,

температура —Тс использованием аппарата констант фазо-

вого равновесия:

к..(р,Т),

/ = 1-16, где к1=^.

Для любого / —.го компонента пластовой нефти можно за-

писать материальный баланс в виде

п,=п;{р,Т)

п;{р,Т), / = 1-16. (2.17)

Из (2.17) следует:

М^

М;{р,Т)- М'{р,Т)+ М:{р,Т)- М'{р,Т), 1= 1-16, (2.18)

откуда молярная доля /

—

го компонента в нефти равна:

^<^^'^'>=1 + М'{р,Т).[к,{р,Т)-1)' '• = 1-16> (2.19)

. . ^. N:{р, Т)

где '^^'^^ М:{р,Ту'^^-^^-

^2-2^^

Из определения (2.20) и (2.19) находится состав нефтяного

газа:

м'(пг\

^гк,.{р,Т)

14 И.И. Дунюшкин

210

/16

Учитывая,

что 2^^'

2^^', и,

используя (2.19)

(2.21),

получим уравнение,

котором

при

известном составе

пласто-

вой нефти

(или

изучаемой углеводородной смеси) содержится

только одно неизвестное

—

молярная доля нефтяного газа

системе М''{^р,Т),

учетом того,

что

константы фазового рав-

новесия компонентов известны

или

могут быть рассчитаны

(смотри предыдущие разделы пособия) предварительно:

16 16

М-(к-(о

Т)-1)

' ^, • Ь\^М'{р,Т).(к.,{р,Т)-1) ' (2.22)

где

Л'^,

/=1-16

—

молярная доля

/-го

компонента

пластовой

нефти;

к1(р,

Т) —

константа фазового равновесия /-го компонента пла-

стовой нефти

при

термобарических условиях (р,7).

Таким образом, формула (2.22)

результате

ее

численного

решения позволяет найти молярную долю нефтяного газа

рав-

новесной двухфазной системе, если известен

ее

компонентный

состав

при

произвольно задаваемых термобарических условиях.

При стандартном разгазировании пластовой нефти

по ОСТ

39 112-80 процесс разгазирования производится

при 20

°С, сле-

довательно, молярная доля нефтяного газа

при

давлении

М'[р,293

К)

может быть найдена

из

уравнения (2.22), запи-

санном

виде

1г.

Мг(к,{р,293К)-\)

М'{р,293К)-(к,{р,293К)-\)

•

(2.23)

ПРИМЕР

2.1

Рассчитать молярную долю нефтяного газа

ОСР

пластовой

не-

фти

по

формуле (2.16), если

из

результатов исследования глубин-

ных проб добываемой нефти известно: