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

Подождите немного. Документ загружается.

.^ 231

многокомпонентных систем нефтепромысловой практики. Сре-

ди требований, которые предъявляются к уравнениям состоя-

ния

—

возможность их использования для описания как газо-

вой, так и жидкой фаз.

В настоящее время известно большое число уравнений со-

стояния, наиболее используемые из них: Редлиха

—

Квонга,

Соава

—

Редлиха

—

Квонга, Пенга

—

Робинсона. Описание их и

возможности применения в нефтепромысловой практике мож-

но найти в работах [9, 10, И].

7.1,2,

Решение

задачи фазовых

соотношений

(нефть

— нефтяной

газ)

Рассмотрим более подробно решение задачи фазовых соот-

ношений с использованием аппарата констант фазового равно-

весия: 1с,{р,Т), /= 1-16.

«, = п;{р,Т)

п;{р,Т), 1= 1-16. (2.63)

Из (2.63) следует:

N,.=N:{р,Т).N'{р,Т)

N;{р,Т)•N'{р,Т), 1= 1-16, (2.64)

откуда

^^^^'^^=1

М'{р,Т).[к^{р,Т)-\)^ '• = 1-1б> (2-65)

где '^^'^^Щ^''=^-^^- <2-^^)

Из (2.65) и определения (2.66) можно найти состав нефтяно-

го газа:

232

16 16

Учитывая, что 2^ ^;'- X'^'', и, используя (2.65) и (2.67),

получим уравнение, в котором при известном составе пласто-

вой нефти содержится только одно неизвестное

—

молярная

доля нефтяного газа в системе, с учетом того, что константы

фазового равновесия компонентов известны или могут быть

рассчитаны заранее:

2;^'-5:^'=|;и^>,г).(МАп-') • <^-'''

где

Л^,,

/ =

1-16.—

молярная доля /-го компонента пластовой

нефти;

Л,

[р, Т)

—

константа фазового равновесия /-го компонента

пластовой нефти при термобарических условиях

{р,Т).

Найдя М''[р,Т) из (2.68), например, методом итераций,

вычисляются:

• компонентный состав промысловой нефти, М-[р,Т), / =

1-16, при термобарических условиях (р, 7), (2.65);

• компонентный состав нефтяного газа, М''[р,Т), / = 1-16,

при тех же термобарических условиях (р, Т), (2.67);

• молярную массу промысловой нефти М'[р,Т):

^-(лГ)'Е^'и^-(,,ГИ^,(;,,Г)-1). (2.69)

• молярную массу нефтяного газа М''[р,Т):

и-1 т\ Х'и 11,-к,(р.Т)

''^''•^^'^"'Л.м-[р.ту(к,(р,т)-х) (2.70)

233

Из определения молярной массы и молярной доли /-го ком-

понента, как было показано выше, молярная масса пластовой

нефти рассчитывается по формуле:

л/^=1:л/,-7^,

(2.71)

7.1.3.

Расчет кривой разгазирования пластовой нефти в

неизотермическом трубопроводе (скважине)

Одной из основных задач подбора нефтепромыслового обо-

рудования является оценка удельного (на одну тонну или на

один кубометр дегазированной нефти) объема нефтяного газа

(приведенного к стандартным (20 °С; 100 кПа) или нормаль-

ным (О °С; 101,3 кПа) условиям) в зависимости от давления при

заданной температуре разгазирования. В нефтепромысловой

практике эта зависимость известна как «кривая разгазирования

нефти» (пластовой).

Использование аппарата констант фазового равновесия по-

зволяет достаточно просто рассчитать кривую разгазирования

пластовой нефти во всем диапазоне промысловых температур.

Зная справочные данные однократного стандартного разгази-

рования (ОСР) пластовой нефти по ОСТ 39 112-80, из (2.47) легко

получить кривую разгазирования пластовой нефти при любых

термобарических условиях ее равновесного разгазирования:

^ОСР

п.

1К

Т Рст

ст

(2.72)

или

2-('''^).й^(лГ)

N^(Р.Т)•

Яоср

(

Рос/-

^т ] Т^

СТ

Рст

(2.73)

234

Ост

{р>Т)—

газовый ф^тор

пластовой

нефти при давлении

р и температуре Т (объем нефтяного газа приведен к стандарт-

ным условиям);

^ст {Р>

Т) ~ удельный газовый фактор пластовой нефти при

давлении р и температуре Т (объем нефтяного газа приведен к

стандартным условиям).

Связь между кривой разгазирования, приведенной к стан-

дартным условиям (СТ) и той же кривой, приведенной к нор-

мальным условиям (НОР), очевидна:

Осг{р,Т)

1Ш2-0'„ор{р,Т)

или 0'„{р,Т)

\,()Шб'„ор{р,Т) . (2.74)

Для оценки количества нефтяного газа, оставшегося раство-

ренным при рассматриваемых термобарических условиях, кото-

рый мог бы выделиться из нефти в процессе ее контактного раз-

газирования при дальнейшем изотермическом снижении давле-

ния в системе до атмосферного, в первом приближении для рас-

сматриваемого алгоритма можно поступить следующим образом:

• оценим потенциальный газовый фактор пластовой нефти

при температуре в системе Т и атмосферном давлении

/»д,= 0,1 МПа

Сет {Ро.1>Т)

(условно атмосферное давление при-

нимается 100 кПа):

^ст [Ро.1>Т)

= ^, =

^'(Ро,„Т\

м.

Т_р^; (2.75)

Тст Р

• газонасыщенность нефти при температуре в системе Т и

давлении/) Г^ст{Р>Т)^ приведенном алгоритме принимается

как разность:

235

Г'и.ст{Р.Т)

Ссг{Ро.„Т)-0'„{р,Т). (2.76)

Таким образом, все величины здесь и далее в уравнениях,

определяющих массовые расходы отдельных компонентов и

равновесно сосуществующих фаз;

—

нефтяного газа и

—

промысловой нефти

при термобарических условиях любого элемента промыслового

обустройства месторождения:

• скважины, выкидного трубопровода,

• АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка),

• нефтегазовый сепаратор,

• концевые делители фаз и т. д., могут быть рассчитаны,

используя формулы (2.65)-(2.71).

7.2.

Связь массового и компонентного составов нефти и не-

фтяного газа в безводной составляющей добьшающих скважин

Анализ промысловой информации по дебитам скважин по-

казывает, что работники промыслов обычно не могут уверенно

сказать о какой нефти:

• пластовой,

— промысловой,

о дегазированной или, наконец,

• товарной

содержатся сведения в рапортах о дебитах добывающих сква-

жин (по нефти) и, как следствие, по жидкости.

Совершенно очевидно, что коэффициент пересчета числа

оборотов вертушки замерного устройства в объем жидкости, и,

как следствие, дебит добывающих скважин, должны устанав-

ливаться соответствующим стандартом предприятия (СП) по

обоснованию его величины. Пересчетный коэффициент на каж-

дом месторождении (на каждой автоматизированной группо-

вой замерной установке (АГЗУ)) является функцией:

• физико-химических свойств пластовой нефти,

• фазового и дисперсного состава промысловой нефти при

термобарических условиях АГЗУ,

236

• обводненности и эффсйивной вязкости скважинной продук-

ции при термобарических условиях

накопительной емкости АГЗУ,

• времени задержки (дебита) скважинной продукции

АГЗУ и др.

Не останавливаясь более подробно на объективных и субъек-

тивных причинах сложившейся ситуации на промыслах, мож-

но сказать, что в России погрешность измерения дебита сква-

жин по промысловой и, как следствие, дегазированной нефти

оценивается авторами около 5%.

В данном разделе приводятся аналитические зависимости,

позволяюшие представлять составы добываемой нефти в мас-

совых и молярных долях компонентов пластовой нефти разра-

батываемой залежи.

Эти зависимости позволяют научно обоснованно оценивать:

• количество паров испарившейся нефти в составе нефтяно-

го газа и его состав;

• количество газа пластовой нефти, оставшегося в растворен-

ном состоянии в нефти при данных термобарических условиях;

• технологическую эффективность предложений по оптими-

зации термобарических условий системы сбора скважинной

продукции и др.

Массовый дебит скважин по пластовой нефти поступающей из

эксплуатационного объекта в скважину, по промысловой нефти и

по нефтяному газу может быть представлен следующим образом:

^;ы=Е^', (2.77)

д^=д;{р,Т)

д;{р,Т),1

1-16, (2.78)

<1'{Р>Т) =

%:{Р,Т),

(2.79)

Я'{Р.Т)

1я:{Р,Т), (2.80)

237

где

9,.

—

массовый дебит скважины по /-му компоненту, / = 1-16;

д-[р,Т)—

массовый дебит скважины по /-му компоненту в

составе жидкой фазы (безводной нефти) скважинной продук-

ции, / = 1-16;

д'{р, Т)

—

массовый дебит скважины по /-му компоненту в

составе газообразной фазы скважинной продукции, / = 1-16.

ПРИМЕР 2.3

Допустим, / = 4 (метан). Проиллюстрировать физическую сущ-

ность уравнения материального баланса (2.28).

РЕШЕНИЕ

На примере метана (при / = 4) из уравнения (2.28) следует, что

массовый ^ебит скважины по метану

д^

складывается из ее дебита по

метану, содержащемуся в нефтяном газе (газообразной фазе) ^^ и в

промысловой нефти (жидкой фазе) д^ в растворенном виде .

По определению, молярная масса /-го компонента равна:

^/-|,/=1-1б, (2.81)

где «,=—,/=1-16 (2.82)

/I,

—

количество /-го компонента пластовой нефти, поступа-

ющей из скважины за время т, моль;

д^ — массовый дебит скважины по /-му компоненту, кг/с;

следовательно, по аналогии с определением (2.81) для плас-

товой нефти легко показать, что

^«^Л/^-«^=Е^/-«'- (2-83)

238

Введем обозначение ма~ссовой доли нефтяного газа (газооб-

разной фазы), образующейся при разгазировании пластовой

нефти, то есть разделении системы (в рассматриваемом случае

пластовой нефти) на газообразную и жидкую фазы при давле-

нии ниже давления насыщения пластовой нефти газом \^'(р, Т)

и выведем выражение для ее вычисления:

а М

•

Чпл "^

пл

^М'{р,Т)

М'{р,Т)

м.

(2.84)

откуда дебит скважины по нефтяному газу равен:

М'{р,Т)

д'{р,Т)

д^.Ы'{р,Т).

М.

(2.85)

Для дебита скважины по промысловой нефти получим

я'{р,т)

Яп.-(^-^'{р,т))^чА^-^'{р,ту^^^^^

м.

(2.86)

или

"пл •'"пл

откуда д'{р,Т)

д^.{1-Ы'{р,Т))Щ^

(2.87)

В нефтепромысловой практике подбора оборудования для

эксплуатации добывающих скважин широко используется де-

бит скважины по дегазированной нефти:

Я'(Ро,1>Т2о) = д'осР

(2.88)

Выражение (2.88) представляет собой эквивалентнь

чения массового дебита добывающей скважины по дет

ной нефти для удобства использования в различных (

Используя (2.86) или (2.87), легко представить ]

формулу для нахождения дебита добывающей скв;

промысловой нефти в любом ее сечении (например,

скважинного глубинного насоса) через дебит этой

по дегазированной нефти:

Я{Р,Т) Ясс. М^-К,,.М1,,

или эквивалентное выражение:

\-N\р,Т) М'{р,Т)

я{р,Т)

= ЯосР

^_^, '• ^, '.

* •''' ОСР "^ ОСР

Аналогично, можно представить расчетные фо]

нахождения массового дебита добывающей скважи

фтяному газу в любом ее сечении с термобарически!

ями

{р,Т):

Я{Р,Т) ЯосР

м^-К,,.М',,,

или эквивалентное выражение

Я {Р'Т) =

яоср^^_\.

ч- ^. '.

Исходя из сформулированных выше определение

НИИ материального баланса, ниже, приведен еще р^

НИИ для оценки потоков отдельных компонентов

нефти в равновесных условиях разгазирования (/ = ?

=Я..-^,

' м„

240

Я:{р,Т)

^^•N;{р,Т).{^-N'{р,Т)).^^ (2.94)

я:{р,Т)

д^-М:{р,Т).Ы'{р,Т).^_ (2.95)

Аналоги расчетных формул (2.93)-(2.95) с использованием

дебита добывающей скважины по дегазированной нефти (2.88)

представлены ниже:

N М

Я>=Яос.,^Г^-^ ./=1-16; (2.96)

^ ^^ ОСР "^ОСР

я:{р.Т)

доср-М;{р,Т)^~^'^^'^У-^ ,/=1-16; (2.97)

,;^,,Т).,',„ЩкрЕ^.М^

,,.,.16;

(2.98)

Таким образом, задача нахождения количества нефтяного

газа и безводной промысловой нефти, а также (при необходи-

мости) отдельных компонентов в составах газообразной и жид-

кой фаз в любом элементе системы нефтяного промысла:

• добывающих скважинах,

• объектах промыслового обустройства и др.

свелась к решению задачи фазовых соотношений пластовой

нефти, то есть нахождению М'[р,Т)

при

известном ее (плас-

товой нефти) компонентном составе и заданных термобари-

ческих условиях разгазирования.

ПРИМЕР 2.4

Пусть дебит безводной добывающей скважины по дегазирован-

ной нефти равен 67 т/сут. Из результатов исследования глубинных

проб добываемой нефти известно:

• молярная масса пластовой нефти 90 г/моль;