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

Подождите немного. Документ загружается.

241

• молярная масса нефтяного газа ОСР

пластовой нефти 28,83 г/моль;

• молярная масса

дегазированной нефти 183 г/моль;

• молярная доля нефтяного газа

ОСР пластовой нефти 58,75 %моль.

Давление на входе в насос составляет 2 МПа, температура потока

на входе в насос 63 °С. По результатам расчетов фазовых соотноше-

ний на входе в насос найдено:

• молярная доля нефтяного газа 44,46 %моль

• молярная масса нефтяного газа 24,83 г/моль

• молярная масса

промысловой нефти 147 г/моль.

Рассчитать поток промысловой нефти, поступающий в насос,

спущенный в добывающую скважину и массовый поток нефтяного

газа перед входом в насос.

РЕШЕНИЕ

По формуле (2.89) получим:

.•(.мп..«-с).«.:»:''."':и'з.,2.4,х/су,;

90-0,5875-28,83

аналогично по формуле (2.90) будем иметь:

'1-0,4446'! 147

9'(2МПа, 63°С) = 67- = 72,46 т/сут.

1-0,5875]

183

Для потока нефтяного газа расчет производится по формуле (2.91):

или по формуле (2.92):

,'(2МПа,6ГС) = 67.^«^.^ = 9,80 т/сут;

Расхождение в полученных результатах вызвано погрешностями

округлений результатов расчетов фазовых соотношений и особенно

заметно при оценке потока нефтяного газа.

16 И.И.Дунюшкнн

242

Глава 8. Расчет зависимости объемного коэффициента

пластовой нефти от давления при ОСР пластовой нефти

Для расчета физических (в частности, объемных) свойств

промысловой нефти необходима, как минимум, хотя бы часть

информации по объемным свойствам, получаемой при стан-

дартном исследовании глубинных проб пластовой нефти (в со-

ответствии с ОСТ 39 112 - 80).

Далее в этой главе в качестве исходной информации ис-

пользуется только часть данных однократного стандартного

разгазирования (ОСР) пластовой нефти (ОСТ 39 112

—

80), при-

ложение П.1:

Рос/> ~ плотность

дегазированной

нефти при стандартных

условиях, кг/м^;

М'оср ~ вязкость

дегазированной нефти

при стандартных

условиях, мПа-с;

Сдср

~~ газовый фактор пластовой нефти —

отношение объе-

ма нефтяного газа к объему

дегазированной

нефти,

об-

разовавшихся после ОСР пластовой нефти, мУм^;

Рост

относительная (по воздуху)

плотность нефтяного газа

ОСР пластовой нефти;

^юср ~ молярная (или объемная

—

(^'оср)

Доля /-го компо-

нента в нефтяном газе ОСР пластовой нефти, / = 1-15;

^'оср

молярная масса /-го компонента в нефтяном газе

ОСР пластовой нефти, / = 1-г, где г < 15.

Подчеркнем, что два последних типа параметров

(^юср и М'дср, при / = 1-15) в совокупности опре-

деляют

компонентный состав нефтяного

газа ОСР пла-

стовой нефти;

р^

— давление насыщения пластовой нефти

газом.

МПа;

р^

- пластовое давление, МПа;

1^^

—

пластовая температура, °С.

Совершенно очевидно, что чем больше известно экспери-

ментальных данных о свойствах и составе пластовой нефти.

243

тем точнее и полнее могут быть рассчитаны недостающие дан-

ные о влиянии термобарических условий разгазирования на

физико-химические свойства промысловой нефти и нефтяно-

го газа.

8.1.

Расчет объемного коэффициента пластовой нефти с

использованием корреляционных зависимостей

По определению

объемный коэффициент

пластовой нефти

—

отношение объема пластовой нефти с растворенным в ней га-

зом при пластовых условиях к объему дегазированной нефти.

Расчетные оценки объемного коэффициента пластовой не-

фти выполняются по алгоритму, описанному в работах [4, 5]. В

основе этого метода

—

использование принципа суперпозиции

при учете влияния на объем нефти таких параметров, как:

• давление,

• температура и

• количество растворенного в нефти газа.

Объем добываемой в единицу времени пластовой нефти (с

растворенным в ней газом), например, в термобарических ус-

ловиях залежи 0^

{Рп;,>'^пл)>

складывается из объемного потока

дегазированной нефти 2'(/)д,Г^(,)(эквивалентное обозначение

боср) и поправок на:

— пластовое давление

А О

[р^),

— пластовую температуру ДС(Г^),

—

растворенный нефтяной газ

О"

[р^,

Т20)

(или эквивален-

тное обозначение

^!^^^^р).

Исходя из справедливости принятого принципа суперпози-

ции по влиянию на объем нефти:

• растворенного в ней газа и

• термобарических условий:

о давления и

о температуры.

244

следует, что

'''" - /)' О' О' О' • ^^•^^'

Слагаемые уравнения (2.99) можно определить, используя

накопленную общеотраслевую экспериментальную базу данных

по изучению:

• коэффициента температурного расширения дегазирован-

ной нефти;

• коэффициента объемной сжимаемости дегазированной не-

фти;

• изменения объема нефти из-за растворения в ней компонен-

тов пластовой нефти, агрегатное состояние каждого из которых,

при стандартных условиях, газообразное (смотри часть 1).

Исходя из определения, коэффициент температурного рас-

ширения дегазированной нефти а'можно представить в виде:

, 1 Аа(г)

откуда для рассматриваемого примера (расчет объемного

коэффициента пластовой нефти) следует, что:

^ = «'•('.-20),

(2.101)

где /^=7^-273. (2.102)

Анализ опубликованной отечественной и зарубежной базы

данных по термическому расширению дегазированной нефти

и ее отдельных фракций показывает, что в практике нефте-

промысловых расчетов зависимостью коэффициента объемно-

го расширения нефти от абсолютного значения температуры в

диапазоне от 20 до 120 °С, можно пренебречь и рассчитывать

его по формуле:

245

а'

10-'

•

2,638-(1,169-^'

' 1000^

,(если 780<роср <860),

1,975-

^'^^^~ ШО^'^^^''^ ^^^ ^

Р"^"

- ^^^^- ^^'^^^^

ПРИМЕР 2.5

Определить коэффициент термического расширения дегазиро-

ванной нефти Бариновского месторождения (приложение П.1)

РЕШЕНИЕ

Так как плотность дегазированной нефти Бариновского место-

рождения 809,1 кг/м', то расчет производится следующим образом

(2.103):

а'

10-^.2,638|1,169-^1

0,9494.10-\,/к.

В работе [12] плотность нефти и ее узких фракций в ин-

тервале температур до 300 °С с погрешностью до 3% рекомен-

дуется вычислять по формуле, которая представлена нами в

адаптированном к применяемым в работе обозначениям в виде:

р'(0 = Рос/>-

580

1-1,2-(Ро„-680)'1

Роср

1000

(^-20), (2.104)

где

Р'(0' Р'оср~ плотность дегазированной нефти при темпе-

ратурах / и 20 °С, соответственно, кг/м^;

/ - температура, °С.

ПРИМЕР 2.6

Рассчитать плотность дегазированной нефти Бариновского мес-

торождения при 75 °С.

РЕШЕНИЕ

По формуле (2.104) получим:

р'(75)

809,1-

580 75-1,2-(809,1-680)^

809,1"^

1000

(75-20) = 774 кг/м'

246

ПРИМЕР 2.7

Сравнить расчетные значения плотности дегазированной нефти

при одинаковых температурах, вычисленных по формуле (2.104) и с

использованием корреляционной зависимости коэффициента тер-

мического расширения нефти, определяемого по формуле (2.103).

РЕШЕНИЕ

Исходя из идеологии построения уравнения (2.99), приращение

объема дегазированной нефти из-за увеличения температуры от 20 °С

до температуры I представляет собой разность:

ДС(^ял) = 0'(7'1,)-Сос/' или в общем случае

где 0'{Т^)- объем дегазированной нефти при пластовой темпе-

ратуре Т^,

0'{Т)— объем дегазированной нефти при температуре Т,

Ооср

~ объем дегазированной нефти (при 20 °С)

Разделим левые и правые части тождеств на массу дегазирован-

ной нефти , которая от температуры не зависит:

^:^(п =

^V1_^^^_^:

Ч'оср

Ч'{Т) Я'оср Р'{Т)

Р'оср

•

После деления числителя и знаменателя правой части выше по-

лученного выражения (2.101) при температуре Т на массу дегазиро-

ванной нефти будем иметь:

'Роср-Р^Т)-]

Росл Р'(7")

ЧОСР ^ОСР

а' (Г-293).

Откуда

' /'Т'\ гОСР

Р(^)=1+а'(Г-293)- (2-105)

Для сравнения расчетных значений плотности дегазированной

нефти при температуре 75 °С вычислим значение ее плотности по

формуле (2.105):

809 1

Р'('')=и0,9494.10-Ч/273.75;-293)^^^^ '^^/"-

Расхождение значений плотности дегазированной нефти при 75 °С

(по формуле (2.105)) с вычисленным ее значением (в примере 2.6) по

формуле (2.104) укладывается в допустимую погрешность (до 3%):

769

- 774

А= °'1-100 =

-0,65%.

Исходя из имеющейся информации, можно сконструировать

формулу расчета коэффициента термического расширения не-

фти и ее фракций с учетом зависимости его от температуры.

247

Из (2.104) и (2.105) следует:

а' = 10

(росл) /-20

0,58 + р'о„ (I

•

10-' -1,2

•

(р'о„ - 0,68)) 1000

приК300°С. (2.106)

ПРИМЕР 2.8

Рассчитать коэффициент термического расширения пластовой

нефти Бариновского месторождения (приложение П.1) по формуле

(2.106) и сравнить его значение с расчетным, вычисленном по фор-

муле (2.103).

РЕШЕНИЕ

В предыдущем примере 2.7 плотность дегазированной нефти

Бариновского месторождения вычислялась при температуре 75 °С.

Продолжим этот пример.

10-

0,8091'

75-20

0,58

0,8091(75-10-' -1,2(0,8091-0,68)) 1000

= 0,8228-10-', 1/К.

По полученному значению коэффициента термического расши-

рения нефти рассчитаем по формуле (2.105) плотность дегазирован-

ной нефти Бариновского месторождения

Р°"('^

°^)=1 + 0,8228.7о-'(75-20)^^'' '^^/"-

Результат совпадает со значением плотности в примере 2.7, что

позволяет, в первом приближении, утверждать, что формула (2.106)

сохранила погрешность эмпирической формулы (2.104) до 3%.

Сравнительный анализ (2.104) и (2.106) показывает, что их

можно использовать в расчетах, руководствуясь только удоб-

ством применения.

По определению коэффициент объемной сжимаемости де-

газированной нефти Р' может быть представлен в виде:

Р'"-^-^,

(2Л07)

йоср Д Р

откуда следует, что:

248

Оо

ОСР

^-^'•Рги.

(2.108)

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти зависит

от ее плотности. Однако учет влияния изменения объемного

коэффициента нефти от ее плотности не выходит за пределы

погрешности оценки объемного коэффициента нефти от более

значимого влияния других составляющих, поэтому, в первом

приближении, его можно принять постоянным и изменяющим-

ся в довольно узком диапазоне:

|3'

= Г6,5-8,5;-10^, -^-. (2.109)

МПа

Если нет никакой предварительной информации о сжимаемо-

сти нефти, то рекомендуется, в первом приближении, принять:

Для учета влияния растворенного в нефти газа на ее «набу-

хание», по аналогии с известными экспериментальными урав-

нениями (2.100) и (2.107), авторы в работах [4, 5] вводят коэф-

фициент приращения объема нефти из-за растворения в ней

газа (коэффициент набухания нефти) Х" :

1 .^Ооср

^ОСР ^ ОСР

^ -Ту г . (2.111)

откуда следует, что:

•1оср. (2.112)

Оо

ОСР

в результате анализа экспериментального материала по зна-

чениям плотности нефти в зависимости от ее газонасыщенно-

—

• . 249

СТИ, давления

пластовой температуры нами установлено,

что

коэффициент набухания нефти

Х"

является функцией:

• плотности дегазированной нефти,

• молярной массы (плотности) растворенного

ней нефтяного

газа

• количества растворенного нефтяного газа.

Формула,

по

которой может быть рассчитан коэффициент

Х", получена Дунюшкиным И.И. путем обработки опублико-

ванных экспериментальных данных

по

объемным свойствам

нефтей

растворенным

них газом:

Х'

10"^

4,3

0,858-Рос/>+5,2

1-1

0^^

<^<^''

3 54

.Веее.|. (2.113)

-"" 1000 ' 1000

1000

Итак, при известных:

• (пластовых) давлении

температуре,

• газовом факторе пластовой нефти,

• плотности дегазированной нефти

• плотности нефтяного газа ОСР пластовой нефти объем-

ный коэффициент пластовой нефти может быть рассчитан

по

формуле И.И Дунюшкина:

Ь^=1

Х'-Госр+а-{г^-20)-^'.р^.

(2.114)

ПРИМЕР

2.9

Определить объемный коэффициент пластовой нефти Баринов-

ского месторождения Куйбышевской области, если известны (при-

ложение П.1):

• плотность дегазированной нефти, кг/м'

809,1;

• газовый фактор пластовой нефти

(объем нефтяного газа приведен

к нормальным условиям),

м'/т

182,6;

• пластовая температура,

(°С) 348! (75);

• пластовое давление, МПа 33,85

• относительная

(по

воздуху) плотность

нефтяного газа ОСР пластовой нефти

1,021

РЕШЕНИЕ

Учитывая размерности параметров, входящих

формулы (2.113)

и (2.114), вначале произведен пересчет значений необходимых пара-

метров

нужные размерности:

250

• газовый фактор пластовой нефти

г -г _,от ^ 0,1013 293 809,1 _,^п^ ,, ,

Оос. = /-ос. = 182,6.-^.__.__ = 160,6 мУм\

• плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти

Роср =1,021 1,293 •--^^г-!—-^^ = 1,214 кг/м'

^°" 0,1013 293 ^^^''^•

Вычислим параметры для возможности использования расчет-

ной формулы объемного коэффициента по (2.114).

По формуле (2.113) найдем коэффициент «набухания» нефти X'

'•

Г = кз +0,858-1,214 +5,2-|'1-1,51^11^-3,54^1-Ю-'=0,0031

(^ I 1000 ^ 1000 1000 ^

Объемный коэффициент пластовой нефти (2.114)

О ^494 7 5

*,„ = I + 0,003 Ы60,6 +

^^^1^

•

(75 - 20) --^

•

33,85 = 1,52.

1000 ^ ' 10000

Экспериментальное значение объемного коэффициента

1.41. Расхождение с его расчетным значением составляет:

А=''^^"'''*'•

100 = 7,8 %

1,41

Средняя абсолютная погрешность расчетного определения

объемного коэффициента пластовой нефти по формуле (2.114),

полученной с использованием статистики при обработке экс-

периментальных данных, для определения коэффициентов те-

оретической конструкции формулы (2.114) составляет 1,6

при

максимальном отклонении, не превышающем 10,8 %. Оценка

погрешности расчетной формулы (2.114) проводилась по 189

месторождениям бывшего Советского Союза, расположенным

на территориях: Коми, Удмуртии, Башкортостана, Татарстана,

Ставрополья, Западной Сибири, Куйбышевской, Оренбургс-

кой, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской областей, Ка-

захстана, Украины и Белоруссии.

Как показало изучение экспериментальных данных по 1296

нефтяным месторождениям, между объемным коэффициентом

пластовой нефти и ее газовым фактором существует тесная ста-

тистическая связь.

Установленный факт позволил рекомендовать для практи-

ческого применения в нефтепромысловой практике корреля-

ционное уравнение связи объемного коэффициента пластовой

нефти и ее газового фактора в виде: