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

Подождите немного. Документ загружается.

251

Л..

=1 + 3

1000'

(2.115)

где С?ос/> ~ газовый фактор пластовой нефти по ОСТ 39 112 -

80,

м7м^

Уравнение (2.115) применимо во всем диапазоне изменения

свойств дегазированных нефтей и составов растворенного в

пластовых нефтях газа.

Отклонение значения объемного коэффициента пластовой

нефти, вычисленного по формуле (2.115) от эксперименталь-

ного значения более чем на 10 %, следует рассматривать как

основание для проверки точности исходной информации.

Наибольшее расхождение между экспериментальным и рас-

четным значениями объемного коэффициента выявлено нами

на примере Майского месторождения Дагестана, которое со-

ставляет

—

15,8% (табл. 2.1).

Таблица

2.1

Результаты сравнительной

оценки

расчета объемного коэффициента

пластовой нефти

(при

наибольших

расхождениях с фактическими данными)

Характеристики залежи,

свойства и

оценки расхождений

Пластовое давление, МПа

Пластовая температура, °С

Газовый фактор, м^м^

Объемный коэффициент пластовой

нефти

Плотность пластовой нефти, кг/м"

Плотность дегазированной нефти, кг/м'

Плотность нефтяного газа ССР пласто-

вой нефти, кг/ м^

Расчет объемного коэффициента по

(2.114)

Отклонение от экспериментального

значения, %

Расчет объемного коэффициента по

(2.115)

Отклонение от экспериментального

значения, %

Месторождения [6]

Майское

37,0

(150)

397

2,6

502

809

2,19

-15,8 %

Гудермесское

50,0

(160)

428

2,6

525

814

1,063

2,88

10,8 %

2,28

-12,3 %

Хаян-

Кортовское

54,0

(140)

457

2,6

513

817

0,964

2,43

-6,5%

2,37

- 8,8 %

252 ^

Учитывая, что газовый фактор

б^^^^,

(газонасыщенность Г^^^

пластовой нефти однозначно связаны с молярной долей не-

фтяного газа ОСР пластовой нефти:

Г,с.-С^ося^24,35-10-^-|^.-%-, (2Л16)

"^ОСР ^ ^^ ОСР

где

М'оср

~ молярная масса дегазированной нефти, кг/моль;

Роср

~ плотность дегазированной нефти, кг/м^;

^оср " молярная доля нефтяного газа ОСР пластовой нефти;

и, используя формулу (2.116) в выражении (2.114), объемный

коэффициент пластовой нефти может быть рассчитан по фор-

муле:

( п' Л^' ^

24 35

•

^'^^^ . о<^р

а'-(/^-20)-Р'.д

^оср ^ ^оср ^

(2.117)

Если молярная масса дегазированной нефти по каким-либо

причинам неизвестна, то она может быть оценена по статис-

тической формуле Дунюшкина И.И [7]:

М'оср

=0,2-ро„-(Дос/')'''" ' (2.118)

где

М'ОСР

молярная масса дегазированной нефти, кг/моль;

0,2

—

размерная константа, физический смысл которой мо-

жет быть определен как характерное значение молярной мас-

сы дегазированной нефти (кг/моль) при значении параметра

Поср

Роср

• {Р-'оср

Т' равным 1;

Роср =

ТКК(\

~ относительная (по воде) плотность дегазиро-

ванной нефти (кг/м^);

253

^оср = ттгт "" относительная (по воде) вязкость дегазиро-

ванной нефти (Пас).

ПРИМЕР 2.10

Рассчитать молярную массу дегазированной нефти Бариновско-

го месторождения, приложение П.1.

РЕШЕНИЕ

Из приложения П.1:

плотность дегазированной нефти 809,1 кг/м';

вязкость дегазированной нефти 2,72 мПа-с.

Тогда по формуле (2.118) получим

М'оср=0,2

809,1

1000

2,72-Ю-'V'"

10-

: 0,181 кг/моль.

Результат совпадает с экспериментальным значением молярной

массы дегазированной нефти Бариновского месторождения.

Если объемный коэффициент пластовой нефти предполагается

рассчитывать по формуле (2.117), то коэффициент «набухания»

пластовой нефти можно рассчитывать по следующей формуле:

Г = 0,0(НЗ

1+ ^!!^ +29,45

•

122

1-36 525 ^^^ ^оср

"^оср

V ~ ^оср)

Роср

' ^оср

-0,823р;

ОСР

,(2.119)

где

Моср,Мдср~ молярные массы дегазированной нефти и не-

фтяного газа ОСР пластовой нефти соответственно, г/моль.

ПРИМЕР 2.11

Рассчитать объемный коэффициент пластовой нефти Бариновс-

кого месторождения по формуле (2.117) с учетом возможности ее

применения, используя рекомендации по расчету коэффициента

набухания нефти (2.119).

РЕШЕНИЕ

Вычислим, предварительно, коэффициент набухания по форму-

ле (2.119).

254

Молярная доля нефтяного газа ОСР пластовой нефти, рассчи-

танная в примере 2.1 с использованием констант фазового равно-

весия, равна 58,75 % моль. Молярная масса дегазированной не-

фти, рассчитанная в примере 2.2, равна 183 г/моль, молярная мас-

са нефтяного газа ОСР пластовой нефти - 28,83 г/моль, (там же),

тогда:

0,0043

, 28,83

122

+29,45

36,525 0,8091 0,5875

183-(1-0,5875)

0,80910,5875

183(1-0,5875)'

-0,823-0,8091

: 0,00307

0,00307, если Л/о„ =

183

г/моль;

Х' = 0,00306, если Л/о„ =181 г/моль, (пример 2.10).

Объемный коэффициент пластовой нефти Бариновского место-

рождения равен:

А 1 п ПП0П7 ->л ч« 809,1-0,5875 2,638

*,ы =

+ 0,00307

24,35 ——^

^-;г;:::г;:7

+ .' „^ -

183-(1-0,5875) 1000

•(1,1б9-0,8091)-55 = 1,52

Результаты расчетов практически полностью совпали с результа-

тами расчетов в предыдущем примере 2.10.

Как показывают результаты расчетов в выше приведенных

примерах, формулы, рекомендованные для практического при-

менения, имеют одинаковую точность и при одинаковой точ-

ности исходной информации должны давать одинаковые ре-

зультаты.

Разнообразие этих формул для расчета объемного коэффи-

циента пластовой нефти позволяет более гибко формировать

перечень минимально необходимой информации для проведе-

ния требуемых расчетов.

В нефтепромысловой практике при необходимости прове-

дения подобного рода расчетов рекомендуется руководствовать-

ся следующими соображениями:

о первый подход: возможность удовлет

ностей пользователя расчетами, с

применении только промысловой 1

о второй подход: необходимость пров

базирующихся на использовании^

кой-либо информации, например,

констант фазового равновесия или ;

яния.

Второй подход требует от пользователя су

шей квалификации, но хотя он и более прод

только в том случае, если в основу его прими

ется качественная,

согласованная

исходная инс]

имозависимым параметрам, например, таким

1) плотность пластовой нефти, плотность

нефти, плотность нефтяного газа ОСР пласте

вый фактор, объемный коэффициент пластов

2) молярные массы дегазированной нефти

ОСР пластовой нефти, газовый фактор, пло

ванной нефти и нефтяного газа ОСР Пластове

лярная доля и др.

256

Глава 9. Объемные свойства пластовой и промысловой

нефти

9.1.

Алгоритм расчета объемного коэффициента промысловой

нефга в зависимости от давления при 20 °С

Объемный коэффициент промысловой нефти —

отношение объе-

ма нефти с растворенным в ней газом к объему дегазированной

нефти (при давлении в системе меньше давления насыщения

пластовой нефти газом).

Объемный коэффициент промысловой нефти при темпера-

туре 20 °С

—

А'(/?,

7^д)как функция давления в процессе рав-

новесного разгазирования пластовой нефти по аналогии с под-

робно рассмотренным в предьщущей главе примером вычисле-

ния объемного коэффициента пластовой нефти, может быть

также рассчитан по выражению, аналогичному (2.99):

^ОСР ^ОСР ^ОСР

Поправка на давление в системе учитывается по формуле:

-7^

-^Р, (2.121)

где р' рассчитывается по формуле (2.110), р

—

давление в

системе, при котором находится промысловая нефть.

Третье слагаемое в правой части равенства (2.120) формаль-

но записывается аналогично (2.112):

\1оСР

где

/"р

т-д,

~ газонасыщенность промысловой нефти при рав

новесном давлении р системы, в которой она находится, мУм-

. — 257

Не изменяя концепцию учета зависимости объема промыс-

ловой нефти от количества растворенного в ней нефтяного газа,

использованную ранее при расчете объемного коэффициента

пластовой нефти, представим

Г^^^^

в виде:

Г,,т,,-Госр-С'{р,Т,о),

(2.123)

где

(^ {Р,Т2о)^ ^^, -; (2.124)

Ос

ОСР

Ост {Р>

^20)

~ равновесный поток нефтяного газа, вьщелив-

шегося из потока добываемой пластовой нефти в системе при

термобарических условиях: давлении

—

р, температуре

—

Т^д

20 °С, приведенный к стандартным условиям (давление

—

100

кПа, температура

—

293 К).

Из физического смысла Т^^^ и определения (2.124) вместо

(2.123) можно записать:

г^ _Ооср-0^{Р>Т2о)

Р.Т20

~ п' (2.125)

'*^ОСР

Для удобства дальнейшего использования преобразуем (2.125),

с учетом уже полученных решений (2.84)-(2.87):

г -2^ 35 ^'ос-КсР дг.-М'{р,Т2оУМ'{р,Т2о) .^ ^^^

-'^- ' М'о,,{\-И'о,,) ООСР-9'ЛР.ТЛМ^ -^^-^^^^

Учитывая, что температура разгазирования добываемой не-

фти равна 20 °С, выражение (2.126) можно несколько упрос-

тить и, после некоторых преобразований, представить в виде:

( ,.' М' ^ "1

9оср

• ^^оср

и Рм М'(п Т "1

Л,.го =24,35

где

Т^дз

Т^о

- температура 293 К, (20 °С)

17 И.И. Дунюшкин

, (2.127)

258 :!_

По существу формула (2.127) является аналитическим выра-

жением для построения зеркальной кривой разгазирования

пластовой нефти при температуре 20 °С (кривая газонасыщен-

ности пластовой нефти в зависимости от равновесного давле-

ния разгазирования при температуре 20 °С

—

один из основных

экспериментально определяемых результатов ОСР пластовой

нефти).

ПРИМЕР 2.12

Рассчитать кривую изменения газонасыщенности пластовой не-

фти Бариновского месторождения (приложение П.1) от величины

давления разгазирования при температуре 20 ОС, используя форму-

лу (2.127).

РЕШЕНИЕ

Рассчитаем давление насыщения пластовой нефти газом Бари-

новского месторождения при температуре 20 °С по его эксперимен-

тальному значению при пластовой температуре 75 °С (равным —

14.5 МПа) с использованием:

рекомендаций ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ и

аппарата констант фазового равновесия.

А. Использование рекомендаций ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ:

Рассчитаем, так называемую функцию ШБП (Штоф, Белов,

Прончук) [5]:

, ^ 701,8

701,8

182,6(0,4686-0,8-0,0491)

8,952

затем вычислим давление насыщения пластовой нефти газом при

20 °С [5]:

'-'^ ,А -: 20-75

Л,2в= Р,+ п ,„ . = 14,5 +

9,157 +/а, 9,157

8,952

,А с 55 .... МПа.

= 4,5 =

,46

' 18,109

К. Использование аппарата констант фазового равновесия:

Расчет давления насыщения пластовой нефти газом при 20 °С с

использованием констант фазового равновесия

Л,

(р,Г),/=

- 15

сводится к численному решению следующего балансового соотно-

щения (например, методом итераций):

|;;V,.^,(р|^

2о-с)

259

где /)^^ - давление насыщения пластовой нефти газом при 20 °С

на у

—

ом шаге итераций. В результате такого численного решения

найдено

р^=12,4

МПа. Расхождение полученных оценок давления

насыщения пластовой нефти газом:

13,4-11,46

13,4

•

100-14,5% можно считать приемлемым результатом.

Результаты расчета кривой изменения газонасыщенности нефти

в зависимости от давления разгазирования по формуле (2.127) пред-

ставлены в виде таблицы и графика.

1 "2

и С

13,4

11,46

8,6

5,73

2,87

1,15

0,57

0,1

Молярная

доля

нефтяного

газа, %

0,09

4,06

10,64 •

18,84

30,67

42,25

48.93

58,75

Расчет

по

(2.127),

155

144

127

105

5 10

Давление, МПа

-Расчетпо(2.127), м'/м'

• Молярная доля неф. газа, %

2 I

Для оценки плотности нефтяного газа, оставшегося раство-

ренным в промысловой нефти в процессе ОСР пластовой не-

фти, запишем следующее балансовое соотношение:

т,

ОСР

= 1п'{р,Т2о) + т'„{р,Т2д),

где

1п'(р,Т2о)—

масса нефтяного газа ОСР пластовой нефти,

которая выделилась из нее в газообразную фазу при давле-

нии р;

т'^

[р, Г^о)"~ другая часть массы нефтяного газа ОСР плас-

товой нефти, которая осталась в растворенном состоянии в не-

фти при равновесном давлении р,

из которого следует:

^п'н

[Р,

Т20) =

т'оср

-т'{р,

Т^о)

(2.128)

260

Аналогично

(2.129)

где

п'

[р,

Т20)

~ та часть количества нефтяного газа ОСР пласто-

вой нефти, которая выделилась из нее в газообразную фазу при

давлении р;

Щ) {Р>

'^20)

~ другая часть нефтяного газа ОСР пластовой не-

фти, которая осталась в растворенном состоянии в нефти при

давлении р.

Из (2.128), (2.129) и определений плотности, молярной мас-

сы и молярных долей следует

,. . Г ._Моср-К,,-М'{р,Т,,).Ы'{р,Т,,)

Рн.ст[Р,^2о)- 24,35.\0-'.{М'оср-М'{р,Т,,)) ' (2.130)

прир>0,11 МПа.

Таким образом, зная аналитическое выражение для расчета

плотности газа, остающегося в нефти в растворенном состоя-

нии, коэффициент набухания промысловой нефти при давле-

нии разгазирования р можно вычислить по выражению:

^''{р,Т,о)

10-

4,3

0,Ш-р'„ст{Р^Т,,)

(•

5,2-7,8-

Г,

,20 Л

1000

^'^^'Р'^^^

(2.131)

Соответственно, расчетная формула для нахождения объем-

ного коэффициента промысловой нефти при 20 °С

Ь'р2о

будет

иметь вид:

К.20

Клй-1'р.2о-^'-Р

(2.132)

где коэффициент набухания промысловой нефти А.*^^ рас-

считывается по формуле (2.131), газонасыщенность промысло-