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

Подождите немного. Документ загружается.

261

вой нефти при 20 °С

/'р.зо

вычисляется по формуле (2.127), ко-

эффициент сжимаемости дегазированной нефти (3' принима-

ется по выражению (2.110).

9.2.

Алгоритм расчета объемного коэффициента

промысловой нефти

при

различных термобарических

условиях ее разгазирования

Исходя из принятой ранее концепции при построении урав-

нения (2.99), для конструирования расчетной формулы вычис-

ления объемного коэффициента промысловой нефти в зависи-

мости от давления и температуры ее разгазирования Ь[р,Т)

запишем:

Ь{Р.Т)^

=^^-0^^-(У^О^^

(2.133)

где

А^(Т)—

поправка на изменение объемного потока промыс-

ловой нефти из-за отличия температуры в системе от 20 °С;

АО{р)—

поправка на изменение объемного потока промыс-

ловой нефти из-за отличия давления в системе от 100 кПа;

АГ[р,Т)-

поправка на изменение объемного потока про-

мысловой нефти из-за того, что ее газонасыщенность при тер-

мобарических условиях в системе отличается от величины

газонасыщенности пластовой нефти.

По аналогии с (2.101) учет влияния температуры осуществ-

ляется следующим образом:

МШ

а'-(Г-293), (2.134)

Оо

ОСР

где коэффициент температурного расширения нефти а' Рас-

считывается по формуле (2.103) или (2.106).

Учет влияния давления в системе производится по форму-

ле,

аналогичной (2.108):

262

-?у^

-^Р, (2.135)

^ОСР

где коэффициент упругого расширения нефти принимается

в соответствии с рекомендациями (2.110).

Наконец, последнее слагаемое в выражении (2.133) рассчи-

тывается по формуле, аналогичной (2.112):

^^ = Г(лГ)./-„,, (2.136)

где

Г^^

[р,Т)—

остаточная газонасыщенность промысловой

нефти.

По аналогии с (2.125) остаточная газонасыщенность промыс-

ловой нефти может быть найдена из балансового соотноше-

ния:

^ ^,

Г{Р,Т). (2.137)

с учетом решений (2.84) — (2.87), определений плотности

пластовой нефти и ее объемного коэффициента из (2.137), пос-

ле преобразований, следует:

Г{р,Т)

24,Ъ5Л0-'^-^(М'(р,„Т)- М'{р,Т))

(2.138)

пл

Для оценки коэффициента набухания промысловой нефти

требуется знать плотность нефтяного газа, приведенного к стан-

дартным условиям, для газа, оставшегося в растворенном со-

стоянии в нефти.

По аналогии с (2.127) для оценки плотности нефтяного газа,

оставшегося растворенным в промысловой нефти, составим

балансовые соотношения:

т'(ро,,,Т)^т'{р,Т)

т'^(р,,,Т),

где

т'[р,Т)—

та часть массы нефтяного газа

фти, которая выделилась из нее в газообразн

лении р и температуре Т в равновесных усло!

т'^

[р,Т)—

другая часть массы нефтянол

вой нефти, которая осталась в раствореннол

фти при тех же термобарических условиях.

По аналогии с балансовым соотношением

честна нефтяного газа оставшегося в промыс^

створенном состоянии «^ (/), Т) можно запи

"н{Р>.Т)

п'(Ро,,,Т)-п'{р,Т),

где

п'[р,Т)—

та часть количества нефтяного

нефти, которая выделилась из нее в газоо(

термобарических условиях в системе;

«^

[р,Т)—

другая часть количества нефтя!

ловой нефти, которая осталась в ней в раст

НИИ при рассматриваемых термобарических

Из (2.139), (2.140) и определений плотное

сы и молярных долей следует, что плотност

оставшегося в растворенном состоянии в пр(

приведенного к стандартным условиям, мож

на по формуле:

, , ^.. М'(ро,,Т)-М'(р,„Т)-М'{р,Т].

Ри,сг[Р>Ч 24,35-ю-', (м-(р,„Т)-М'{р

прир>0,11 МПа.

Таким образом, коэффициент набухания

фти в добывающих скважинах, в системе с(

нефти к транспорту можно вычислить по вь

264

Х'{р,Т)

\0-

4,30

0,858-Р;С7-(АЛ

1000 1000

Роср

(2.142)

Соответственно расчетная формула вычисления объемного

коэффициента промысловой нефти Ьр^ при термобарических

условиях: давлении р и температуре Г будет иметь вид:

Ь;^=1

Х''{р,Т)-Г{р,Т)

а'-{Т-293)-&'-р, (2.143)

где коэффициент набухания {р,Т) рассчитывается по фор-

муле (2.142),

—

газонасыщенность промысловой нефти Г [р, Т) вычисля-

ется по (2.138),

—

коэффициент термического расширения дегазированной

нефти рассчитывается по одной из формул (2.103) или (2.106),

—

коэффициент сжимаемости нефти Р' принимается по вы-

ражению (2.110).

-^ 265

Глава 10. Расчеты фазовых соотношений при рабочих

условиях сепарации нефти на промыслах

В промысловых условиях разгазирование нефти при подго-

товке ее к транспорту и доведению до товарных кондиций про-

исходит ступенчато. Количество ступеней разгазирования до-

бываемой нефти редко когда-либо превышает три.

Ступенчатое разгазирование добываемой из недр нефти, как

показывают теоретические исследования, повсеместно подтвер-

ждаемые практикой, способствует:

—

увеличению выхода товарной нефти;

—

повышению качества товарной нефти, например,

снижению ее плотности и, как следствие, увели-

чению доли выхода легких фракций при ее раз-

гонке [13].

Поэтому расчет ступенчатого разгазирования нефти на про-

мыслах становится актуальной задачей.

10.1.

Алгоритм расчета многоступенчатого разгазирования

пластовой

нефти

Теоретически многоступенчатое разгазирование пластовой

нефти («рабочие условия сепарации») отличается от двухсту-

пенчатого ее разгазирования только количеством ступеней.

Поэтому для понимания всех возможных особенностей дегаза-

ции пластовой нефти рассмотрим достаточно подробно наи-

более простой элемент многоступенчатого разгазирования пла-

стовой нефти

—

ее двухступенчатую дегазацию.

Выход нефтяного газа при двух-(много)-ступенчатой сепа-

рации пластовой нефти рассчитывается как суммарный выход

нефтяного газа по каждой из ступеней сепарации, то есть вна-

чале рассчитывается разгазирование пластовой нефти не до

атмосферного давления, а, как правило, до давления, доста-

точного для бескомпрессорной подачи нефтяного газа с пер-

вой ступени сепарации до потребителя (например, газоперера-

батывающего завода). Температура разгазирования пластовой

266 ^

нефти на первой ступени сепарации определяется технологи-

ческой схемой сбора и подготовки нефти на промыслах.

Вторая ступень сепарации добываемой нефти

—

это предва-

рительная ступень разгазирования поступающей на сборный

пункт (установку подготовки нефти

—

УПН) сырой нефти с

нефтепромыслов. В зависимости от реализуемой технологии

сбора и подготовки нефти температура разгазирования на вто-

рой ступени сепарации может быть как выше, так и ниже тем-

пературы первой ступени разгазирования добываемой нефти.

Давление на предварительной ступени сепарации промысло-

вой нефти, поступающей на сборный пункт или УПН, как пра-

вило,

ниже давления разгазирования на первой ступени сепа-

рации, осуществляемой на ДНС.

Принципиальным моментом ступенчатого разгазирования

пластовой нефти является последовательное закономерное из-

менение компонентного состава нефти (жидкой фазы) на вхо-

де каждой ступени разгазирования, а именно:

компонентный

состав системы (нефти с раство-

ренным

в ней

газом)

на

последующей ступени

разга-

зирования

соответствует компонентному

составу

безводной

составляющей

жидкой фазы на выходе

предыдущей

ступени.

Такое утверждение применительно к равновесным системам

позволяет, используя уже изложенный выше алгоритм расчета

одноступенчатого контактного разгазирования, построить ал-

горитм многоступенчатого разгазирования добываемой плас-

товой нефти, в проектировании и анализе эффективности тех-

нологии добычи, сбора и подготовки нефти и нефтяного газа

на промыслах.

Введем следующие обозначения:

Л^,,„—

молярная доля /-го компонента в потоке пластовой

нефти, / = 1-16;

^•^— молярная доля /-го компонента в потоке безводной

его части на выходе из у-ой ступени разгазирования добывае-

мой нефти, / =

1-16,7

= 0-3; где М'^ = N,.^,1 = 1-16;

267

^+,—

молярная доля /-го компонента в потоке безводной

его части на выходе из (/Ч-1)-ой ступени разгазирования добы-

ваемой нефти, / =

1-16,7

= 0-3.

Как уже было отмечено, для построения алгоритма много-

ступенчатого разгазирования достаточно привести алгоритм

разгазирования нефти на второй ступени, так как первая сту-

пень разгазирования принципиально ничем не отличается от

одноступенчатого, рассмотренного выше.

Компонентный состав на входе во вторую ступень опреде-

ляется составом нефти на выходе из первой ступени разгазиро-

вания М',{^р,,Т,); I = 1-16, следовательно, молярная доля не-

фтяного газа на второй ступени М"[р2,Т2) будет определяться

из выражения, аналогичного (2.68):

м М:{р„Т,).(к,{р2.Т2)-1) _

Н\^М'[р,,Т2У(к..{р2,Т2)-^) • ^^-^^^^

Далее, по аналогии с (2.65), (2.67), (2.69)-(2.71) приводятся

выражения для расчетного определения следующих парамет-

ров:

• компонентного состава промысловой нефти на выходе вто-

рой ступени разгазирования,Л^,'(/72,7^2)'' ~ \-\в:

• компонентного состава нефтяного газа на выходе второй

ступени разгазирования,

М"[р2,Т2),1

= 1-16:

• молярной массы промысловой нефти на выходе второй

ступени разгазирования М'{Р2,Т2)'.

268 ^^

^\Р2'Т^2) =

^Мг.^,,^1^^';1''} ^. ,.. (2.147)

' ^

1 +

М {Р2,Т,)[к1{р2,Т2)-^)

• молярной массы нефтяного газа на выходе второй ступени

разгазирования М'[р2,Т2):

Далее рассчитываются все остальные физико-химические

характеристики потоков промысловой нефти и нефтяного газа

после второй ступени разгазирования по вышеприведенному

алгоритму в предыдущих разделах работы.

Третья ступень разгазирования рассчитывается полностью

идентично второй ступени, только исходным составом в ней

будет компонентный состав промысловой нефти на выходе вто-

рой ступени разгазирования, поэтому расчетные формулы для

нее не приводятся.

Таким образом, задача расчета ступенчатого разгазирования

пластовой нефти полностью решена.

269

Глава 11. Корреляционные методики расчета

свойств нефти

11.1.

Расчет зависимости свойств нефти от давления

при 20

"С

(с использованием рекомендаций

ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ)

Необходимая исходная информация:

• пластовое давление МПа;

• пластовая температура "С;

• давление насыщения пластовой нефти газом МПа;

• плотность дегазированной нефти кг/м';

• удельный газовый фактор пластовой нефти мУт;

• плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти кг/м^;

• молярные доли азота и метана (численно равны их объем-

ным долям) в нефтяном газе ОСР пластовой нефти.

Алгоритм расчета:

Принимается ряд значений

относительного

давления раз-

газирования (семь членов в ряде)

Д.

=-^= 1; 0.75; 0.50; 0.25; 0.10; 0.05; —\^ (2.149)

Р!,20 [

Рв,20

\ '

где

/?,

—

абсолютное давление разгазирования пластовой

нефти,

МПа;

р,2о~

давление насыщения пластовой нефти газом при 20

°С, МПа.

ПРИМЕР 6.1.1

1) Пусть р, = 1,

то

есть / = 1, тогда из определения (2.149) для

первого члена ряда следует, р, =

р^^о

•

2) Пусть I = 2 тогда р^ = 0,75; из определения (2.149) и для

второго члена ряда следует, что р^ = 0,75

•

р^х

•

3) При / = 7 из определения (2.149) и седьмого члена ряда следу-

ет, что р; = 0,1 МПа.

270

Вычисляется функция

ШБП

(Штоф, Белов, Прончук) /щ,

зависящая

от

молярных долей азота

М^^

метана

N^1

составе

нефтяного газа однократного стандартного разгазирования пла-

стовой нефти (по ОСТ

112-80) и газового фактора

б^^др

[р^

,Т2о)'.

701,8

Оиор{Ра>Т2о)-{^,,-^.%М,,)

^'"~п

.1п Т.Л.1М. -(\^М..\,

(2.150)

где

^нор{Ра>Т2о)~ удельный газовый фактор,

мУт;

(объем газа

приведен

нормальным условиям: температура

°С;

давление

0,1013 МПа);

р^

—

атмосферное давление;

Т^д

—

температура

20 °С.

Рассчитывается давление насыщения пластовой нефти

газом

при

температуре

20 °С,

р^2о

( по

рекомендации ГИПРО-

ВОСТОКНЕФТЬ):

20-К

'и/

А...=А+9,157-ь7,

(2-151)

где

р^2о

—

давление насыщения пластовой нефти газом,

МПа;

—

пластовая температура,

°С.

Вычисляются абсолютные давления

по

заданному ряду

относительных давлений (2.149)

использованием вычислен-

ного давления насыщения нефти газом (2.151)

при 20 °С (см.

примеры

пункте

Р1=РгР..20>

1= 1-7.

(2.152)

Рассчитываются вспомогательные коэффициенты, зави-

сящие

от

давления

Я,

^20

/=1-7,

(2.153)

^ё(10-А,,о)'