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

Подождите немного. Документ загружается.

271

где значения давлений подставляются в МПа.

6. Рассчитываются вспомогательные коэффициенты, не за-

висящие

от давления

А=4,06-(р'ося-р'ос/.-Ь045), (2.154)

^,-Роср-Онор{Ра,Т2о)-Ш, (2.155)

где

—/

гОСР

Роср

= 77^

относительная плотность дегазированной не-

фти;

Р'оср

~ плотность дегазированной нефти, кг/м^;

РОСР

~ относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа

ОСР пластовой нефти.

Рассчитывается

удельный

объем выделившегося нефтяного

газа

(«кривая разгазирования») в зависимости от давления,

ы^/т.

Снор

{Ра,Т2о)-

Д-(А-(1 + Д)- 1), / = 1-7. (2.156)

8. Рассчитывается

относительная

(по воздуху)

плотность

не-

фтяного

газа ОСР пластовой нефти

Рося

(А)

РОСР-0,0036-(1

+ Д.)-(105,7 + ^,-/?,),/= 1-7. (2.157)

9. Рассчитывается

оставшаяся

удельная газонасышенность

нефти

Г.,=б,ор{Р..Т,,)-С,,1=1-7. (2.158)

10.

Оценивается

относительная (по

воздуху)

плотность

нефтяного

газа,

остающегося в растворенном состоянии д

промысловой

нефти

_ ^ИОР

\Ра>^2о)

Рн,1 - р

/ ч С/.

(2.159)

РОСР РОСР

(А)

^НОр{РаУ^2о)

/= 1-7.

272 (=

11.

Рассчитывается коэффициент набухания нефти по Ду-

нюшкину И.И.:

Х*= 3,54

•

(1,2147 -р'о„) +1,0337

•

р;_,

+ 5,581-р^„

1-1,65рося7^

Г_:

1000'

/= 1-7.

(2.160)

12.

Вычисляется

объемный коэффициент промысловой

нефти

Л,

=1 +

1,0733.р^с/.-^Г

Г^

1000 10000

^^^,/=1-7.

(2.161)

13.

Рассчитывается относительная плотность промысловой .

нефти

с растворенным в ней газом

л'

_ Роср

1 +

1,293.р;,

1000

/= 1-7.

(2.162)

14.

По рассчитанным значениям параметров формулы

(2.155)-(2.158), (2.160) и (2.161) строятся графические зависимо-

сти их от давления.

15.

Плотность нефтяного газа, остающегося в растворенном

состоянии в нефти р^,, в зависимости от давления разгазиро-

вания, также изображается графически, а значение ее при дав-

лении 0,1 МПа определяется экстраполяцией.

ПРИМЕР 2.13

Рассчитать изменение физических свойств нефти Богородского

месторождения Куйбышевской области [14] при изменении давле-

ния от давления насыщения пластовой нефти газом до атмосферно-

го давления при температуре 20 °С в процессе ее однократного (стан-

дартного, ОСТ 39 112-80) разгазирования при следующей исходной

информации

р^

= 26,8 МПа;

= 66.0 °С;

Рос/>= 0,8707;

С«о/.(/'..7^^о)=49,0 мУт;

Л/^^= 7,55 % моль;

Л'^,

= 40,80 % моль;

р'осР=

1.105;

р,

= 7,85 МПа.

273

РЕШЕНИЕ

По формуле (2.150) вычисляется функция ШБП:

701,8

] ш ~ '

41,204

49 (0,408-0,8-0,0755)

Затем по формуле (2.151) вычисляется давление насыщения пла-

стовой нефти газом при 20 °С:

20-66

р,^2о

=7,85 + -

6,94 МПа.

9,157 + 41,204

Результаты дальнейших расчетов по вышеприведенной методи-

ке (для условий исходной информации данного примера) представ-

лены в табл. 2.13.1 и на рис. 2.4.

Таблица

2.13.1

Результаты расчетов по Богородскому месторождению

Пара-

метры

р.

К,

С,(Р.Т)

Р:{Р,Т)

Г^ЛР'Т)

Р'НЛР'Т)

К{р>т)

ЧР.Т)

Р:{Р,Т)

Размер-

ность

пара-

метров

МПа

м'/т

Вспомогательные

параметры

Значения

вычисленных

параметров

6.94

0,725

49,0

1,105

2,5909

1,1141

0,836

5,20

-0,0679

4,37

0,718

44,63

1,1429

2,6106

1,1055

0,840

3,47

-0,163

10,24

0,716

38,76

1,2078

2,6517

1,0938

0,844

,=-0,3365

1,74

-0,327

19,65

0,736

29,35

1,3520

2,7577

1,0745

0,852

0,69

-0,543

30,70

0,803

18,30

1,6160

2,9739

1,0504

0,861

и,=-

0,35

-0,707

38,06

0,887

10,94

1,8634

3,1985

1,0325

0,866

143.3

0,10

-1

49,00

1,105

2,4">

1,000

0,8707

*) Найдено графической экстраполяцией.

И.И. Дуиюшкин

Кривая разгазирования пластовой нефти

Оп10С1гтельнав (по воде) плотность нефти

0,8в

Давление, МПя

- Газовый фактор — Гаэосодержание

Давление,

МПв

Обьемный коэффициент нефта

Относительная

(по

воздуху)

плотность

нефтяного газа

3 4 5

Давление, МПв

Давление,

МПв

Рис. 2.4 Графическая иллюстрация результатов расчетов разгазирования пластовой нефти при 20 °С

275

Опыт применения данной методики показывает, что ее мож-

но применять со средней погрешностью 3- 4% при следующих

ограничениях:

•

9оср-Роср

^1,045,

(2.163)

Роср

•

^нор

(2.164)

Диаграмма области применимости методики РГУ нефти и газа расчета

свойств пластовой нефти по ОСТ 39 112-80

1,80

1.70

1.60

1.50

1.40

1.30

•-

770 810 850 890 930

Плотность дегазирюванной нефти

970

•

Плотность газа при нормаль, условиях, кг /м^

•

Плотность газа при стандарт, условиях, кг

/м^

Рис.

2.5. Диапазон значений плотностей нефтяного газа и дегазированной нефти

с успешным применением методики РГУ нефти и газа по ограничению (2.163)

Ограничения по газовому фактору пластовой нефти нагляд-

но представлены на рис. 2.6.

276

Диапазон значений газового фактора для возможного применения методики

РГУ нефти и газа

810 850 890 930

Плотность дегазированной нефти, хг/куб. м

Газовый фактор при

нормаль,

условиях,

и'1т

•

Газовый фактор при стандарт, условиях, м^/т

Рис.2.6. Диапазон газового фактора для применения

методики РГУ нефти и газа, по ограничению (2.164)

970

11.2.

Расчет 1фивой разгазирования пластовой нефти по

корреляционной методике проф. Мищенко И.Т.

Экспериментальные данные по разгазированию нефти при 20 °С

и при пластоюй температуре могут быть описаны формулой вида:

'НОР

(л)

'НОР

(р.)

= 1-

Р-ОЛ

А-ОЛ

(2.165)

где

^нор{Ра),~

удельный газовый фактор пластовой нефти,

(объем нефтяного газа приведен к нормальным условиям: 0,1013

МПа; 273,15 К), справочная величина, мУт;

НОР

{Р;),

~ удельный газовый фактор пластовой нефти при

давлении ее разгазирования р. , иначе говоря

—

«кривая разга-

зирования пластовой нефти» при температуре (, (объем нефтя-

ного газа приведен к нормальным условиям), мУт;

р^

,р^

—

давление насыщения пластовой нефти газом и ат-

мосферное давление соответственно (условно принимается, что

атмосферное давление равно 0,1 МПа), МПа;

/— показатель степени, который выражается формулой вида:

к,+

куК+к,'

(2.166)

277

где:

к,,к2,к^Ъ— коэффициенты, зависящие, в общем случае, от

физико-химических свойств нефти и растворенного в ней газа;

Ы^— молярная доля азота в нефтяном газе однократного

стандартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти, %.

В первом приближении, зависимость показателя степени /,

по предложению И.Т. Мищенко, можно представить только

как функцию молярной доли азота в нефтяном газе ОСР плас-

товой нефти при наличии приближенной (недостоверной) ин-

формации о его составе:

/ =

0,97-если-О <Л^, <0,6;

0,72-если-0,6<Л^„ <2,0; (2 167)

0,50-если-2,0<Л^,.

Анализ фактических данных, проведенный учениками шко-

лы И.Т. Мищенко, позволяет в первом приближении считать,

что коэффициенты выражения (2.166) могут быть представлены

корреляционной функцией только процесса разгазирования:

—

однократного или

—

ступенчатого.

При однократном разгазировании пластовой нефти значе-

ния коэффициентов выражения (2.166) рекомендуется прини-

мать следующими:

к = 0,32; А:^= 1,0; к^ =

1,567;

5=2,0. (2.168)

Для ступенчатого процесса разгазирования следует прини-

мать значения коэффициентов выражения (2.166) иными:

к, = 0,40; к^ = 1,0; к^ = 1,67; 5=2,0. (2.169)

Таким образом, при необходимости получения только кри-

вой разгазирования пластовой нефти с приемлемой для про-

мысловых запросов точностью, ее можно рассчитывать по срав-

нительно простой формуле:

^Н0р{Р1>^) = ^Н0р{Ра>^)'

( Гп-пПМ

Л-ОД

(2.170)

278

ПРИМЕР 2.14

Сопоставить экспериментальную [16] и расчетную зависимость

однократного разгазирования пластовой нефти Елабужского место-

рождения (скв. 201, пласт Д,) Татарстана.

Известны следующие экспериментальные данные:

• Давление насыщения пластовой нефти газом 10,5 МПа;

• Газонасыщенность (газовый фактор)

пластовой нефти 35,8 мУт;

• Относительная (по воде) плотность

дегазированной нефти 0,870;

• Пластовая температура 308 К;

• Молярная доля азота в нефтяном газе ОС?

пластовой нефти 25,2 %.

• Экспериментальная зависимость удельного объема выделив-

шегося газа в зависимости от давления разгазирования представлена

в таблице 2.14.1

Таблица

2.14.1

Экспериментальные данные

однократного разгазирования

пластовой нефти

Давление разгазиро-

вания пластовой неф-

ти,

МПа

Удельный газовый

фактор, м^т

10,5

9,1

1,4

7,6

3,8

6,1

6,3

4,6

8,9

3,1

12,0

1,6

16,1

0,1

35,8

РЕШЕНИЕ

В соответствии с (2.168) показатель степени/(2.166) для одно-

кратного разгазирования пластовой нефти равен:

0,32

+ -

= 0,3216.

1-25,2

"2+ 1,567

Результаты решения представлены в табл. 2.14.2.

Таблица

2.14.2

Сравнение экспериментальных

расчетных значений

разгазирования пластовой нефти Елабужского месторождения

Варианты

•е-

ё-ь:

со

г?^

•2

з:

.д

с;

Эксперимент

<Ч

О.

(2.169)

(2.168)

Расчет

Ошибка

Расчет

Ошибка

Давление разгазирования, МПа

10,5

9.1

1,4

2,5

79%

1,6

14%

7,6

3,8

5,4

42%

3,6

-5%

6,1

6,3

8,6

37%

5,8

-8%

4,6

8,9

12,3

38%

8,5

-4%

3,1

12,0

16,6

38%

11,8

-2%

1,6

16,1

22,2

38%

16,6

0,1

35,8

279

Как следует из сопоставления результатов расхождение расчет-

ных и фактических данных по разгазированию пластовой нефти в

зависимости от давления, табл. 2.14.2, применение рекомендаций

(2.168) по расчету показателя степени в формуле (2.170) является

более предпочтительным, как основанное на более надежных экспе-

риментальных данных.

11.3.

Корреляционные оценки молярной массы

дегазированной и пластовой нефти

Часто в исходной информации, например, в справоч-

нике по физико-химическим свойствам пластовых неф-

тей [6], отсутствуют данные по молярной массе дегазиро-

ванных и (или) пластовых нефтей. Отсутствие такой ин-

формации не позволяет использовать аппарат констант

фазового равновесия, производить даже расчеты фазовых

соотношений, например, расчет разгазирования пласто-

вой нефти и так далее.

Как показало изучение связи между молярной массой дега-

зированной нефти, ее плотностью и вязкостью при 20 °С и

атмосферном давлении, проведенное И.И. Дунюшкиным, эти

показатели имеют тесную корреляционную связь:

М'оср

= 0,2•

Роср •

(Дос/-)"" ' (2.171)

где

М'оср~ молярная масса дегазированной нефти, кг/моль;

0,2

—

константа, которая, по физическому смыслу, эквива-

лентна молярной массе нефти при ее относительной (по воде)

плотности, равной единице и вязкости, равной 1 мПа-с;

р'оср

- Т^^ ~ относительная плотность дегазированной нефти;

р'оср

—

плотность дегазированной нефти, кг/м^;

^^'оср

- т^ ~ относительная вязкость дегазированной нефти;

\1оср~

вязкость дегазированной нефти при 20 °С, Пас;

280 :

(Дос/>) ~ характеристический параметр, определяющий вли-

яние группового состава нефти на величину ее молярной массы.

ПРИМЕР 2.15

Сравнить расчетное значение молярной массы дегазированной

нефти Бариновского месторождения (Приложение П.1) с его экспе-

риментальным значением.

РЕШЕНИЕ

Плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения

809,1 кг/м^ вязкость дегазированной нефти равна 2,72 мПа-с, мо-

лярная масса

—

181 г/моль.

Используя формулу (2.171) получим

Л/;с/.=0,2.^-(2,72)''"

=0,181= 181 г/моль.

Расчетное значение совпало с экспериментальным.

Корреляция (2.171) проверена по 179 нефтям, не участву-

ющим в составлении корреляционного соотношения (2.171),

в следующем диапазоне изменения свойств дегазированной

нефти:

1) молярная масса, г/моль от 162 до 315;

2) плотность, кг/м^ от 781 до 923;

3) вязкость, мПас от 1,7 до 310.

таблице 2.15.1 представлены результаты сравнения погреш-

ностей расчетных значений молярной массы дегазированных

нефтей по различным формулам:

• корреляции (2.171);

• формуле Крего [15]:

где р|5^ =

р'^^р

0,00826, (2.173)

• формуле Андриасова Р.С. [17]:

М'оср

1,0343

•

10^'"^''РЬСР . (2.174)