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

Подождите немного. Документ загружается.

Обозначим:

_^«

Я„„

= —- - массовый дебит добывающей безводной скважины,

где

т^

—

масса пластовой нефти, добытой из скважины за время /.

_ _ л

^^пл

=~— количественный дебит добывающей скважины,

где п^

—

количество пластовой нефти, добытой из скважи-

ны за время {.

Отметим, что величина отношения массового дебита сква-

жины к ее количественному дебиту представляет собой моляр-

ную массу пластовой нефти.

Действительно, по определению:

"*"

пл

Откуда следует

й„.

=-^

М~- П-1)

ПРИМЕР 1.2.1

Пусть безводный дебит добывающей скважины д^= 100 т/сут.

Молярная масса пластовой нефти Л/^= 114 г/моль. Найти количе-

ственный дебит добывающей скважины по безводной пластовой не-

фти П^ - ?,

РЕШЕНИЕ.

По формуле (1.1) находим:

100-10* 1 977 т /

""" " 114

•

То^"

^^^^'^^'/^^У^

•

Следовательно, молярная масса пластовых нефтей залежей

жидких углеводородов определяет

связь

массовой и количествен-

ной добычи природных углеводородов из недр (1.1) и, анало-

гично, определяет неразрывную связь их массовых и количе-

ственных запасов в недрах.

Такая взаимно однозначная связь между массовым и коли-

чественным дебитом добывающей скважины (1.1) позволяет на

качественно более высоком уровне характеризовать процессы

разгазирования пластовой нефти в залежи, в добывающих сква-

жинах и в любом элементе системы промыслового обустрой-

ства нефтяных месторождений.

Так как давление на устье скважины, в сборном коллекторе,

других объектах промыслового обустройства, как правило, мень-

ше давления насыщения пластовой нефти газом, то безводная

скважинная продукция нефтяных месторождений

^^,

представ-

ляет собой

газонефтяную

смесь:

^^=^'{р,Т)

д'{р,Т) (1.2)

или /

п^.=п{р,Т)

п'{р,Т), (1.3)

где

^'(/»,Г),{«'(/>,Г)|— жидкая часть (фаза) потока безводной

скважинной продукции при давлении р и температуре Г, (дру-

гими словами

— промысловая

нефть),

т/сут., {моль/с};

д"[р,Т),^п''[р,Т)^

—

газообразная часть (фаза) потока без-

водной скважинной продукции при тех же термобарических

условиях (другими словами

— нефтяной

газ), т/сут., {моль/с}.

Компонентный состав и свойства фаз (жидкой, д'{р,Т) и

газообразной, д"{р,Т)) зависят, в общем случае, от:

—

компонентного состава пластовой нефти;

—

термобарических условий сосуществования фаз;

—

вязкости нефти, дисперсности фаз, относительных ско-

ростей фаз, а также других факторов, проявляющих себя на

поверхности раздела фаз (при неравновесных условиях массо-

обмена).

В дальнейшем в данной работе формулы приво-

дятся для условий

фазового

равновесия'

безводной

пла-

стовой

нефти.

С учетом фактически содержащихся в пластовой нефти твер-

дых веществ, таких как:

- парафины

(С^Н^^^^,

п > 16),

- церезины

(СЯ^^^^,

п > 35) и др.

можно считать, что любая пластовая нефть состоит из:

—

жидкости, с растворенными в ней твердыми веществами,

«нефть,

д^» и

—

растворенного в ней многокомпонентного газа «газ, д^»,

то есть:

Я,и=Ян+Яг • (1-4)

Исходя из требований соблюдения материального баланса в

процессе разгазирования пластовой нефти при термобаричес-

ких условиях (давлении р

р^^п температуре 7), для жидкости

—

«нефть» и растворенного в ней газа

—

«газ» можно записать:

Ян

=яЛТ'Р)

Ят{Т,р)]

= я. , (1-5)

где

р^.р

—

давление насыщения пластовой нефти газом при тем-

пературе Т;

д^{Т) - «летучая» составляющая нефти, состав и количество которой

существенно зависят от температуры разгазирования в

технологическом процессе добычи, сбора и подготовки нефти;

д^.

(Г) - «тяжелая» составляющая нефти (условно нелетучая часть

нефти, испарением которой при термобарических условиях

разгазирювания можно пренебречь);

Янеуг

~ неуглеводородная составляющая растворенного в нефти

газа;

' Фазовое равновесие — динамический равновесный процесс взаимодействия фаз

(массообмен),

при

котором

сколько и каких молекул

испаряется,

одновременно столько

же и таких же молекул

конденсируется

в любой момент времени контакта равно-

весно сосуществующих фаз.

(1у^

- углеводородная составляющая растворенного в нефти газа;

„ - пластовая нефть (безводная часть массового дебита

" добывающей скважины, включая «сухой'» нефтяной газ);

а'(О Т\ ~ промысловая нефть - нефть с частью оставшегося раство-

ренным в ней газа при давлении р и температуре Г, в самом

общем случае - сырая нефть^\

п"

( п ТЛ - нефтяной газ - газообразная фаза, представляющая собой

смесь выделившегося из пластовой нефти газа и паров

нефти при термобарических условиях (давлении р и

температуре Т) в объектах промыслового обустройства

нефтяных месторождений^

' безводный

^ с присутствием в ней попутно добываемой пластовой воды.

' влажный нефтяной газ

(будет

рассмотрен далее).

Далее по тексту в соответствии с определениями (1.2), (1.3)

и (1.4), пластовая нефть при расчете процессов разгазирования

в залежи, в добывающих скважинах, промысловой системе сбора

и др., рассматривается как:

—

многокомпонентная (условно

восемь)

жидкость с раствоу

репным в ней

—

многокомпонентным (условно

восемь)

газом, представля-

ющим собой, в общем случае, смесь индивидуальных компо-

нентов:

—

неуглеводородных {три

— М^, СО^,

Н^ и

—

углеводородных (пять -

СН^,

С^^ СД^,

'1С^Н,д,

пС^Н,^.

Таким образом, дебит безводной скважины может быть пред-

ставлен следующим образом:

16 16 16

Япл

= Е ^'- = Е ^Г «/ = 2 ^/- ^Г «- = ^ПЛ- ««л , (1.6)

;•=/

/=/ /=/

где

= -:г-,

= 1-16 —

молярная доля /-го компонента

пла-

^пл

стовой нефти.

Известно, что при равновесии двухфазной системы, компо-

ненты этой системы распределяются между сосуществующими

фазами [1, 2, 3].

Подчеркнем следующий тезис:

каждый из

компонентов

пластовой нефти, за ис-

ключением ее нелетучей части, в процессе разде-

ления пластовой нефти на жидкую и газообраз-

ную фазы при любых термобарических условиях

содержится как в жидкой, так и в газообразной

фазах. Нелетучая часть пластовой нефти (по оп-

ределению) остается в жидкой фазе.

Учитывая сложность вопросов фазовых переходов в пласто-

вой нефти и недостаточное освещение этих разделов в изучае-

мых дисциплинах специальности «Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений» рассмотрим далее, после

кратких комментариев по терминологии, более подробно вли-

яние многокомпонентности пластовой нефти на составы сосу-

ществующих фаз с использованием аппарата констант фазово-

го равновесия.

Агрегатное различие фаз (жидкость

—

газ) при оди-

наковых термобарических условиях определяется

только различием количественного содержания

одних и тех же компонентов в равновесно сосу-

ществующих фазах

(количественным различием

их

компонентного

состава).

Пластовая

нефть,

нефтяной

газ и

промысловая (сырая)

нефть,

состоят

из

одних

и тех

же компонентов (кроме нефтяного

газа,

котором практически нет

«тяжелой,

нелетучей части», содер-

жащейся

нефти).

Пластовая нефть

в залежи

—

это жидкая фаза, так как нахо-

дится под давлением, большем (как правило), чем давление

насыщения пластовой нефти газом.

Нефтяной

газ

—

газообразная фаза (в ее составе содержание

газообразных компонентов при рассматриваемых термобари-

ческих условиях является преобладающим). Отметим, что ко-

личественное содержание жидких компонентов пластовой не-

фти, находящихся в нефтяном газе в виде пара, представляет

относительно небольшую долю в его составе, определяя поте-

ри нефти от испарения.

Промысловая

('сырая)

нефть —

углеводородная жидкость, час-

тично разгазированная нефть с газом, оставшемся растворен-

ным в нефти, после снижения давления ниже давления насы-

щения пластовой нефти

газом.

В общем случае (пренебрегая растворимостью воды в нефти

при температуре до 200 °С) сырая нефть содержит дисперсную

пластовую воду, то есть представляет собой

обратную

водонеф-

тяную

эмульсию.

1.3. Компонентный состав пластовой нефти

Природное формирование в нефтяных залежах

—

пластовая

нефть представляет собой многокомпонентную жидкую смесь

углеводородов и органических соединений серы, азота и кис-

лорода.

На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли

и достижений в области изучения свойств пластовой нефтиу

установлено, что в составе пластовой нефти при уникально'^

малом диапазоне изменения молярной массы дегазированной

нефти (180-300 г/моль) выделено более 1000 индивидуальных

компонентов (соединений). Из объемных характеристик мож-

но отметить, что молярный объем типичной дегазированной

нефти нефтяных месторождений несколько больше вместимо-

сти обычного граненого стакана (250-350 смУмоль).

Так как основными химическими элементами пластовой не-

фти являются углерод (82-87 % масс) и водород (12-13 % масс),

то на долю остальных элементов, входящих в состав нефти,

приходится обьгано (1-5) % масс [27]. Если в составе раство-

ренных в пластовой нефти газов содержится большое количе-

ство азота, диоксвда углерода, сероводорода, а газовый фактор

пластовой нефти значительный, то содержание серы, кисло-

рода и азота в ней может быть существенно больше.

Основные компоненты пластовой нефти

—

углеводороды трех

гомологических рядов:

—

парафиновые, нафтеновые и арома-

тические.

В зависимости от того, какие из них содержится в нефти

преимущественно, дегазированные нефти подразделяются на:

Парафиновые нефти с характерными закономерностями,

чем больше:

а. в нефти парафиновых соединений, тем меньше в

ней содержание смол и асфальтенов;

Ь.

геологический возраст нефти, тем больше в ее со-

ставе парафиновых соединений.

Обычно содержание парафиновых углеводородов в не-

фти колеблется от 20 до 50 % масс. Парафиновые углево-

дороды характеризуются наименьшими значениями плот-

ности в жидком состоянии по сравнению с углеводорода-

ми других рядов. Поэтому

плотность парафиновых нефтей

наименьшая. При одинаковых числах атомов углерода в

молекулах температура кипения парафиновых углеводо-

родов ниже температур кипения соответствующих угле-

водородов других рядов и, как следствие, при разгонке

по Энглеру выход фракций у парафиновых углеводоро-

дов больше.

Нафтеновые нефти характеризуются высоким содержани-

ем циклоалканов во всех фракциях и малым содержани-

ем алканов; количество смол и асфальтенов в составе на-

фтеновых нефтей невелико. Обычно содержание нафте-

новых углеводородов в нефти колеблется от 30 до 50 %

масс,

однако в малопарафиновых нефтях их содержание

возрастает и может достигать 80 % масс. Нафтеновые уг-

леводороды характеризуются промежуточными значени-

ями плотности между плотностями парафиновых и аро-

матических углеводородов с тем же числом атомов уг-

лерода в молекуле.

Ароматические нефти

—

характерной закономерностью для

них являются повышенные плотность и динамическая вяз-

кость нефти. Ароматических углеводородов в дегазиро-

ванных нефтях может содержаться до 35 % масс, обычно

же их гораздо меньше, (15-20 % масс).

Отдельную

группу соединений в нефти составляют смешан-

ные

углеводороды.

Молекулы таких углеводородов содержат аро-

матические и нафтеновые кольца и парафиновые цепи. Нали-

чие парафиновых цепей в углеводороде уменьшает его нафте-

новый или ароматический признак.

На каждую единицу массы серы (8), кислорода (О) и азота

(К) (неуглеводородов) приходится 15-20 единиц массы углево-

дородных радикалов; как следствие, на долю непосредственно

углеводородной части нефти приходится только 40-50 % об-

щей массы нефти.

Анализируя в разных фракциях величину отношения массо-

вой доли атомов водорода

'^^^

к массовой доли атомов углерода

\)/^

можно заметить следующую закономерность в характерис-

тиках фракций [27, 28, 29]:

масс

Ус

17-18

13-15

9-12

Фракция

Бензин

Нефть

Тяжелая фракция (мазут)

С^^

и выше

Продолжим рассмотрение группового состава нефти с пози-

ций агрегатного состояния составляющих ее компонентов.

Алканы

(метановые углеводороды, характеризующиеся содер-

жанием атомов углерода в молекулах обобщенной формулой

^г,^2п+2'

^•^^

" число атомов углерода в молекуле) [27, 28]:

С^

—

газы;

^ С,,

—

жидкости;

твердые вещества.

Общее содержание алканов в нефтях 25-30 % об., не учи-

тывая растворенных газов. С учетом содержания растворен-

ных газов в пластовых нефтях доля алканов возрастает до 40-

50 % об., а иногда до 50-70 % об. Такое большое содержание

низкомолекулярных алканов в пластовых нефтях обуславли-

вает их свойства, которые характерны для молекулярных ра-

створов.

Циклоалканы

(нафтены)

—

содержание их в дегазированной

нефти составляет от 25 до 75 % масс. На современном уровне

_ 29

знаний оценка их объемного содержания слишком приблизи-

тельна.

Арены

(ароматические углеводороды)

—

содержание их в де-

газированной нефти составляет от 10 до 20 % масс.

Гетероатомные

соединения товарной нефти

—

содержание

их в дегазированной нефти составляет:

Серы —

0,02-7 % масс, соответственно 0,2-70 % масс, сер-

нистых соединений.

Кислорода —

0,05-3,6

масс, соответственно 0,5-40

масс,

кислородосодержащих соединений.

Азота

—

не более 1,7 % масс.

В большей части выявленных к настояш,ему времени миро-

вых запасов нефти содержатся серосодержащие соединения,

то есть нефть в основном является сернистой или высокосер-

нистой. В составе нефтей идентифицировано уже более 250

серосодержащих соединений.

Азотсодержащие соединения в нефти выделяются в основ-

ном в смолах и асфальтенах.

Порфирины

—

индивидуальные соединения в нефтях, в мо-

лекулах которых присутствуют атомы металлов: ванадий, ни-

кель и др.

Содержание в товарных нефтях высокомолекулярных соеди-

нений (ВМС), включающие К, 5, О и металлы колеблется от

долей процентов до 10-50 % масс. Такие нефти характеризуют-

ся как «молодые» нефти.

Минеральными компонентами нефти являются:

• Соли, образованные металлами и кислотами (порфири-

ны);

• Металлические комплексы;

• Коллоидно-диспергированные минеральные вещества.

Общее содержание минеральных компонентов в нефти не-

велико - 0,02-0,03 % масс.

Действующим ОСТ 39 112-80 не предусмотрено вьщелять в

составе нефти циклические углеводороды, а углеводороды с

молярной массой более пентана объединяются в УК гексаны и

УК гептаны.

Поэтому существует известный произвол в выделении ус-

ловных компонентов (УК) в нефти тяжелее пентана.

К настоящему времени в составе нефтей идентифицировано

более 40 различных химических элементов.

При расчете технологаческих параметров разработки

и эксплуатации нефтяных месторождений, подборе обо-

рудования и обосновании применения технологий без

знания физико-химических свойств пластовой нефти в

широком диапазоне термобарических свойств, характер-

ных для нефтепромысловой практики, невозможно до-

биться удовлетворительных результатов проектирования

и анализа технологической эффективности значитель-

ной части применяемых геолого-технических меропри-

ятий. На современном этапе развития теории и практи-

ки разработки нефтяных месторождений требуются на-

дежные, научно обоснованные оценки изменения фи-

зико-химических свойств, фазового и компонентного/

состава пластовой нефти в результате проектируемого

или реализуемого воздействия на залежь.

1.3.1.

Состав растворенного

пластовой

нефти газа

В табл. 1.1 представлен перечень индивидуальных компо-

нентов, агрегатное состояние каждого из которых при атмос-

ферных условиях

газообразное.

Фактически таких компонентов

в пластовой нефти больше, однако, относительное содержание

их в нефти мало настолько, что ими, при описании качествен-

ных и количественных закономерностей ее разгазирования, как

правило, можно пренебречь.

Для удобства дальнейшего использования за каждым ком-

понентом закрепляется постоянный номер в перечне всех ком-

понентов, входящих в состав пластовой нефти, то есть каждо-

му компоненту присваивается «унифицированный номер».

Отметим, что номера компонентов в каждой (неуглеводо-

родной и углеводородной) части распределяются в соответствии

с их относительной летучестью: чем больше номер компонен-

та, тем меньше его летучесть.