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

Подождите немного. Документ загружается.

. 301

где К(Ро,,,12о)

^оср,г- (2.209)

Зная молярную долю нефтяного газа в газонефтяной смеси,

можно вычислить все необходимые физико-химические харак-

теристики нефтяного газа и дегазированной нефти смеси пла-

стовых нефтей:

• компонентные составы:

о нефтяного газа, N'^{^Ро,,^2о)^ /-1-16 и

о дегазированной нефти, ^•^{^Рд,,(2о), /=1-16;

• молярные массы:

о нефтяного газа, М^д(,р и

о дегазированной нефти, М^^^р

•

Таким образом,, газовый фактор смеси пластовых нефтей

можно рассчитать по формуле (2.207), которая для рассматри-

ваемого случая принимает вид:

4,сг(/'../,^.) = 24,35.10- ^-^^^{Ро.п^^) (2.210)

где М;, н М,^. = М,,/ =

-10;у =

- 3. (2.211)

Для определения молярных масс остальных (условных)

компонентов, которые присутствуют в составе смеси пласто-

вых нефтей, используется ранее полученная формула (2.184).

12.4.

Расчет плотности нефтяного газа

Плотность нефтяного газа, образующегося после однократ-

ного стандартного разгазирования смеси пластовых нефтей

может быть рассчитана по его молярной массе:

302

РЛР0.П(20) = ^^ =

1 Д Л{1,^-К:г{К1(Ро.п^2о)) (2.213)

где

Р'в{Ро,1>^2о)~

относительная (по воздуху) плотность нефтя-

ного газа ОСР смеси пластовых нефтей.

Таким образом, в целом по главе 12 можно утверждать, что

рассчитав основные физико-химические свойства смеси плас-

товых нефтей, эту смесь можно рассматривать как пластовую

нефть гипотетической залежи с известными физико-химичес-

кими свойствами. Такая концепция позволяет грамотно под-

бирать оборудование для эксплуатации добывающих скважин,

эксплуатационный объект которой представляет собой сово-

купность залежей (многопластовая толща с гидродинамически

не связанными пластами, физико-химические характеристики

пластовых нефтей в которых отличаются).

Учитывая, что в промысловой практике мелкие месторож-

дения объединяются в единую систему сбора и подготовки не-

фти к транспорту, изложенная концепция рассмотрения фи-

зико-химических свойств скважинной продукции представля-

ется достаточно продуктивной.

Газлифтный способ добычи нефти также укладывается в

принятую концепцию расчета изменения свойств промысло-

вой нефти не только при добыче, но и при ее промысловой

подготовке к транспорту.

303

Глава 13. Способы расчета вязкости нефти

в зависимости от температуры

газонасыщенности

В расчетах нефтепромысловой практики необходимо вла-

деть методикой расчета вязкости дегазированной и промысло-

вой нефти и учитывать влияние на нее температуры и количе-

ства растворенного в ней газа.

13.1.

Расчет

вязкости

дегазированной нефти

при

различных

температурах

атмосферном давлении

Наиболее широко для учета влияния температуры на вяз-

кость нефтей и нефтепродуктов используется известное урав-

нение Вальтерра:

^8 ^ё(V'о„+а^)

й,-а^^ё^;^315' (2-214)

где

%ср

~ относительная (по воде) кинематическая вязкость де-

газированной нефти при температуре /, то есть отношение ки-

нематической вязкости нефти при температуре / к кинемати-

ческой вязкости воды при 20 °С и давлении 0,1 МПа;

—

температура, К;

Г=/+273,15;

—

температура, °С;

а^^а^а^

—

константы, зависящие от свойств нефти.

При а, = 0,8 уравнение (2.214) часто применяется для товар-

ных нефтей при значениях относительной кинематической вяз-

кости более 0,2 (у'>0,2). Следовательно, для практического ис-

пользования уравнения (2.214) в нефтепромысловой практике

необходимо знание экспериментальных значений вязкости толь-

ко при двух различных температурах, по которым можно опре-

делить значения коэффициентов

а^

и а^

304

ПРИМЕР 2.22

Найти коэффициенты уравнения Вальтерра для дегазированной

нефти, если при температуре 20 'С ее относительная (по воде) кине-

матическая вязкость равна 5,14, а при температуре 50 °С, соответ-

ственно, 2,87.

РЕШЕНИЕ

Подставив исходные данные в уравнение (2.214) получим систе-

му уравнений:

(5,14

0,8) = а^-й,.

,293,15

'273,15

323,15.

^Е^8(2,87

0,8) = а,-о^^б27з 15

Вычислив логарифмы и вычтя из первого уравнения второе.

-0,1114 = д^-д^0,0307

-0,2482 = д^-д^-0,0730

0,1368 = 0^0,0423

, находим коэффициенты:

0,1368

, -,.

а, =

„„..,.,

= 3,234.

0,0423

а, =3,2340,0307-0,1114 =-0,0121.

Уравнение зависимости вязкости исследуемой дегазированной

нефти от температуры адаптируется к изучаемой нефти и приобрета-

ет вид:

(94 0,8) = -0,0121-3,234^8^.

'л

ПРИМЕР 2.23

Используя результаты предыдущего примера, рассчитать отно-

сительную кинематическую вязкость товарной нефти при темпера-

туре 30 °С и сравнить с экспериментальным её значением 4,28.

РЕШЕНИЕ

Подставляем исходную информацию в полученное в предыду-

щем примере уравнение зависимости кинематической вязкости не-

фти от температуры:

^8^6(V' +0,8) = -0,0121-3,234

•

(^§303,15-^8273,15) =-0,158;

^ё

(V'+ 0,8)

0,695;

0,8 = 4,96;=>9' = 4,16.

305

Расхождение вычисленной относительной кинематической вяз-

кости нефти с экспериментальным значением составляет:

4,16-4,28

4,28

= -2,9

Более простой и достаточно точной в узком диапазоне

значений вязкости является формула температурной зависи-

мости вязкости нефти, предложенная И.И. Дунюшкиным, так-

же использующая два значения, но динамической, а не кине-

матической вязкости нефти

—

при 20 °С и 50 °С:

(2.215)

где

Дго'Дбо^Дг" относительные (по воде) динамические вязкос-

ти дегазированной (товарной) нефти при атмосферном давле-

нии и температурах: 20 °С, 50 °С и / °С, соответственно;

М'зо'М'И'М'^" динамические вязкости дегазированной (товар-

ной) нефти при атмосферном давлении и температурах: 20 °С,

50 °С и / °С, соответственно, мПа-с.

В формуле (2.215) динамическая вязкость воды принята 1

мПа-с.

Формула (2.215) проверена по 109 зависимостям вязкости

дегазированной (товарной) нефти от температуры различных

месторождений стран СНГ. Среднее расхождение расчетов с

экспериментальными значениями в диапазоне температур от

10 до 50 °С менее 4%.

Если известно значение динамической вязкости нефти

только при одной температуре, то значение ее вязкости при

другой температуре может быть рассчитано по формуле, пред-

ложенной И.И. Дунюшкиным:

Д;=1(СД,)\ (2.216)

20 И.И, Дунюшкнн

306 >

где параметр х рассчитывается по выражению:

+ а(/-/^•^8(С•Д^; (2.217)

Д^,Д'^

—

относительная (по воде) динамическая вязкость де-

газированной (товарной) нефти при температурах / и

1^,

соот-

ветственно;

ц^,|и.^

—

динамическая вязкость дегазированной (товарной)

нефти при температурах / и /,, соответственно, мПа-с;

1,1^

— температура, при которой нужно найти вязкость не-

фти и температура, при которой вязкость нефти известна, со-

ответственно, °С;

а, С

—

коэффициенты, значения которых принимаются сле-

дующими:

если Д;„>1000,тоС=10; « = Щ^'^; (2-218)

если 10 < Д; < 1000, то С = 100; « = уЩ'^

(2-219)

если Д; < 10, то С = 1000; а = ^^, ^. (2.220)

Алгоритм расчета динамической вязкости при температуре

I (Д^) заключается в следующем:

рассчитывается значение вязкости Д^ по формуле (2.216) с

коэффициентами, соответствующими значению известной

относительной вязкости нефти Д^__ при температуре /^.

Если рассчитанное значение относительной вязкости при

температуре / не вышло из диапазона изменения вязкос-

ти,

соответствующего выбранным коэффициентам а и С,

то расчет на этом заканчивается;

если рассчитанная вязкость Д^не удовлетворяет услови-

ям,

которым удовлетворяет вязкость нефти Д'_,, то посту-

пают следующим образом:

. — 307

а. по формулам (2.218), (2.219) или (2.220) рассчитывается

температура, при которой относительная вязкость не-

фти становится равной граничному значению вязкости

диапазона условий (2.218), (2.219) или (2.220), соответ-

ственно:

^ц'=1000

= ^.+ 99.2

1+^ёд:

(2.221)

Г,..,о=/„+231

2+^ЕД:

(2.222)

где

^=1000" температура в °С, при которой относительная

вязкость нефти становится равной 1000;

^=1о~

температура в °С, при которой относительная

вязкость нефти становится равной 10.

Затем вычисляется вспомогательный параметр /®

(^ =92,4 +и'-

й'=1000 )

(2.223)

Ь.

если относительная вязкость нефти до изменения тем-

пературы была выше 1000, а после изменения темпера-

туры стала меньше 1000, но больше 10, то относитель-

ную вязкость нефти при температуре / рассчитывают

по формуле:

^ёд;

+ 7,2-^ ^=.000

-2

(2.224)

1000

с. если относительная вязкость нефти до изменения тем-

пературы была выше 1000, а после изменения темпера-

туры стала меньше 10, то относительную вязкость не-

фти при температуре / рассчитывают по формуле:

308

^8Д^= Г-^-^

1 + 3,04.Ь^ ; (2-225)

1000

с1.

если относительная вязкость нефти до изменения тем-

пературы была меньше 1000, но больше 10, а после

изменения температуры стала меньше 10, то относи-

тельную вязкость нефти при температуре / рассчиты-

вают по формуле:

1000

Формула (2.216) проверена более чем на 100 различного типа

нефтях месторождений бывшего Советского Союза в диапазо-

не изменения температуры от 10 до 50 °С. Средняя ошибка

расчетов составила 7,5 %, при этом относительная (по воде)

вязкость анализируемых нефтей при 20 °С и атмосферном дав-

лении изменялась в диапазоне от 1,81 до 286.

ПРИМЕР 2.24

Рассчитать динамическую вязкость нефти при атмосферном дав-

лении и температуре 150 °С, если при атмосферном давлении и тем-

пературе 20 °С относительная (по воде) динамическая вязкость этой

нефти равна 2000.

РЕШЕНИЕ

По уравнению (2.216) и условиям (2.218) рассчитывается значе-

ние относительной вязкости нефти при температуре 150 "С:

д;з„

о,

•

(10

•

2000)('*^'"ТШ^"<"'Н''

6,1

•

Так как значение относительной вязкости вышло за диапазон

условий (2.218) и соответствует диапазону условий (2.220), то расчет

вязкости нефти проводится по формуле (2.225) с учетом формул

(2.223) и (2.221):

4'.,ооо =20 + 99.2-

у-юоо

1 4

+ ^ё2000

= 26,9-С;

/*= 92,4+ 26,9 = 119,3 "С;

309

из,04'^°;лл'

' А;5О=4,56.

1000

По диафамме Льюиса и Сквайрса [22] вязкость такой нефти при

температуре 150 *С равна 4 мПа-с, то есть расхождение составляет

всего 0,56 мПа-с.

ПРИМЕР 2.25

Рассчитать динамическую вязкость нефти при 50 °С, если при

20 °С ее относительная (по воде) вязкость равна 17,6.

РЕШЕНИЕ

По уравнению (2.216) и условиям (2.219) рассчитывается значе-

ние относительной (по воде) вязкости нефти при температуре 50 °С:

ц;„

=0,01.

(100-17,6<'^'-*^^''<'°°"4'

=7,02-

Повторим расчет Д^д по формуле (2.226) с учетом (2.222):

Г,,„о =20

231

г 1 \

= 37,5-С;

1 3

2 +^§17,6

^ёд;„ = СП ^7^ -3 = 0' ^536

1 + 3,04^0-^^'^ ; р;о=7,14.

1000

Экспериментальное значение вязкости нефти при температуре

50 °С равно 7,53 мПа-с. Ошибка расчета составляет — 5,2%.

Для неполярных жидкостей широкое применение полу-

чила зависимость [28]:

^8Д = >1+|, (2.227)

где

АV^.

В — постоянные, определяемые из значений вязкос-

ти жидкости при двух различных температурах.

В случае отсутствия экспериментальных данных для ори-

ентировочных оценок динамической вязкости дегазированной

(товарной) нефти при 20 °С и атмосферном давлении по зна-

чению ее плотности при данных термобарических условиях

можно использовать статистические формулы, предложенные

И.И. Дунюшкиным:

310

кг

• если 845^^<р'о„.<924^^, то

^оср

м м

0,658-(р;,„)

, (2.228)

• если

780 -!^

р'оср

845 -!^ ,

то ^'оср

м м

0,456-фоср)

О,833-(ро„)^

, (2.229)

г/ = ^ОСР п' = РоСР г /л г ^ п

где

У-оср

- ;

Роср

- ;

[Ц

] = [МПа

•

с] ;

Ц/,^0 =1 МПа-с; [РОСР] = [кг/м'] ; р^^^ =1000 кг/м^

Формулы (2.228) и (2.229) апробировались по 73 нефтям Куй-

бышевской, Оренбургской областей, Удмуртии, Татарии, Сиби-

ри и Казахстана. Средняя ошибка расчета вязкости нефтей в

диапазоне их изменения от 1,7 до 188 мПас составила 15 %.

Для нефтей Сахалина расчет по формулам (2.228) и (2.229)

дает существенно завышенные результаты, поэтому их не ре-

комендуется использовать даже для оценочных прикидок.

13.2.

Расчет вязкости нефти в зависимости

от газонасыщенности

Методика расчета вязкости газонасыщенной нефти при пла-

стовой (промысловой) температуре в зависимости от измене-

ния газонасыщенности нефти и вязкости дегазированной не-

фти при пластовой (промысловой) температуре и атмосфер-

ном давлении основана на применении рекомендаций Чью и

Коннели [57] :

ц, =

А-

[1^

, (2.230)

где

ц^— относительная (по воде) вязкость газонасыщенной не-

фти при температуре I и давлении насыщения нефти газом

при данной температуре,