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

Подождите немного. Документ загружается.

331

О'

1 + Ф'

Л-1

VI/

(2.269)

где

Фп =

_е:

5,ял

— нефтеводяной

фактор скважинной продукции

пл

(пластовый)

Обобщая, вместо уравнения (2.269) связь массовой и объем-

ной расходной обводненности водонефтяной эмульсии в сква-

жине при наличии в ней воды, промысловой нефти и нефтя-

ного газа можно записать в виде:

О^т

Ьс.

^„.

О',

рТ

^^+р',г{1-0(1-Г,г)

(I-

Ъл +

%>^

РрТ РрТ

(2.270)

При значениях давления в скважине меньще скважинного

давления насыщения пластовой нефти газом скважинная про-

дукция представляет собой газожидкостную смесь, массовая

доля жидкости (водонефтяной эмульсии) в которой уменьша-

ется при приближении к устью скважины:

^с.е = Я'рТ+Я'рТ+Я= Я;т+ГрТ

(2.271)

Массовый дебит скважины по нефтяному газу максимален

на устье. Без учета испарения воды в нефтяной газ массовая

доля воды в жидкой составляющей скважинной продукции (ее

массовая обводненность) будет равна

^ рТ

1 1

-1

- Кг

0.211)

332

где -г-

N"р^.

—

молярная доля нефтяного газа, вьщелившегося из пла-

стовой нефти в скважине при термобарических условиях рм Т,

^рт>^гы~

молярные массы нефтяного газа, выделившего-

ся из пластовой нефти в скважине при термобарических усло-

виях р и Т, п пластовой нефти, соответственно.

Из (2.272) следует, что массовая доля воды в водонефтяной

эмульсии непрерывно возрастает на пути от интервала перфо-

рации к устью из-за разгазирования нефти.

С учетом (2.272) получим

Рэ.рт

- пв

о;т+о:г

РрТ

^рт

•

Р'рг

и?к"

РрТ

-1

^п

* "^ М.

рт

(2.273)

Уравнение (2.273) позволяет рассчитать объемную расход-

ную долю воды в водонефтяной эмульсии (объемную обвод-

ненность) на любой глубине в скважине, в том числе на устье.

Промысловая информация

об

обводненности

скважин-

ной продукции страдает неопределенностью

ее

оиенке.

Рассмотрим более подробно типовую методику измерения

обводненности скважинной продукции на промыслах.

Допустим, что «бутылочная» устьевая проба скважинной

продукции достаточно представительна по характеристике

объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной про-

дукции до ее отбора. В процессе транспортировки устьевой

пробы до лаборатории и начала ее анализа, как правило, эта

проба полностью разгазируется при барометрическом давле-

нии и температуре близкой к 20 °С.

таком

случае,

первом

приближении,

можно

считать,

что

лабораториях получают информацию

об

объемной

доле

воды

в ус-

тьевых пробах эмульсии

после

однократного стандарт

зирования

(ОСР)

пластовой

нефти.

Обозначим объемную обводненность скважиннс

ции, замеряемую в промысловых лабораториях

—

ф^

делим ее следующим образом:

ОосР _ 1 _ 1

ой _ ^ОСР

Роср - ,

1оср

' ^оср \ + ^ося

1"'"

^*'оср

-'ОСР ~ г\В

ОоСР'^

О'оСР

1 ^. ^ОСР 1 +

Ф'оС

ОСР

Из-за разности в уменьшении объемов добываем!

воды при движении их по стволу скважины в резул

• более интенсивного разгазирования нефти по с]

водой и

• большего влияния снижения температуры на

нефти по сравнению с водой

обводненность жидкой

составляющей потока газо>

смеси (водонефтяной эмульсии

—

смеси нефти и вс

жинной продукции) увеличивается.

Принимая температуру пластовой нефти в сква;

тервале перфорации равной пластовой, для объем

фициента пластовой нефти Ь можно записать:

^ОСР

где

0'„у,{Рс,Т^)~ объемный дебит скважины по пл<

фти при пластовой температуре и давлении в скваж

бине интервала перфорации;

Ооср~ объемный дебит скважины по дегазиро

фти.

Обводненность (объемную долю воды в эмульси)

ной продукции при давлении выше давления насы

стовой нефти газом на глубине интервала перфораци

определить следующим образом:

334

"^^ 01

0^{р.,Т^)

5^аЛл^

1 +

Ф«,.

(2 276)

где

От^

—

объемный дебит скважины по воде при пластовой тем-

пературе.

^в.пл - ^в — Пластовым

нефтевоояной

фактор сква-

жинной продукиии

(на глубине интервала перфорации).

В процессе подъема скважиннои продукции от забоя до ус-

тья нефтеводяной фактор скважиннои продукции уменьшает-

ся из-за разгазирования нефти и ее охлаждения. Пластовая вода,

поступающая в скважину с нефтью, также разгазируется и ох-

лаждается, однако изменение объема воды при этом сравни-

тельно мало из-за малой газонасыщенности, малой сжимаемо-

сти и меньшего термического расширения.

Таким образом, в первом приближении, пренебрежем изме-

нением объема воды из-за ее разгазирования и расширения при

снижении давления до давления на устье. Тогда, объемную об-

водненность жидкой составляющей скважиннои продукции на

устье (водонефтяной эмульсии) можно определить как:

р.,

е.! 1 ,

'~0г+0;

+ ^"1 +

Ф;.,

(2277)

Установим связь между пластовым нефтеводяным фактором

^в,ги И

устьевым нефтеводяным фактором

Ф'ву

0'^.^1^.01

=ф' .К^ ^' •

(2.278)

О?

ъ' г От "•' ь' г От

^Т^ Ру,1у ^Ту Ру,1у ^Т„

335

Следовательно

Откуда

Ь'

г От

р^ 1+Ф;,, 1+Ф;..

+Ф'

Нил

(2.279)

ФВ,УТ^-/Т

' (2.280)

где

/^ —

поправка на изменение объема воды из-за изменения ее

температуры от пластовой до устьевой, которую, используя ре-

комендации П.Д. Ляпкова, можно представить следующим об-

разом:

(Т;-273)''"'-2,974(7;-273) +37175

" (7;„-273)'""' -2,974(7;,-273) +37175 ' ^^-^^О

Уравнение (2.280) позволяет по результатам исследований

устьевых и глубинных проб, замеров дебитов скважин и обвод-

ненности скважинной продукции на устье рассчитать объем-

ную долю воды в продукции, поступающей из залежи в сква-

жину.

Если температура на устье Г неизвестна, то ее можно оце-

нить по корреляции проф. Мищенко И.Т. [25]

•

при движении скважинной продукции по обсадной колон-

не (О = 0,127-0,168 м) температура на приеме насоса или баш-

маке НКТ вычисляется по формуле:

Т{И)

Т^

1-0,544—[1

+ 311,85 —

р.пл

у Чеке )

(2.282)

336

где -г

—

расстояние по вертикали от середины интервала перфо-

рации в скважине до приема насоса или башмака НКТ, м;

с,,^=2100(1-у;^) + 4182-1|г:

(2.283)

—

внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;

д^^^

—

массовый дебит скважины, т/сут;

• при движении скважинной продукции по НКТ

{(^„^^

0,0403-0,062 м) температуру на устье скважины рекомендуется

рассчитывать по формуле:

Ту=Т{Н)

(

1-0,544

Н-Ъ

р,пл

+ 623,7-

'ЯАГГ

))

(2.284)

где

—

глубина скважины, м;

'икт

диаметр НКТ, м;

остальные обозначения те же, что и в формуле (2.282).

В соответствии с рекомендациями проф. Мищенко И.Т. кор-

реляциями (2.282), (2.284) можно пользоваться в диапазоне де-

битов добывающих скважин ^^^^ от 15 до 800 т/сут.

15.2.

Зависимость плотности водонефт51ных и водонефтегазо-

вых смесей от обводненности и газосодержания

Из определения плотности, используя уравнения матери-

ального баланса, следует известная формула для вычисления

плотности водонефтяных эмульсий:

РД..-^^ = ^^^^^^^^^ =

Р;.(1-Р:.)-РЖ,

(2.285)

^э

где

Р'/>г, Р^г ~ плотности промысловой нефти и пластовой воды

при давлении р и температуре Г, соответственно;

337

О'

—

объемная расходная доля воды в водонефтяной

Я1г

о;т+о'г

„в „/ „в ^в

Ярт Ррт Ярт Ррг

Р'рТ

РрГ

эмульсии при давлении р и температуре Т.

С другой стороны, аналогично следует, что плотность водо-

нефтяной эмульсии выражается через ее массовый состав

Рэ.рт

где

^рт - в

—

массовая расходная доля воды в потоке, обвод-

ЧрТ

ненность.

Из (2.285) следует полезное для нефтепромысловой практи-

ки соотношение

аВ Рэ.рТ ~ РрТ

^рг=

в _ . . (2.287)

Аналогично, из (2.286) имеем

в _ Рэ.рТ - Р'рГ РрТ _ пВ РрТ /л тооч

'^''~ р'рТ-р'ртРэ.рт-^''Рэ,рг- ^'-'"'^

Для газожидкостных смесей, жидкая составляющая которых

представляет собой водонефтяную эмульсию, по аналогии с

уже приведенными выше выводами, можно записать

Рг=7Г

= Рэ,рт (1

- Крт)

Р'рт^рт

^—^р^—

^^ ^^^^Ы^^Ъ^^ (2.289)

Рэ.рТ РрТ

где РрТ

- гл ,

^т..рт

- .

22 И.И.Дунюшкин

338

С учетом (2.285) иэ<(2.289) получим

9.-(Р'РТ{1-КГ)

РЖТ){^-КГ)

РЖТ

(2.290)

или

учетом (2.286)

^-1р^

1I^ .

(2.291)

Р'рТ

РрТ

Используя второе равенство уравнения (2.289), вместо (2.291)

можно записать

(1-'

.в \

РрТ

РрТ ^ РрТ

Полученные формулы позволяют сконструировать общее ком-

пактное выражение

для

оценки объемного расходного газосо-

держания газожидкостного потока

любом сечении скважины

или промысловой системы сбора скважинной продукции:

о:

ЯптР^

рт

ЧртУ^

^рт{^-^рт)

ОГт Р'ртЯс

РрТ

^-<7-

, УрТ

Р'рТ

РрТ

1-Урт

Ь>рГ

1+р;г

рт

^рТ ^рТ

р'рт

Р1Т

(2.293)

Например,

как

частный случай

из

(2.293)

для

безводной

до-

бывающей скважины

при ч/^у =

следует формула

по

форме

похожая

на

(2.269)

Нем

+ ^

РрТ Ч'рт-

(2.294)

339

15.3.

Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий

Пластовая нефть, насыщающая продуктивные пласты, как

правило, характеризуется:

• кратно меньшей молярной массой по сравнению с дегази-

рованной нефтью из-за большого количества растворенного в

ней газа и

• относительно высокой пластовой температурой.

Эти обстоятельства определяют реологические свойства пла-

стовой нефти как ньютоновской жидкости.

Поступление в продукцию добывающих скважин воды, умень-

шение температуры нефти в скважине, снижение давления

ниже скважинного давления насыщения пластовой нефти га-

зом в совокупности обуславливают формирование в скважине

высокодисперсной системы, дисперсной фазой которой явля-

ются:

• углеводородные сложные структурные единицы (ССЕ), [28, 29];

• капельная пластовая вода;

• окклюдированный нефтяной газ и др.

Дисперсионной средой такой сложной системы в добываю-

щих скважинах на начальных этапах разработки и эксплуата-

ции нефтяных месторождений является промысловая нефть.

При относительно малой объемной концентрации частиц

дисперсной фазы в промысловой нефти, эффективная вязкость

такой дисперсной системы по сравнению с вязкостью промыс-

ловой нефти возрастает, сохраняя свойства ньютоновской жид-

кости [37, 38, 58].

Характерной особенностью промысловой нефти является то,

что она в совокупности с содержащимися в ней углеводород-

ными ССЕ представляет собой единое целое

—

нефтяную дис-

персную систему [29]. При малой обводненности скважинной

продукции сырая промысловая нефть классифицируется как

малоконцентрированная свободнодисперсная система, эффек-

тивная вязкость которой определяется в основном вязкостью

дисперсионной среды

—

нефтяной дисперсной системы (НДС).

А. Эйнштейном бьши заложены основы теории возрастания

вязкости свободнодисперсных систем, то есть систем, в кото-

340

рых взаимодействие ч^тиц дисперсной фазы отсутствует. На-

личие дисперсных частиц в поле сдвиговых напряжений дис-

персионной среды приводит к вращению их и, как следствие,

к дополнительной диссипации энергии, то есть увеличению

эффективной вязкости дисперсной системы Дэ^, пропорцио-

нально объемной доле дисперсной фазы [37]

~^>

'^'^рт,

(2.295)

где к=2,5 для монодисперсной системы со сферическими

частицами.

Следствием этой теории является утверждение о том, что

свободнодисперсная система, характеризующаяся отсутствием

взаимодействия между частицами дисперсной фазы с изомет-

ричными частицами, в поле сдвиговых напряжений проявляет

свойства ньютоновской жидкости. Экспериментальные иссле-

дования эффективной вязкости водонефтяных эмульсий с

объемной обводненность до 2

—

5 % об. подтверждают спра-

ведливость использования формулы (2.295).

При увеличении размеров капель воды в эмульсии они, на-

ходясь в поле сдвиговых напряжений, способны деформиро-

ваться и под действием сдвиговых напряжений определенным

образом ориентироваться в потоке. Ориентирующему действию

сдвиговых напряжений деформированных капель противосто-

ит вращательная тенденция этих капель под действием тех же

сдвиговых напряжений. В результате, в зависимости от:

• размеров капель,

• физико-химических свойств

о капель и дисперсионной среды,

• термобарических и гидродинамических условий формиро-

вания дисперсной фазы (в скважине, системе промыслового

сбора и т.д.),

• применения различного рода реагентов в технологической

цепочке разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

степень ориентации дисперсных частиц в потоке существенно

зависит от скорости течения, то есть напряжения сдвига, рис. 3.1.