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

Подождите немного. Документ загружается.

— 341

В зависимости от дебита скважин, при прочих равных ус-

ловиях, скорость течения меняется, следовательно меняется

напряжение сдвига в потоке, то есть

• при малых дебитах (малых напряжениях сдвига) эффек-

тивная вязкость скважинной продукции максимальна,

• с увеличением дебита (увеличении напряжений сдвига)

эффективная вязкость уменьшается и достигает некоторого

минимального значения, которое не изменяется при увеличе-

нии дебита из-за достижения в системе предельной ориента-

ции частиц в потоке, рис. 3.1.

т, Па

Рис.

3.1.

Реологическая кривая свободнодисперсной

водонефтяной эмульсии

деформирующимися каплями

Совершенно очевидно, что увеличение дебита скважин со-

провождается увеличением степени дисперсности капельной

воды и окклюдированного газа. В свою очередь, дисперсность

скважинной продукции существенно зависит от способа эксп-

луатации скважин и т.д.

С увеличением обводненности водонефтяные эмульсии при-

обретают свойства характерные для связнодисперсных систем

с коагуляционной структурой, рис. 3.2.

342

М'эф»

Па*с

\ "

III

т* т*

Т- Шв Т- В

т, Па

Рис.

3.2.

Полная реологическая кривая структурированной водонефтяной эмульсии

Полная реологическая кривая такой структурированной си-

стемы рис. 3.2 характеризуется более резким изменением эф-

фективной вязкости между двумя крайними состояниями во-

донефтяной эмульсии:

• с неразрушенной структурой (небольшие скорости течения

водонефтяной эмульсии, при которых реологические свойства

эмульсий таковы как у твердообразных тел) и

• с полностью разрушенной структурой (большие скорости

течения водонефтяных эмульсий, при которых эмульсии про-

являют свойства, характерные для ньютоновских жидкостей).

Анализ полной реологической кривой водонефтяной эмуль-

сии в координатах: эффективная вязкость

—

тангенциальное

напряжение сдвига показывает наличие четырех характерных

участков [37]:

• первый

—

область, характерная для малых напряжений

сдвига с упругим последействием. Высокое значение эф-

фективной вязкости связано:

о с перетеканием дисперсионной среды из уменьшаю-

щихся в размере (из-за деформации) ячеек в соседние

через узкие зазоры и

о со скольжением капель относительно друг друга;

343

• второй

—

область вязкопластичного течения с почти не-

разрушенной структурой (ползучесть по Шведову). Сдвиг

возникает за счет тепловых флуктуационных процессов

разрушения и последующего восстановления коагуляци-

онных контактов. В среднем число коагуляционных кон-

тактов остается постоянным во времени и близким к мак-

симальному. Направленность разрушения и восстановле-

ния контактов определяется приложенным извне напря-

жением, то есть наблюдается медленный макроскопичес-

кий сдвиг;

• третий

—

область энергичного разрушения структуры (вяз-

копластическое течение по модели Бингама с относи-

тельно большим предельным напряжением сдвига х\ (ха-

рактеристика прочности водонефтяной эмульсии (на

сдвиг)) и невысокой дифференциальной бингамовской

вязкостью |Лд)

т-т;=ЦЛ. (2.296)

Как показывает лабораторная и промысловая практика на

примере поведения водонефтяных эмульсий смещение рав-

новесия в системе в сторону разрушения контактов приво-

дит к уменьшению (на два

—

три порядка) эффективной

вязкости Цэ0

т 1

у 1_Ъ. (2.297)

• четвертый

—

область полностью разрушенной структуры с

постоянной наименьшей эффективной вязкостью водо-

нефтяной эмульсии, однако большей, чем следует из оцен-

ки по формуле А.Эйнштейна (2.295), то есть к>2,5 из-за

эффекта взаимодействия частиц.

Примеры результатов экспериментального изучения эффек-

тивной вязкости водонефтяных эмульсий и их анализ пред-

ставлен в работе [59].

344

Эффект инверсии фаз, характерный для водонефтяных

эмульсий, является решающим фактором, который определяет

эффективную вязкость водонефтяной эмульсии. Теоретические

исследования, повсеместно подтверждаемые эксперименталь-

ными и промысловыми данными, показывают, что основной

вклад в эффективную вязкость водонефтяных эмульсий вносит

изменение вязкости дисперсионной среды в результате инвер-

сии фаз при увеличении обводненности.

Обратные водонефтяные эмульсии с ростом обводненности

как типичные дисперсные системы увеличивают эффективную

вязкость до области обводненности, вызывающей инверсию фаз,

рис.

3.3.

И Зф

П а «С

Обратная /

эмульсия /

• •

/^^

со

•а

о.

со

\ прямая

\ эм ул ьси я

0,2

0,4 0,6 0,8

Рис.

3.3.

Типичный график зависимости эффективной

вязкости водонефтяных эмульсий

от

объемной доли воды

в ней

345

•

ЧАСТЬ 3

Примеры использования расчетных

методов оценки физико-химических

свойств скважинной продукции при

решении задач нефтепромысловой практики

346

Глава 16. Оценка величины столба однофазной

пластовой ^фти

безводной добывающей скважине

для обоснования глубины спуска оборудования

Величина столба пластовой нефти в скважине, агрегатное

состояние которой

—

жидкость, существенно зависит от тем-

пературы, которую она приобретает, находясь в скважине.

Основополагающие исследования температурных режимов в

добывающих скважинах, проведенные проф. Мищенко И.Т.,

позволили сформулировать объективные критерии оценки рас-

пределения температуры по глубине добывающих скважин в

зависимости от ее массового дебита.

Одним из важнейших выводов этих исследований явилось

обоснование тезиса о том, что теплообмен между продукцией

в скважине и горных породах определяется в основном тепло-

проводностью горных пород с насыщающими их водой, не-

фтью и газом. Именно это экспериментальное обоснование

позволило существенно продвинуться в теоретических основах

практических рекомендаций по оптимальному использованию

глубинного скважинного оборудования и разработке методик

подбора рационального скважинного оборудования к добыва-

ющим скважинам.

16.1.

Алгоритм расчета

давления

насыщения пластовой нефти

газом

добьшающей скважине с учетом изменения ее темпе-

ратуры в

скважине

Промысловая практика механизированной эксплуатации

скважин показывает, что спуск насосов на глубину с объемным

расходным газосодержанием до 15% практически обеспечивает

оптимальное соотношение между ожидаемым приростом де-

бита скважины и уменьшением коэффициента наполнения на-

соса [25].

Корректное определение этой глубины зависит от точности

определения глубины, на которой давление в скважине равно

скважинному давлению насыщения пластовой нефти газом при

температуре иногда существенно меньшей пластовой (в даль-

347

нейшем эту глубину будем называть глубиной

скважинного

дав-

ления

насыщения пластовой нефти

газом).

Глубина скважинного давления насыщения пластовой не-

фти газом является функцией:

• дебита скважины;

• темпа изменения температуры продукции скважины по

глубине;

• изменения плотности пластовой нефти в скважине по глу-

бине;

• потерь давления на трение.

Численные оценки показывают, что погрешность расчетов

практически не изменяется, если влиянием изменения давле-

ния на изменение плотности пластовой нефти пренебречь.

Исходя из сделанных замечаний, поставленную задачу мож-

но сформулировать в виде:

Пусть задана следующая

исходная

информаиия.

(как правило,

эти данные известны):

р^

—

пластовое давление. Па;

Ь^—

пластовая температура,°С;

/Г

—

глубина кровли эксплуатационного объекта, м;

—

геотермический градиент, °С/м;

—

коэффициент продуктивности скважины, кг/(с-Па)

К.{р^-р,),

(3.1)

где:

—

массовый дебит скважины, кг/с;

р^

—

давление на забое скважины. Па;

—

давление насыщения пластовой нефти газом при плас-

товой температуре (абсолютное). Па;

Р'пл'

Р'оср~ плотности пластовой и дегазированной нефти,

кг/м^;

ц'д^

—

вязкость пластовой нефти, Па-с;

—

теплоемкость пластовой нефти, Дж/(кг-К);

—

объемный коэффициент пластовой нефти;

348

—

удел|>ный газовый фактор пластовой нефти, (объем

нефтяного газа ОСР пластовой нефти приведен к нормальным

условиям), мУт;

^/у^» ^сн^ ~ молярные доли азота и метана в нефтяном

газе после ОСР пластовой нефти;

—

диаметр обсадной колонны, м;

—

шероховатость поверхности стенки обсадной колонны, м.

Определить глубину, на которой давление в сква-

жине равно давлению насыщения пластовой нефти

газом при температуре в скважине на этой глубине.

Решение поставленной задачи можно представить в следую-

щем виде:

Изменение давления на элементарном отрезке длины в сква-

жине определяется как:

с1р =

р'{{)-§-с1Н+с1р„^,

(3.2)

тогда для всей длины в скважине от кровли пласта до глубины,

на которой давление равно давлению насыщения нефти газом,

уменьшение давления в скважине составит:

/ с1р= / р'{г)-8-^Н- / р'(0-яХ^^^Я, (3.3)

в котором знак «-» у слагаемого, определяющего падение дав-

ления за счет трения появляется из-за того, силы трения на-

правлены противоположно действию силы тяжести.

В уравнении (3.3) в слагаемом, определяющем падение дав-

ления за счет трения, в первом приближении, не учитывается

отклонение скважины от вертикали.

Рассмотрим каждый параметр уравнения (3.3) в отдельнос-

ти.

Для того чтобы найти зависимость плотности пластовой

нефти от температуры представим, что объем пластовой не-

фти складывается из ее объема при температуре ниже пласто-

349

ВОЙ (7) и поправки на ее расширение при увеличении темпера-

туры до пластовой:

к:

и;+дк;,

(3.4)

где

К^'

—

объем пластовой нефти при температуре ниже пласто-

вой, м^;

ДК/

—

разница между объемами пластовой нефти (или по-

правка объема на температуру), находящимися при пластовой

температуре и температуре Т, соответственно, м^;

Температурную поправку на изменение объема пластовой

нефти можно определить исходя из следующих соображений:

—^ =

•(/„-/),

(3.5)

где

—

объем дегазированной нефти, м^;

а'

—

коэффициент температурного расширения пластовой

нефти, (°С)', который может быть определен следующим об-

разом (2.106):

а'

10-^

(Р™)'

Г-293^

0,58

р^ ((Г- 273)

•

10-^

1,2

•

(р^

0,68))

1000

Т < 570

^ (3.6)

где р^=р„/1000.

Тогда объем пластовой нефти при температуре Т записыва-

ется следующим образом:

У;=К-К-о.'-{^-1).

(3.7)

Откуда плотность пластовой нефти при температуре отлич-

ной от пластовой записывается следующим образом:

350

^г V'

-V' -^о! и -1\

пл

у1 "•

V ил

т„

У:-У^~-а'-{г^-г) 1-^-{^-г)

(3.8)

"Л/!

Найдем зависимость температуры продукции скважины

от

глубины,

для

этого используем рекомендации

И.Т.

Мищенко

для распределения температуры

скважине

виде линейного

закона:

1^1^-Кг(Н,-Н),

(3.9)

где

К^.—

динамический градиент температуры продукции

сква-

жине,

°С/м,

который можно определить

зависимости

от де-

бита скважины следующим образом:

^т

77 .

(3.10)

Устьевую температуру для рассматриваемой задачи можно

оценить по формуле И.Т. Мищенко [25] для фонтанной эксп-

луатации, т.к. на отрезке скважины от забоя до башмака НКТ

(приема насоса) режим работы скважины можно рассматри-

вать как фонтанный. Тогда для вертикальной скважины:

^,=Г^.(1-0,87.е-'-^).-^. (3.11)

Мял

Теперь вернемся

рассмотрению зависимости плотности пла-

стовой нефти

зависимости

от

температуры.

учетом получен-

ной зависимости температуры продукции

скважине

от

глуби-

ны (3.9), перепишем выражение (3.8) следующим образом: