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

Подождите немного. Документ загружается.

351

К, о'

;.^!_^.(Я^_Я) «'-^^ Лш^-н^+н. (3.12)

Найдем гидравлическую составляющую изменения давления

в скважине ниже глубины давления насыщения пластовой не-

фти газом:

н. ^•'^т ^ Р>и _ я + Я

•

(3.13)

Откуда ^Р.и^р=-^-ё^>'^-1п[\-^^{Н,-Н,)

у пл )

(3.14)

Рассмотрим потери давления на трение в скважине на участке

с давлением выше давления насыщения пластовой нефти газом:

^--"/р'(О^Ь:#<'я

(3.15)

Скорость потока пластовой нефти в обсадной колонне в за-

висимости от глубины рассматриваемого сечения равна:

А-д

_ Ад Ь^ р'^

п-П'-Рг пО' а'-К^ Ь^ -Н+Н. (3.16)

а'-Кг '

Коэффициент гидравлического сопротивления А, в выраже-

нии (3.15) является функцией критерия Рейнольдса, который в

свою очередь зависит от вязкости потока жидкости. Однако

достаточная точность результатов достигается, если пренеб-

речь влиянием температуры на изменение вязкости пластовой

нефти и, как следствие, на коэффициент гидравлического со-

противления. Тогда можно записать:

352

158 2- к

= 0,067- ^ +

(3.17)

Ке О ) '

где критерий Рейнольдса определяется следующим образом:

(3.18)

Найдем потери давления на трение используя (3.16) и учи-

тывая, что коэффициент гидравлического сопротивления

кон-

станта:

п./

71 О Ь^-р^ ^1[а Кг

(

ь.

а'Кт

-НлН = -Х

4д^

а'-Кт

а' Кг

(3.19)

Запишем решение уравнения (3.3) с учетом (3.14) и (3.19):

Рс-Р.т=-г~-8-9'^-1п

а'К

а'Кг

{н.-н^

-1 4-Г а'-^г

пл

* пл

а'Кт

-НлН,

ял

а'-Кг

(3.20)

В уравнение (3.20) входит два неизвестных: Н^ и р^^. Одна-

ко,

используя рекомендации ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ можно

найти связь между этими параметрами:

'^ЕТ - у$

р-

(..-(

9,157

/^'

(3.21)

353

где

/щ-

функция Штофа М.Б., Белова Ю.Н., Прончука В.П.

1ш ~ .^

701,8

0..у.^N,„^-^,%.N,^)

(3.22)

Откуда:

Аг =Л-

К-Т

9,157-^/ш

Перепишем (3.20) с учетом (3.23):

{Нс-н,)

(3.23)

' а'.К. ^

^ {Нс-Н^)--Нг--ЯР',.

1п

9,157+ /ш

а-Кг

4-д' а'-Кг

а'-Кг

-НлН,

т^'О' Ь^-Р1

(3.24)

а'К^

= 0.

Уравнение (3.24) является неявной функцией Я. Численные

оценки показывают, что падение давления за счет трения пре-

небрежимо малая величина ( на 5 порядков) по сравнению с

остальными членами уравнения. Поэтому уравнение (3.24) можно

переписать в виде:

Рс-РЛ

^^ (Я,-Я,)--А^-^.р:

9,157

а'-Кг

1п

(. а'-Кг

{Н.-Н,) = 0

(3.25)

Пример

использования описанного

алгоритма:

Исходная информация:

Бариновское месторождение Куйбышевской области,

пласт Д-П1:

23 И.И. Дунюшкин

354

пластовое давление, р^

23,3 МПа;

пластоваяг^'емпература, /^ = 72 °С;

глубина скважины, Я = 3200 м;

коэффициент продуктивности скважины, К

0,93 кг/(с-Па)

9 = {15, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 200, 300, 500} т/сут;

д= 13,65 МПа;

Р'.

= 668,

р;

=808,1 кг/м^;

ц;, = 0,4 мПа-с;

Ь = 1,44 ;

• С:,,= 172мУт;

Л^;,

= 0,052;

Л^ся, = 0,503;

В= 0,168 м;

к = 0,0003 м.

Результаты решения представлены в виде таблицы 3.1, где

приведены глубины скважинных давлений насыщения пласто-

вой нефти газом для 3-х случаев:

• первый

—

принимается плотность в стволе скважины

равной плотности пластовой нефти и скважинное дав-

ление насыщения пластовой нефти газом равно давле-

нию насыщения пластовой нефти газом при пласто-

вой температуре, то есть пренебрегается влиянием тем-

пературы на изменение плотности пластовой нефти и

изменение скважинного давления насыщения пласто-

вой нефти газом;

• второй

—

потери давления на трение не учитываются

(расчет по формуле (3.25));

• третий — самый общий случай (расчет по формуле

(3.24)).

355

Таблица

3.1

Результаты расчетов

д, т/сут

100

150

200

300

500

МПа

23.1125

22.925

22.8

22.675

22.3625

22.05

21.425

20 8

19.55

17.05

Ял,

1793.91

1528.36

1821.77

1578.48

1840.35

1610.86

1610.9

185«.92

1642.54

1905.36

1718.71

1951.79

1791.07

1791.09

2044.67

1926.41

1926.45

2137.54

2051.72

2051.76

2323.28

2281.02

2281.05

2694.77

2689.88

Ъ.оС

46.6345

41.8441

48.4741

44.3211

49.638

45.8636

45.8643

50.7541

47.326

53.3464

50.6571

55.6761

53.5742

53.5745

59.6398

58.3746

58.375

62.8093

62.0669

62.0673

67.2917

67.0647

67.0649

71.4238

71.4182

р,т,

МПа

13.65

11.97

13.65

12.11

13.65

12.20

13.65

12.28

13.65

12.46

13.65

12.63

13.65

12.89

13.65

13.10

13.65

13.38

13.65

13.62

Примечания

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

Первый случай

Второй случай (без трения)

Третий случай

(самый общий)

356

Как сле,цует из табл. 3.1 для малодебитных скважин с высо-

кой пластовой температурой расчетные глубины начала разга-

зирования пластовой нефти в скважине различаются на сотни

метров. Например, при дебите скважины 30 т/сут это различие

составило 244 м. Для высокодебитных скважин такое различие

менее 100 м, например при дебите 300 т/сут оно составляет

всего 42 м.

Результаты расчетов представленные в табл. 3.1 показывают,

что потерями давления на трение в колонне практически во

всем диапазоне дебитов можно пренебречь.

357

ПРИЛОЖЕНИЯ

358

Приложение П-1

Адаптированная промысловая информация

для

использования

в примерах

1) В пособии принято:

• Стандартные условия,

{стаи,

усл.):

0,1 МПа, (100 кПа);

293,15 К, (20'О;

Нормальные условия,

{норм,

усл.):

о Давление

о Температура

о Давление

о Температура

0,101325

МПа, (101,325 кПа);

273,15 К,

(О

"С).

2) Бариновское месторождение Куйбышевской области [14]

Свойства Значения

Характеристика объекта

Продуктивный пласт

Скважина № 7, дата отбора пробы: 29.02.68

Интервал перфорации, м 3 228 - 3 250

Пластовое давление, МПа

Пластовая температура, К (°С)

Давление насыщения пластовой нефти газом

(при пластовой температуре), МПа

д-ш

33,85

348(75)

14,5

Пластовая нефть

Газовый фактор (объем газа приведен к норм,

усл.),

м'/т

Объемный коэффициент

Плотность (при пластовых условиях), кг/м'

Вязкость (при пластовых условиях), мПас

182,6

1,41

691,8

0,56

Дегазированная нефть

(нефть после однократного стандартного разгазирования (ОСР)пластовой нефти)

по ОСТ 39 112-80

Плотность (при стан,

усл.),

кг/м'

Вязкость (при стан,

усл.),

мПас

Содержание (массовые доли), %:

серы

смол (силикагелевых)

асфальтенов

парафинов

Температура застывания нефти, К (°С)

Температура плавления парафинов, К (°С)

809,1

2,72

0,3

1,38

0,42

5,4

281 (8)

329 (56)

Нефтяной газ (ОСР пластовой нефти)

Относительная (по воздуху) плотность

Содержание (молярные доли), %:

азота

метана

1,021

4,91

46,86

359

3) Физико-химические свойства нефти Бариновского место-

рождения',

14]

1 Мест-е:Бариновское Пласт:Д - III Скв:7 Дата отбора пробы:29-02-68

Азот

Диске,

угл.

Серовод.

Метан

Эган

Пропан

И-бутан

Н-бутан

Всего УК бутан

И-пентан

Н-пентан

Циклопентан

Всего

УК пентан

23-ДИметилбутан

2-метнапентан

3-метилпентан

{

Н-гексан

Метилциклопен-

тан

Циклогексан

Всего гексан

2Л-дамешлпешан

Сумма

изогептанов

Н-гептан

Метил циклогек-

сан

Всего УК гептан

УК

октан

100

114

Компонентный состав, %

Нефтяной газ

ССР

пластовой нефти

моль-

ные

N 1,оср

4,91

0,6

46,86

22,45

14,34

1,87

5,05

6,92

1,25

1,59

0,03

2,87

0,16

0,17

0,15

0,45

0,12

1,05

массо-

вые

"^"..ОСР

Дегазированная

нефть

моль-

ные

^1.0СР

0,24

1,24

3,65

1,29

5,12

6,41

2,8

5,36

0,39

8,55

0,97

1,02

4,51

1,23

1,6

10,33

0,13

2,82

3,98

2,76

9,69

массо-

вые

Ч'/.осл

1 •^

Пластовая

нефть

моль-

ные

И^.ОСР

2,92

0,36

27,98

13,94

10,2

1,66

5,15

6,81

1,87

3,1

0,17

5,14

0,59

0,4

0,5

2,07

0,56

0,67

4,79

0,06

1,13

1,58

1,1

3,87

массо-

вые

Ч'.ос;-

ос

УК

азот

СОг

Н28

УК

бутан

«и

а:

14)

а;

УК

октан

Адаптированное

представление данных

360

УК

нонан

УК декан

128

142

Нелетучая часть (остаток

до 100%)

Проверка

суммы

100

1) Относительная плотность (по

воздуху)

2) Плотность (при стан.

усл),кг/и^

3) Молярная масса,

г/моль

4) Молярная масса "нелет

г/моль

1,227"^

1,021

1,214")

29,164

учей части".

59,89

100

7 8

23,99

100

809,1

183,3"

в) 181

252")

5) Газовый фактор (объем нефтяного газа приведен к норм.

уел),

м'/м'

Удельный газовый фактор (объем нефтяного газа приведен

к норм, уел), м'/т

6) Динамическая

вязкость, мПа'с

7) Объемный коэффициент

пластовой нефти

8) Давление насыщения пластовой нефти

газом, МПа

9) Массовая доля серы, %; (для оценки

класса нефти)

10) Выход фракций, % об, при .^ .„

тем-ре до:

300 "С

350 °С

II) Ма

параф)

ссовая дол

1на, %масс

2,72

0,3

31,5

54,5"')

5,4

691,8-)

252")

155,4"в) 158,6")

182,6

0,56

1,438"о)

1,41

14,5

УК

нонан

УК

декан

УК

нелет.

X 8

X Ь

-е-

о-

•)

При

пластовых:

давлении

температуре.

"•

Расчетные

значения.

Расчетные значения

- как

результат согласования

данных.

"')

Общий выход