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

Подождите немного. Документ загружается.

Исходя из материального баланса, соответствующих опреде-

лений свойств пластовой нефти и приведенных выше характе-

ристик следует, что плотность пластовой нефти р^ должна удов-

летворять равенству:

Рл.

т„

—

^оср

^оср =

Роср

' *^пл

Рос/*

' Кзср

—

~ . \9оср

+ Рос/>

•

^оср )

•

(1.7)

Если это соотношение не выполняется, а расхож-

дение превышает погрешность промысловых дан-

ных (более чем на 3-4 %), то необходимо произ-

вести корректировку исходной информации

вплоть до повторного отбора глубинных проб.

В соответствии с ОСТ 39 112-80 допустимая погрешность эк-

спериментальных данных исследования глубинных проб плас-

товой нефти представлена в табл. 1.7.

Таблица

1.7

Допустимые

расхождения между значениями измеренных параметров

по

ОСТ 39 112-80

№

п/п

Параметры

Давление насыщения

пластовой нефти газом

Газовый фактор

пластовой нефти

Плотность пластовой

нефти

Объемный коэффициент

пластовой нефти

Коэффициент

сжимаемости пластовой

нефти

Вязкость пластовой

нефти

Допустимые расхождения между

определениями, %

повторными

(для одной

пробы)

0,5

1,0

0,5

1,0

3,0

5,0

по дублирующим

пробам

1,0

2,0

1,0

2,0

6,0

10,0

Таблица

1.7 (продолжение)

Плотность нефтяного

газа однократного

стандартного

разгазирования (ОСР)

пластовой нефти

Плотность

дегазированной нефти

Вязкость дегазированной

нефти

Молярная масса

дегазированной нефти

2,0

0,2

5,0

2,0

4,0

0,4

10,0

4,0

Как правило, наличие в качестве исходной информации при-

веденных выше важнейших экспериментальных характеристик

свойств пластовой нефти достаточно для решения большей части

промысловых (оценочных) задач.

Знание компонентного состава нефтяного газа однократно-

го стандартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти в со-,

четании с данными по разгонке дегазированной нефти по ис-'

тинным температурам кипения (ИТК) позволяет моделировать

состав пластовой нефти с любой степенью детализации ее ком-

понентного состава. Следовательно, фракционный состав не-

фти

—

одна из важнейших составляющих моделирования пове-

дения пластовой нефти в процессе ее разгазирования в залежи,

добывающих скважинах, нефтепромысловом оборудовании,

подготовки к передаче потребителю или массообмена с вытес-

няющей фазой при применении методов повышения нефтеот-

дачи.

Наиболее полно физико-химические свойства дегазирован-

ных нефтей представлены в специализированной справочной

литературе, например [31, 32 и др.].

Для характеристики нефти и ее отдельных фракций часто

используется характеристический фактор Ф, который после пе-

ревода некоторых единиц измерения параметров принимает

вид:

12251 з/г-

р+

0,009

"^ ''"' '

(1.8)

. 43

где

р-

относительная (по воде, р^ = 1000 кг/м^) плотность нефги

или ее фракций при 20 °С и атмосферном давлении (рд^я , кг/м^):

р.

- РОСР

Г^^^

—

средняя температура кипения нефти, К.

В качестве средней температуры кипения нефти принима-

ется полусумма среднемольной и среднекубической темпера-

туры ее кипения. Как правило, в полном объеме такая инфор-

мация отсутствует, поэтому характеристический фактор нефти

с достаточной для промысловых оценок точностью можно рас-

считать по эквивалентной формуле, выражающей влияние мо-

лярной массы и относительной плотности на характеристи-

ческий фактор:

^ 3,73

ф - -1

'^ 100 ^

2,72 + 0,48р-^

(1.10)

где

Мд(.р—

молярная масса нефти, г/моль.

Как показали наши дальнейшие исследования, в качестве

коррелирующего параметра при обработке промысловых дан-

ных по физико-химическим свойствам нефтей и их отдельных

фракций иногда удобно использовать комплексный безразмер-

ный параметр:

РосР • (Дос/>

Г''' где Дос/> = -^ , (^1^= 1мПас) (1.11)

М-ос/> ~ динамическая вязкость дегазированной нефти, мПас;

Р'оср

=Р'ося/1000~ относительная плотность дегазирован-

ной нефти,

Р'оср

~ плотность дегазированной нефти, кг/м^

Иногда удобно использовать только часть этого комплекса,

представляющего самостоятельный параметр, так называемую

поправку на групповой состав нефти (фракций) (Дд^^) ' .

1.6. Разгонка промысловой (дегазированной) нефти

по истинным температурам кипения (ИТК)

Наиболее доступные промысловые данные

по

свойствам

составам нефтей месторождений России приводятся

спра-

вочной литературе, например, [14, 16 и

др.].

сожалению, неф-

тепромысловая информация характеризует компонентный

со-

став

основном растворенных

пластовой нефти газов

и не-

большую часть наиболее летучей головной части дегазирован-

ной нефти. Поэтому

для

получения более полной информа-

ции

фракционном составе нефти необходимо использовать

экспериментальные данные, которые получают специалисты

по переработке нефтей

процессе исследования промысловых

проб нефтей для составления информационного банка данных

по качеству нефтей

нефтепродуктов [30, 31,

32 и

др.].

Данные

разгонке нефти

по

истинным температурам кипе-

ния (ИТК) используются

для

определения фракционного

со-

става товарной нефти, расчета физико-химических свойств

пр-

лучаемых

из нее

нефтепродуктов, оценки потенциальной цен-

ности нефти

как

сырья для нефтеперерабатывающей

нефте-

химической промышленности.

Кривые разгонки нефти

по

ИТК имеют монотонный характер.

Например, на рис. 1.1 представлены характерные виды кривых ИТК

нефтей некоторых месторождений различных регионов России.

Яринская, свита

Шумовская

Северо-Зирга некая

Д^в<тровская

Белозерская

Мегионская, юрский

Быстрянская

Тунгорская

Выход фракций, % масс

Рис. 1.1. Типичные кривые разгонки нефтей по ИТК Урало-Поволжья,

Западной Сибири и Сахалина

В приложении П1 приведена случайная ограниченная вы-

борка результатов разгонки нефтей по ИТК, составленная нами'

по экспериментальным данным справочника [31]. Как нагляд-

но видно из рис. 1.1 и анализа минимальной базы данных при-

ложения

П1.1,

угловые коэффициенты начальных участков кри-

вых ИТК с суммарной массовой долей выхода фракций до 10

—

20 % имеют всегда большие значения, чем угловые коэффици-

енты ИТК всей кривой.

Некоторые типовые значения угловых коэффициентов на-

чальных участков ИТК для наглядности представлены в виде

графиков (графические приложения П1.1

—

П1.3).

В табл. 1.8 приведены результаты сортировки значений уг-

ловых коэффициентов начальных участков ИТК той части базы

данных, которые в совокупности дают возможность учитывать

разгонку нефти по ИТК при построении модели компонентно-

го состава пластовой нефти по промысловым результатам ис-

следования глубинных проб. В качестве коррелирующего пара-

метра использовался характеристический параметр группового

состава нефти П, представляющий собой найденную нами (пу-

тем статистической обработки корреляционных связей свойств

нефтей) степень относительной динамической вязкости нефти

при 20 °С:

Я,

V-

)

где

\л.„^о

= ^м1Тас;

\^'оср

~ динамическая вязкость дегазированной нефти (или,

в первом приближении, динамическая вязкость промысловой

нефти при 20 °С), мПас.

Как видно из графика табл. 1.8 совокупность угловых коэф-

фициентов начальных участков разгонки нефтей по ИТК дос-

таточно тесно коррелируется с характеристическим парамет-

ром П группового состава соответствующей нефти.

' в выборке и

обработке

результатов разгонки нефтей по ИТК принимал участие

к.т.н. Елисеев Д.Ю.

Величина достоверности аппроксимации

К^>0,9

. Следова-

тельно, корреляционное уравнение для расчета углового коэф-

фициента начальных участков разгонки нефти по ИТК:

к^,=2,473

19,8\71п{П^) (1.12)

вполне может быть использовано при моделировании компо-

нентного состава пластовых нефтей.

Таблица

1.8

Значения угловых коэффициентов начальных участков разгонки нефтей

по ИТК и характеристические параметры

группового состава нефтей и другие их свойства

№

п/п

Угло-

вой

коэф.

3,5843

4,1615

4,5254

4,6426

4,8527

4,9272

5,0907

5,5951

5,9006

5,9632

5,9848

5,9929

6,001

6,2095

6,2096

6,2141

6,2262

6,4191

6,4541

6,6236

6,6861

6,7557

7,0271

Мол

масса,

г/моль

176

179

217

203

210

206

165

210

216

238

182

241

227

202

211

215

196

250

229

220

Плот-

ность,

кг/м''

788,6

808,2

808,8

790,4

811

857,1

826,5

854,3

830,4

823,5

843

824,5

856

832

866

826,9

844,6

840,6

817,7

856,7

837,6

885,1

853,5

Вяз-

кость,

20°С,

мм^/с

3,17

2,31

4,27

2,58

4,66

4,55

2,9

5,15

4,66

5,14

9,63

5,73

7,14

9,58

7,86

6,8

7,75

7,64

6,61

7,6

9,24

5,95

12,5

Характер,

парам.

1,1060398

1,0710861

1,1460659

1,0815369

1,1574833

1,161488

1,100932

1,1769986

1,1604971

1,1720036

1,2590412

1,1862548

1,2203346

1,2565037

1,2348763

1,2091935

1,2295744

1,2270015

1,2039474

1,2288551

1,2524429

1,2005107

1,2974556

Нефть по [31]

Северо-

Риштанская

Некрасовская

Ашировска(я

Михайловская

(дев.)

Каменноложская

Одоптинская

Паромайская

Эхабинская

Белебеевская

Яринская

Коробковская

Ю.-Аламышикская

Мегионская (юр.)

3-Палванташская

Прорвенская

Шаимская

Гуселки

Дмитриевская

(угл.)

Олениковская

Мегионская

(вал.)

Северо-Сохская

Тунгорская

Палванташская

Таблица

1.8

(продолжение)

7,0683

7,2626

7,4564

7,4575

7,7593

7,7707

7,9079

8,1457

8,7036

9,1089

9,5248

9,7844

9,8524

10,048

10,489

10,579

10,7

13,258

13,34

266

210

257

342

235

285

245

240

295

304

278

282

327

237

326

260

310

324

303

845,4

856,5

859

851,6

895,1

874,6

845,3

876,1

865,4

875,3

871,3

862,5

899,4

885,8

896,7

851,8

895,8

900,7

924,3

10,83

12,59

9,38

7,89

15,23

20,17

11,68

19,87

21,02

25,76

22,39

14,96

59,43

37,8

57,41

18,27

40,06

87,15

160,5

1,2758099

1,2989811

1,2580027

1,2331173

1,3329162

1,3712502

1,2864411

1,3692497

1,3758892

1,4087739

1,3865144

1,3248783

1,5490857

1,4714009

1,5426941

1,3524723

1,4826595

1,6159698

1,7331721

Красный Яр

Ново-Елховская

Андижанская

Козубаевская

Васильевская

Улыкская

Белозерская

Павлов.(тульск.)

Кенкиякская

(перм.)

Урицкая

Майкорская

Асюльская

Северо-

Зерганская

Вятская

Могутовская

Танджигалинская

Павлов.(турней)

Шумовская

Москудьинская

в т

.11

Влияние состава нефти на угловой коэффициент кривой разгонки нефти

по ИТК

л.^

* 1-

у = 1<),8171.п(х) + 2,471

К^ = 0,9018

1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7

Характеристический параметр группового состава нефтя

1,8

ПРИМЕР 1.3

Рассчитать разгонку Дмитриевской нефти (угленосный горизонт)

по истинным температурам кипения (ИТК) и сравнить с экспери-

ментальными данными.

УКАЗАНИЕ.

Использовать приложение П1.18 и формулу (1.12).

РЕШЕНИЕ

Представим таблицу экспериментальных данных разгонки не-

фти по ИТК в форме, удобной для сопоставления расчетных и фак-

тических данных, табл.П 1.3.1.

Таблица П1.3.1

Разгонка

по ИТК

Дмитриевской нефти угленосной свиты

[31]

№

п/п

Темпера-

тура

выки-

пания,

фракций,

"С

До 28

(газ по С4)

28-75

75-100

100-112

112-128

128-140

140-150

150-156

156-166

166-180

180-194

194-212

212-230

230-250

250-270

270-285

285-300

300-321

321-340

340-360

360-378

378^00

400-418

418-435

435-454

454-480

Остаток

потери

Массовая

доля,

фрак-

ций

2,12

2,26

2,36

2,42

2,50

2,61

2,68

2,61

2,74

2,85

2,80

2,74

2,80

2,74

2,85

2,74

2,80'

2,92

2,85

2,92

2,96

2,85

30,25

накопленная

факт

2,12

4,38

6,74

9,1

11,52

14,02

16,63

19,31

21,92

24,53

27,27

30,12

32,92

35,66

38,40

41,20

43,94

46,79

49,53

52,33

55,25

58,17

61,02

63,94

66,90

69,75

100

Результаты расчетных оценок долен

ошибок

Начальный участок

ИТК

расчет"

ошибка,

невозможен

5,329

9,159

13,45

15,29

16,82

17,74

19,27

21,42

23,56

21,7

35,9

20,9

16,7

9,0

1,14

-8,14

-12,09

-12,7

-13,6

расчет^'

2,035

4,596

7,09

8,73

11,52

14,184

16,869

18,718

22,261

28,376

36,170

ошибка,

-4,01

4,9

5,2

-4,06

1,2

0,3

-3,07

1,6

15,7

32,6

ИТК

целом

расчет-"'

ошибка,

невозможен

5,696

9,791

11,756

14,377

16,342

17,98

18,962

20,600

22,893

25,186

28,134

31,082

34,358

37,633

40,09

42,547

45,986

49,098

52,373

55,321

58,924

61,872

64,657

67,769

72,027

45,3

29,2

24,8

16,6

8,1

-/,8

Ьб

-6,7

-7,6

-6,6

-5,6

-3,7

-2,7

-3,2

-ь?

-0,9

0,1

1,3

1,4

1,1

1,3

3,3

Разгонка нефти прекращена

Примечания:

Расчет

по

формуле

(1.17).

Расчет

по

формуле

(1.18).

Расчет

по

формуле

(1.14).

Так как разгонка нефти по ИТК представляет собой выявленную

экспериментатором связь между температурой выкипания у-ой фрак-

ции нефти и суммы всех фракций, включая У-ую в табличной фор-

ме,

то, используя их аппроксимации, можно рассчитать разгонку

Дмитриевской нефти по ИТК следующим образом:

• Рассчитывается характеристический параметр влияния фуппо-

вого состава нефти на форму кривой разгонки Дмитриевской нефти

по ИТК:

П\1

= (6,42)°" =

1,227,

где 6,42

—

относительная динамическая вязкость разгоняе-

мой по ИТК нефти при 20°С,

—

динамическая вязкость нефти вычисляется пересчетом из ки-

нематической умножением на плотность нефти:

7,6410-«-840,6 =6,42210-' Пас = 6,42 мПас.

• Для удобства применения корреляции (1.12) из приложения

табл. П1.18 выписывается корреляционная формула разгонки Дмит-

риевской нефти по ИТК с учетом обозначения осей, то есть

7;=40,219

6,1058-^Ж,, (1.13)

/-(

где

Г.

—

температура окончания выкипания /-ой фракции, °С;

1((,—

массовая доля /-ой фракции, %.

• Из (1.13) следует:

• С учетом значения характеристического параметра влияния

группового состава нефтей на форму их кривых разгонки по ИТК

(для Дмитриевской нефти Яц =

1,227)

и корреляционного уравне-

ния табл. 1.7, связывающего значения угловых коэффициентов кри-

вых разгонки по ИТК для начальных участков с параметром Яц,

корреляционная формула разгонки Дмитриевской нефти по ИТК

для начального участка примет вид:

Т.

= 40,219

(2,473

19,817<п Я^^ч», , для

> 2, (1.15)

1=1

откуда с учетом Яц = 1,227 следует

?;. =40,219

6,527.^4/, (Ыб)

/=/

с тем же ограничением для у, как и для (1.15).

• Отметим, что расчетное значение углового коэффициента на-

чального участка разгонки Дмитриевской нефти по ИТК в формуле

(1.16) больше, чем его значение в табл. 1.7, полученное при линей-

ной аппроксимации экспериментальных данных начального участка

разгонки по ИТК (6,4191) на 1,68 %.

• Для заполнения таблицы расчетными данными корреляцион-

ная формула разгонки Дмитриевской нефти по ИТК для начального

участка (1.16) преобразуется к виду

±^=Тг^^^^ (1,7)

• Так как свободный член корреляционного уравнения кривой

разгонки по ИТК Дмитриевской нефти больше 28, то расчет можно

производить только начиная су >1, учитывая то, что при температу-

рах выкипания фракций меньше 40°С, расчетные значения, вычис-

ленные

из

формулы (1.17) физического смысла

не

имеют.

• Пусть у

= 2,

тогда получим:

75-40,219

«С,

6,527

5,329

Ошибка расчета

Д^

составляет;

5 329-4

Д^

= ^'^'

100 = 21,7%.

Полученные результаты расчетов занесены

таблицу.

• Дальнейшее заполнение расчетных данных столбцов

5 и 6

таб-

лицы произведено аналогичным образом.

• По экспериментальным данным начальной части таблицы П 1.3.1

(колонки

2 и 4

табл. П

1.3.1а)

вновь построим разгонку

по ИТК

головной наиболее летучей части Дмитриевской нефти,

но с

нели-

нейной аппроксимацией экспериментальных данных, рис.

1.2.

Таблица

1.3.1а

100

112

128

140

150

156

2,12

4,38

6,74

9,1

11,52

14,02

16,63

19,31

Разгонка по ИТК наиболее летучей части Дмитровской нефти

200

150

100

^^^^-^""^""^

^^^

у^

у = 57,684ип(х) -12,904

К' = 0,9975

Суммяршлй «ыход

% МИСС.

• Корреляционная формула разгонки головной, наиболее лету-

чей части

по

ИТК Дмитриевской нефти при логарифмической апп-

роксимации имеет

вид:

П^ = 57,684

•

^п

Ч/,

-12,904, откуда следует удобная

для

расчетов

формула:

и,

12,904+

Г^

-''\ 57,684

(1.18)

Пусть

= 1,

тогда

П2,904

+ 28Ч

т п« с

Ошибка расчета составляет:

д,

= -^'°^^"^''^-100

-4,01

2,12

Полученные результаты расчетов заносим

табл.

1.3.1

(столбцы

и 8).