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

Подождите немного. Документ загружается.

где коэффициенты аппроксимации экспериментальных ис-

следований (а^, а^, о^, а) и (6,,

Ь^,

Ь^ Ь^ представлены в форме

таблицы коэффициентов:

Таблицы коэффициентов

Коэффициенты

О!

аз

Значения

-6,18-10-5

1,86*10-3

^,89«10-2

1,0049

Коэффициенты

Ь1

Ь2

Ьз

Ь4

Значения

1,79'10-4

-5,16-10-3

1,259"10-1

-1,0127

Константы фазового равновесия (КФР) в зависимости от

давления и температуры рекомендуется рассчитывать по фор-

муле [18]:

/=1-14.

(1.39)

Продолжим рассмотрение моделирования пластовой нефти

на примере Дмитриевского месторождения угленосной свиты.

По формуле (1.27), на основании данных табл. 1.9, найдем

молярную долю нефтяного газа ОСР пластовой нефти:

М" -

1 1

^ОСР

24,35^^

24,35-842,2

•" " 207,9-76,81

= 43,78 %моль

М'оср-0

Для определения состава пластовой нефти рассчитаем кон-

станты фазового равновесия индивидуальных и условных ком-

понентов.

Для индивидуальных компонентов, кроме метана, констан-

ты фазового равновесия однозначно определяются по формуле

(1.39) на основании данных табл. 1.15.

Так как условные компоненты УКС^, УКС, и УКС^ для раз-

ных нефтей различны, то предварительно проведем аппрокси-

мацию критических давлений и критических температур соот-

ветствующих фракций нефти в зависимости от их молярной

массы (рис. 1.6).

-•' Тешкратура, Тс, (К)

-*- Давление, рс (МПа)

Линейный (Давленне, рс, (МПа))

^_ Логарнфшгюксий СГсмпература. тс, (К))

у ' -О.ОЗвх

«^

5,в96

я'

= 0,9065

.л

Малярная масса, г/моль

Рис.

1.6.

Зависимость критической температуры

критического давления

от

молярной массы компонентов

по

данным табл.

1.15

По корреляционным зависимостям, представленным на

рис.

1.6 определяются критические параметры только трех ус-

ловных компонентов Дмитриевской нефти, так как в использу-

емом алгоритме расчета констант фазового равновесия прини-

мается, что следующий условный компонент является после-

дним

—

УКСд^, то есть критические давления и температуры

для УКС^, УКС, и УКС, рассчитываются по формулам:

Т;, = 202,59-^пГЛ/,;-396,3, /=11-13,

(1.40)

р„ =5,896-0,036 Л/,, /=

11-13.

(1.41)

Параметр 0 находим из определения (см. формулу (1.37)):

1а

(1.42)

^8:

где /?„.

е., -0Л01325 ,^11.^4.

[МПа];

Т^^иТ^,^

[К].

Определение констант фазового равновесия метана и УКС,^

требует выполнения ряда дополнительных процедур, в частно-

сти,

необходимо решить следующую систему уравнений:

к^ = /, (±е),

формулы

(1.36) и (1.39),

±6 = /2

{^с,,)

таблица (1.16)

м {рис

1.5),

^с„ = Л

{У'4)> формула

(1.31),

^'4 = /4{К)>

формула

(1.24).

(1.43)

Из (1.43) численно определяется константа фазового равно-

весия метана и молярная масса УКС,,^. Система (1.43) наиболее

просто решается итерационным способом всего за несколько

шагов с достаточной для промысловых оценок точностью.

По молярной массе УКС,^, используя формулы (1.3 2)-(1.34)

и (1.42), находятся остальные характеристики остатка

—

УКС^^.

Далее по формулам (1.37)-(1.39) определяются константы

фазового равновесия УКС^, УКС^, УКС,, и остатка - УКС,^,

табл. 1.17.

Таблица

1.17

Характеристика свойств индивидуальных и условных компонентов

нефти угленосной

свиты

Дмитриевского месторождения

№

п/п

Компоненты

Азот

Диоксид

углерода

Сероводород

Метан

Этан

Пропан

Свойства компонентов

Моляр-

ная

масса,

М,

г/моль

28,0

44,0

34,1

16,0

30,1

44,1

Нор-

мальная

темпера-

тура

кипения,

Т,, (К)

77,4

123,0

45,0

139,1

217,3

Критические

Темпе-

ратура,

Тс,

(К)

126,2

304,21

190,56

305,33

369,85

Давле-

ние,

Рс

(МПа)

3,39

7,38

4,6

4,87

4,25

Пара-

метр,

305,3

402,4

126,8

402,4

773,4

Комп-

лекс-

ный

пара-

метр

2.902

1,898

2.409

1.520

0,920

КФР

788.2

78.05

253.3

32.64

8.200

Таблица

1.17 (продолжение)

И-бутан

Н-бутан

И-пентан

Н-пентан

УКСб

УКСт

УК Се

УКй

(УК О,*)

58,1

72,1

90.11

105.17

118,99

259,98

261,4

272,6

301,0

309,2

341,89

371.58

398.82

571,55

408,15

425,16

460,43

469,75

515.57

546,88

571,89

711,15

3,66

3,80

3,38

2,65

2,11

1,61

1,03

1132,6

1197,0

1325,8

1378,9

1438,9

1528,4

1583,8

2931,7

0.467

0,306

-а

120

-0.247

-0,702

-1.103

-1.434

-4,876

2,894

1,995

0.7482

0.5594

0.1959

0.0778

0.0363

1,3-Ш^

При определении состава пластовой нефти Дмитриевского

месторождения для изо-пентана и норм.-пентана (компонен-

тов с номерами 9 и 10) используется формула (1.28), следова-

тельно необходимо пересчитать доли условш.1х компонентов в

промысловой нефти.

Таблица

1.18

Расчетная модель компонентного

состава

Дмитриевской нефти

(угленосной

свиты),

Куйбышевская область

№

п/п

Компо-

ненты

С02

Н25

СН4

С2Нб

СзНв

ЮНю

пОНю

1С5Н|2

Темпе-

ратура

кипения,

77,4

123

139,1

217,3

261,4

272,6

301

Моляр-

ная

масса

М,

г/моль

28,013

44,011

34,08

16,043

30,069

44,097

58,123

72,15

Компонентный состав

Пластовой

нефти

моль.

2,66

0,04

0,00

16,92

10,25

9,91

1,08

4,91

2,08

масс.

0,57

0,01

0,00

2,08

2,36

3,35

0,48

2,19

1,15

Дегазирован-

ной нефти

моль.

0,008

0,001

0,000

0,152

0,690

2,388

0,590

3,422

2,342

масс.

0,001

0,000

0,012

0,100

0,507

0,165

0,957

0,813

Нефтя

ОСРпл

нес

моль.

6,08

0,1

38,46

22,53

19,58

1,71

6,83

1,75

и. газа

астовой

)ТИ

масс.

5,34

0,14

0,00

19,36

21,27

27,10

3,11

12,46

3,97

Таблица

1.18

(продолжение)

№

п/п

Компо-

ненты

пСбНп

УКСб

УК С?

УК Се

УКС9^

Темпе-

ратура

кипения,

309,2

341,9

371,6

398,8

571,6

Моляр-

ная

масса

М,

г/моль

72,15

90,11

105,17

118,99

259,98

Всего

Компонентный состав

Пластовой

нефти

моль.

2,53

3,18

3,41

4,17

39,03

100,17

масс.

1,40

2,19

2,75

3,80

77,69

100,02

Дегазирован-

ной

нефти

моль.

3,132

4,903

5,726

7,216

69,430

100

масс.

1,087

2,125

2,897

4,130

86,822

99,616

Нефтян. газа

ОСР пластовой

нефти

моль.

1,75

0,96

0,45

0,26

0,00

100,46

масс.

3,97

2,72

1,47

0,98

0,01

101,9

То есть, следует .заменить массовую долю УКС^, найденную

из разгонки по ИТК, на сумму массовых долей изо-пентана и

норм.-пентана в дегазированной нефти (по формуле 1.19) так,

чтобы в сумме получилось 100%. После этого доли УКС^, УКС,,

УКС^

и УКС,^ в пластовой нефти рассчитываются по формуле

(1.29).

После выполнения всех расчетов расширенный компо-

нентный состав пластовой нефти Дмитриеского месторожде-

ния, позволяющий решать с погрешностью в пределах 2

—

3 %

практически все возникающие задачи в нефтепромысловой прак-

тике,

представлен в табл. 1.18. Накопленная погрешность рас-

четных составов представлена в последней строке таблицы, из

которой видно, что наибольшая накопленная погрешность по-

лучена для нефтяного газа ОСР пластовой нефти

—

1,9 %.

Глава 2. Изменение фазового, дисперсного

и компонентного состава скважинной продукции

Скважинная продукция нефтяных месторождений суще-

ственно изменяет свои свойства в скважине на пути от интер-

вала перфорации до устья. Эти изменения происходят из-за

изменяющихся термобарических условий в скважине:

— непрерывного снижения давления при перемещении от

забоя к устью, то есть из-за уменьшения потенциальной энер-

гии сжатия добываемой нефти, и

— уменьшения температуры нефти при перемещении ее от

забоя к устью в результате теплообмена с окружающей средой

(горными породами).

В результате пластовая нефть претерпевает фазовые превра-

щения, то есть происходит:

— вьщеление из нефти растворенных з ней:

• газов и образование новой газовой фазы,

• парафинов и образование новой твердой фазы —

кристаллов парафина.

Разгазирование пластовой нефти в скважине и промысло-

вой системе сбора скважинной продукции сопровождается:

— существенным увеличением объемного расхода газожид-

костной смеси и, как следствие,

—

увеличением скорости движения потока в трубах.

При течении многофазной продукции в добывающих сква-

жинах и системе трубопроводного промыслового транспорта

характер потока во времени в любом сечении трубопровода

меняется, так как процесс движения многофазной смеси со-

провождается пульсирующими, колебательными движениями.

Поэтому все физические величины, определяющие движение

многофазной смеси в трубопроводе, усредняются по простран-

ственно-временным координатам. Именно в таком смысле нами

понимается термин «установившееся движение».

В общем случае расход фазы через произвольное сечение

потока меняет свои значения в различные моменты времени,

отклоняясь от средних значений в ту или другую сторону, по-

этому для каждой структуры потока имеется такой промежу-

ток времени, в течение которого этот расход мож!

постоянным. Именно в этом смысле в данном посс

ребляются все величины, связанные с расходом.

2.1.

Фазовый и компонентный состав флюидов на за

и устье добывающей скважины в безводный период

Если давление в скважине на глубине интервала

ции больше давления насыщения пластовой нефти га:

жинная продукция безводна, то из пласта в скважин

ет однофазная пластовая нефть, агрегатное состоят

—

жидкость.

Для хорошо сцементированных коллекторов, пос

ного освоения добывающих скважин, механические

составе пластовой нефти, поступающей в скважину,

ют. Так как все асфальтосмолистые вещества, содер

пластовой нефти пептизированы' до отдельных м

пластовую нефть можно рассматривать как молекул

створ, привычную ньютоновскую жидкость, неско]

вязкую, чем обычная вода.

В зависимости от

— дебита скважины,

— коэффициента ее продуктивности,

— газового фактора пластовой нефти,

—

составов нефти и растворенных в ней газов

на определенной глубине в скважине происходит

зовый

переход,

то есть пластовая нефть из жидкости

ется в двухфазную систему

—

газожидкостную смес

глубине давление примерно равно

скважинному

давл

щения пластовой нефти

газом, которое несколько ме

метастабильных явлений, сопровождающих начало ]

зового перехода. Величина

скважинного давления нась

стовой нефти газом меньше давления

насыщения

пае

фти

газом,

из-за различия температур пластовой нес

жине на разных глубинах.

'Пептизация

—

расщепление агрегатов, возникших при коагуляции д

тем,

на первичные частицы под действием

дисперсионной

среды.

Температура пластовой нефти в скважине может быть суще-

ственно меньше пластовой температуры, причем темп умень-

шения температуры нефти в скважине является однозначной

функцией ее дебита.

ПРИМЕР 1.4

Рассчитать скважинное давление насыщения пластовой нефти

газом Правдинского месторождения, горизонт Б6 при 50 °С по фор-

муле Штофа М.Д., Белова Ю.Н., Прончука В.П. (Гипровостокнефть)

Р..т=РЛ

9.157.-. , ^"''^ , ^.

используя следующую исходную информацию:

• давление насыщения пластовой нефти газом, р= 11,2 МПа;

• пластовая температура, Т^= 323 К;

• газонасыщенность (удельный газовый фактор) пластовой нефти,

б = 93,8 м/т;

• молярная доля метана в нефтяном газе ОСР пластовой нефти,

Л^ся,,ос/.= 0,622; ^'

• молярная доля азота в нефтяном газе ОСР пластовой нефти,

^^,.оср = 0,027.

РЕШЕНИЕ

Вся исходная информация для рещения примера задана, поэто-

му подставим данные в формулу:

(50 + 273) - 355

Р..50 - и, 2 + ^ 1—- = 9,7 МПа.

9,157 + ^ ^^1^^ ^

93,8(0,622-0,8-0,027)

Таким образом, скважинное давление насыщения пластовой не-

фти газом на 1,5 МПа оказалось меньще, чем давление насыщения

пластовой нефти газом при пластовой температуре 11,2 МПа.

Мельчайшие пузырьки газа, образующиеся в нефти при дав-

лении, меньшем скважинного давления насыщения пластовой

нефти газом, практически неподвижны в ней из-за очень ма-

лой относительной скорости всплытия. Так как при этом объем-

ная доля газовой фазы в нефти мала, то плотность жидкой

фазы и газожидкостной смеси в целом меняется относительно

мало.

При дальнейшем движении скважиннои продукции к

устью молярная доля газовой фазы в потоке возрастает, моляр-

-^ 79

ная масса жидкой фазы растет и, как следствие, увеличивается

плотность нефти.

ПРИМЕР 1.5

Оценить относительную скорость пузырька нефтяного газа, сфор-

мировавшегося в нефтяной скважине при температуре 67 °С, если

молярная масса его равна 24 г/моль, давление в жидкости (нефти)

9,2 МПа, радиус пузырька нефтяного газа - I мкм, плотность не-

фти 720 кг/м', динамическая вязкость 1мПас.

РЕШЕНИЕ

Относительную скорость пузырька нефтяного газа можно оце-

нить по формуле Стокса, учитывая, что объемная доля нефтяного

газа в потоке существенно меньше 1

—

2 % об. Прежде чем появится

возможность использовать формулу Стокса для вычисления скорос-

ти относительного движения пузырька нефтяного газа в нефти, не-

обходимо оценить плотность нефтяного газа в пузырьке.

Пусть для нефтяного газа в пузырьке применимо уравнение со-

стояния идеального газа:

, т' ' _

^"рт

_ ^рт Р

рУ = п'КТ

;

илирУ —

Т7^^^,

откуда

Ррт

= у^ Л~ Т' •

Тогда плотность нефтяного газа в рассматриваемом сечении сква-

жины будет равна:

, _24-10-^ 9,2 10^ „ ,

Следовательно, относительная скорость пузырька нефтяного газа

в скважине равна:

^^(р„-р,)^

(2.10-^/(720-78,1)9,81 ,^ ^ ^ ^

" = ЩГ, = 18ТТГ^ = Ммкм/с = 5мм/час.

Допустим, что объемный дебит скважины в рассматриваемом

сечении равен 10 м'/ сут, внутренний диаметр НКТ 63 мм. Следова-

тельно, скорость потока нефти, пренебрегая объемной долей нефтя-

ного газа в ней, равна:

ь„ = ^Щ- = ^-^^^ г = 37148 мкм/с =

я^

86400-71 .(63-10-^)

37,148 мм/мин= 2,23 м/час.

Для наглядности сравнения величины относительной скорости

пузырька нефтяного газа в скважине, оценим время за которое пройдут

100 м в скважине пузырек нефтяного газа относительно НКТ и по-

ток нефти в ней:

• поток нефти пройдет 100 м в скважине (НКТ) за:

. 100 100 .. „.^

/ = — =

г^

= 44,866мин,

х,„

37,148 10"'

• пузырек нефтяного газа это же расстояние относительно ИКТ

пройдет за время:

,=-^^^-=

^о^

^=44,864

мин,

%+ио

С37148 +

1,4;10-*

то есть, на 0,12 с раньше или в пределах погрешности вычисле-

ний, одновременно.

Если в составе растворенных в пластовой нефти газов при-

сутствует азот, то динамика молярной массы нефтяного газа,

образующегося в процессе подъема скважинной продукции в

скважине, характеризуется экстремумом

—

минимальным ее

значением в результате роста молярной доли метана в нефтя-

ном газе. В дальнейшем молярная масса нефтяного газа возра-

стает из-за преобладающего вклада паров нефти.

При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокуп-

ности с понижением температуры ее растворяющая способ-

ность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается и на оп-

ределенной глубине возникает втдрой фазовый переход — из

нефти вьщеляются кристаллы парафина.

Так как в пластовой нефти содержание различных фрак-

ций парафинов неравномерно (см. приложение П 1), то таких

пересыщений для различных парафиновых фракций в нефти

может быть несколько, то есть

фазовых переходов «жидкость —

твердая

фаза»

при подъеме нефти в скважине происходит не-

сколько, если каждую фракцию растворенного в нефти пара-

фина рассматривать как отдельную твердую фазу. Подробное

исследование фазовых равновесий «жидкость

—

твердое тело»

(пластовая нефть

—

парафин) приведено в работе [11].

ПРИМЕР 1.5

Оценить скорость относительного движения кристаллов пара-

фина в пластовой нефти в скважине, если разность плотностей не

превышает 50 кг/м'; динамическую вязкость нефти принять равной

1,5 мПа-с. Оценить скорость газожидкостной смеси в скважине.

РЕШЕНИЕ.

Принимая форму кристаллов парафина сферической или, используя

их седиментационный размер, скорость относительного движения

кристаллов парафина в нефти можно оценить по формуле Стокса: