книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

Т а б л и ц а 1.3 Состав углеводородной чаСТй газа, его псевДокритические параметры

Объемное

содержа­

Г пр = 308/(97 + 172-1,129) = 1,06.

Коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа, определенный по компонентному составу и кривым Брауна и Катца 13], составляет zy = 0,76, рассчитанный по аппроксимационной формуле (1.21), так как 0 < рпр < 1,45 1,05 < Т„р < 1,17, со­ ставляет

гу = 1 — 0,23-0,678 — (1,88 — 1,6-1,058) 0,678* = 0,758.

Коэффициент сверхсжимаемости азота 1см. формулу (1.23)]

zfl= 1 + 0 ,5 6 4 -1 0 ~ ‘°(308 — 273)3-71-314,7^ 308273 S 1,0.

Коэффициент сверхсжимаемости нефтяного газа [см. формулу 0-19)1

г = 0,758 (1 — 0,069) + 0,069 = 0,775.

11

РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

Нефть — сложное как по составу, так и по физическим свойст­

и подготовкой к транспорту их продукции, необходимо знание та­ ких основных физических характеристик нефти, как молекуляр­ ная масса, давление насыщения, растворимость газов в нефти, плот­ ность, вязкость, объемный коэффициент, поверхностное натяжение на границах с различными средами. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегази­ рованных нефтей * в силу влияния давления, температуры и раст­ воримости газа. В целом нефть можно рассматривать как смесь жидких углеводородных и неуглеводородных составляющих, фи­ зические свойства которой можно определить на основе расчета фазовых равновесий [25 ] с использованием констант фазового рав­ новесия. Однако этот метод довольно трудоемок и в ряде случаев дает значительные отклонения расчетных параметров от экспери­ ментальных. В настоящее время накоплен большой статистический материал по результатам экспериментального исследования пла­ стовых нефтей многих месторождений как в СССР, так и за рубежом. Обработка этого материала позволила получить многим исследовате­ лям обобщающие графические и аналитические зависимости для определения физических свойств нефтей в условиях их движения как в пласте, так и в скважинах.

В процессах, связанных с добычей нефти, важное значение имеет определение количества газа и жидкости при различных термодинамических условиях. Количество газа, растворенного в нефти или выделившегося из нее при определенных термодинами­ ческих условиях, зависит от способа разгазирования: одноили многократного [5]. Ориентировочно можно считать [25], что уста­ новившееся движение газонефтяной смеси в скважине — процесс однократный.

Обычно при экспериментальном исследовании пластовых неф­ тей давление насыщения определяется при пластовой температуре, а разгазирование осуществляют при t — 20 °С.

* Дегазированная нефть — нефть, остающаяся после сепарации пласто­ вой нефти в процессе ее однократного разгазирования до давления 0,1 МПа при t - 20 °С.

12

При решении технологических задач часто справочная инфор­ мация о свойствах нефти того или иного месторождения бывает ограничена. В инженерной практике для определения недостаю­ щих параметров нефти можно использовать корреляционный ме­ тод расчета однократного разгазирования нефти при 293 Т < ^ Тпл, разработанный в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина И. И. Ду­ нюшкиным и И. Т. Мищенко [51.

Расчет физических свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при р < р„ас и Т < Тп„

Данный метод расчета необходим для характеристики движе­ ния газожидкостных смесей в пласте и особенно в скважинах, в ко­ торых разгазирование нефти рассматривается как однократный процесс при переменных термодинамических условиях, зависящих от режима работы скважины, ее конструкции, геотермического градиента.

рг0 — относительная по воздуху плотность газа; Тпл — пластовая температура, К; рпл — пластовое давление, МПа;

Рнас — давление насыщения пластовой нефти при пластовой температуре, МПа;

уа, ус1 — молярные доли азота и метана в попутном газе одно­ кратного разгазирования нефти до р0 = 0,1 МПа при Тсх = 293 К.

П о с л е д о в а т е л ь н о с т ь р а с ч е т а

1.Определяем термодинамические условия разгазирования: р

и7*.

13

3. Находим приведенный к нормальным условиям удельный

4. Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удель­ ный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования:

5. Определяем относительную плотность выделившегося газа:

6. Находим относительную плотность растворенного газа, остаю­ щегося в нефти при данных условиях ее разгазирования;

7. Рассчитываем объемный коэффициент, предварительно опре­ делив удельное приращение объема нефти за счет единичного из­ менения ее газонасыщенности А, (Г), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти а н при стандартном давлении:

9. Рассчитываем вязкость дегазированной нефти при р0 и за­

определяется условиями, при которых берется исходная информация по га­ зонасыщенности пластовой нефти (пластовый газовый Фактор).

14

Этот параметр можно рассчитать по формуле П. Д. Ляпкова, аппроксимирующей универсальный график зависимости вязкости нефти от температуры [24 ] *

15

11. Рассчитываем поверхностное натяжение * газонасыщенной нефти на границе с выделившимся газом. Зависимость поверхност­ ного натяжения нефти от термодинамических условий (р, Т), ко­ личества растворенного газа, состава нефти, природы и количества полярных компонентов очень сложная [2]. Для ориентировочной оценки этого параметра можно рекомендовать аппроксимационную формулу П. Д. Ляпкова [24]:

= 9,2 МПа, рг0 = 1,119, уа = 0,069, ус1 = 0,355.

Ре ш е н и е . Последовательно рассчитываем:

1.Равновесное давление насыщения при Т = 300,5 К по (1.26)

2. Удельный объем выделившегося газа при заданных термоди­ намических условиях но (1.27), предварительно определив вспомо­ гательные коэффициенты R (р), m (Т), Д (Т):

3. Удельный объем газа, оставшегося в нефти в растворенном состоянии, по (1.28)

Vrp (Р, Т) =55,6-1,0379 — 8,69 = 49,02 ма/т.

4. Относительную плотность выделившегося газа по (1.29), предварительно определив коэффициенты а и и:

=0,7614.

5.Относительную плотность газа, оставшегося в нефти в раст­ воренном состоянии, по (1.30)

Ргр(р, Т) = 55,6[1,0405-1,0379-1,119 — 0,7614-8,69/55,6]/49,02 = 1,2356.

* Поверхностное натяжение (плотность поверхностной энергии) а ха­ рактеризуется работой, требующейся для образования единицы площади поверхности раздела фаз. Единица СИ поверхностного натяжения: [а] = = Дж/м2 = Н/м.

16

6. Объемный коэффициент нефти при заданных термодинами­ ческих условиях по (1.31), предварительно определив коэффици­ енты X (Т) и а„ по (1.32)

7. Плотность газонасыщенной нефти при р — 5,5 МПа и Т = = 300,5 К по (1.33)

рн (Р, Т) = 868 [1 + 1,293• 10-3• 1,2356 • 49,02/1,0379-1,0405]/1,120 =

= 831,2 кг/мэ.

и заданной температуре Т = 300,5 К по (1.35), предварительно определив коэффициенты а и Ь:

рнд(7’) = 14(300,5 - 293)3,5588 1°- 3 е0,03291293 ~ 300,5> = 11,0 мПа-с.

10. Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения Рнас т — 8,95 МПа и температуре Т = 300,5 К определяем в такой последовательности:

а) пересчитываем по (1.38) удельный объем растворенного газа, полученный в п. 3, для условий р0 = 0,1 МПа и Тст= 288,6 К. (Значение а„ см. п. 6)

V*p (р, Г) = 1,055-10_ 3 (1 +5-7,987-КГ-4) -49,02-868 = 45,07 м3/м3.

б) рассчитываем по (1.37) или определяем по графикам (см. рис. 1.1) функции газосодержания Л и В:

А = 1 + 0,0129-45,07 — 0,0364-45,070,85 = 0,6548,

В = 1 + 0,0017-45,07 — 0,0228-45,070,667 = 0,7875;

в) рассчитываем по (1.36) вязкость газонасыщенной нефти при Рнас Т = 8,95 МПа и Г = 300,5 К

HHJ+P, Т) = 0,6548-11,00,7875 = 4,33 мПа-с.

11. Поверхностное натяжение газонасыщенной нефти на гра­ нице с газом при заданных термодинамических условиях опреде­ ляем по (1.39)

с„г = 1/Ю1,58 + 0,0S'5,5 - 72- Ю~:6 (300,5 — 305) = 0.0143 Н/м.

17

Расчет физических свойств нефти в пластовых условиях *

Нефть в пластовых условиях может находиться в зависимости от соотношения пластового давления и давления насыщения в од­

не только пластовыми давлением и температурой, количеством растворенного газа, но и составом как газа, так и самой нефти. При­ чем на растворимость газа его состав влияет в большей степени, чем состав нефти, особенно, когда газ содержит такой плохо раство­ римый в ней компонент, как азот. При наличии указанного компо­ нента и известном давлении насыщения при пластовой темпера­ туре физические свойства в зависимости от состояния нефти мо­ гут быть рассчитаны следующим образом:

при р пл< р Нас расчет ведется по зависимостям (1.26) — (1.39) методики расчета физических свойств нефти в процессе ее одно­ кратного разгазирования с учетом того, что Т = Тпл;

2. Относительную плотность растворенного в нефти газа в пла­

3. Объемный коэффициент пластовой нефти, предварительно рассчитав по (1.32) коэффициент температурного расширения а„

^нпл = 1 Ч" 1,0733- 10-3рИдХГпл/т т ан (Тпл — 293) — 6,5- Ю~4-рПл>

(1.42)

где

А. = 10- 3 [4,3 - 3,5410- 3рН + 1,0337Ргр (р„л, Гал)/а +

+5,581 ■10-врнд(1 - 1,61 • Ю-ОрндГпл) Гпл1-

4.Плотность пластовой нефти

* Пластовая нефть — нефть, находящаяся в продуктивном пласте неф­ тяного месторождения при пластовых давлении и температуре.

18

5. Вязкость пластовой нефти. При рПл>Рнас и Т = Тпл вяз­ кость газонасыщенной нефти в значительной степени зависит от давления, повышение которого вызывает ее рост, что обусловлено сжатием нефти и соответственно увеличением сил молекулярного взаимодействия. Зависимость превышения давления над давлением насыщения при известной вязкости газонасыщенной нефти в усло­ виях р = ркгс и Т = Тпл можно определить, пользуясь графи­ ками Била [23] или их аналитическими аппроксимациями [24].

Таким образом, для определения вязкости пластовой нефти при известных вязкости дегазированной нефти рнд, давлении на­ сыщения, газосодержании нефти Г, пластовых давлении и темпе­ ратуре последовательно рассчитываются следующие параметры:

ния и пластовой температуре, используя зависимости (1.36)— (1.38), которые для указанных условий запишутся:

где L — коэффициент, характеризующий изменение вязкости газо­ насыщенной нефти при изменении давления на 1 МПа, мПа-с/МПа. Коэффициент б согласно [25] аппроксимируется следующими уравнениями:

19

3. Объемный коэффициент пластовой нефти Ь„пл по (1.42), пред­ варительно определив коэффициенты а„ по (1.32) и к по (1.31),

а н = 7,987-10-4 1/К (см. решение задачи 1.3),

%= Ю-3[4,3 — 3,54-868-10- 3 + 1,0337-1,239/1,108 + 5,581 -868-10“ « X X (1 — 1,61-868-55,6- 10-в) 55,6] = 2,6325-10"3,

й„ пл = 1 + 1,0733-10-3-868-61,23-2,6325-10-3/1,1013 + 7,987- Ю" 4 X

X(313 — 293) — 6,5-10-4-17,5 = 1,146.

4.Плотность пластовой нефти рнпл (1.43)

Рн пл = 868 [1 + 1,293-10-3-1,239-61,23/(1,1013-1,108)]/], 146=818,3 кг/м3.

5. Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре Цнд (Тпл), предварительно определив корреляционные коэффи­ циенты а и b по (1.35). Вязкость дегазированной нефти рнд = = 14 мПа-с (см. решение задачи 1.3):

а = 1 0 - °-075 (293 - 3131 -2,58 _ 5,888410~3;

Ь = (8,0-868-10- 5 — 0,047) 14°’13 + °’002 (313 - 293) = 0,0351;

рнд (Тпл) = 14 (313 — 293)3'8884’10-3 е0'0351 (293 —31Э) = 7,06 мПа-с.

6. Вязкость газонасыщенной нефти рн нас при р = рнас = = 9,2 МПа и Т — Тпл = 313 К по (1-44), предварительно пересчи­

Рн пл = 2,84 + 0,0324 (17,5 — 9,2) = 3,10 мПа-с.

РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ВОД

Вода, находящаяся в пласте, а также движущаяся в скважинах вместе с основной продукцией — нефтью, практически всегда со­ держит в растворенном виде соли, органические вещества и газы, которые наряду с термодинамическими условиями определяют ее физические свойства. Решение многих технологических задач тре­ бует определения объемного коэффициента, коэффициента объем­ ного теплового расширения, вязкости и плотности пластовой воды. Исходными данными для расчета физических свойств воды яв­ ляются давление, температура, минерализация (соленость), под

20