книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

которой понимают общее массовое содержание растворенных в воде солей. Расчет свойств ведется с использованием данных, при­ веденных в [231, в предположении, что давление насыщения пла­ стовой воды равно давлению насыщения нефти, с которой она кон­ тактирует.

Последовательно определяем.

1. Массовую концентрацию растворенных в пластовой воде солей. Концентрация обычно определяется количеством солей, на­ ходящихся в 1 л воды (с'), выраженном в граммах. Часто массовое содержание соли в воде выражают в процентах, характеризующих число граммов соли, находящихся в 100 г раствора (с). Содержание солей в пластовых водах нефтяных месторождений изменяется от с = 0,001—0,1 % (пресные воды) до с = 30—35 % (рассолы в со­ стоянии полного насыщения). Взаимосвязь между содержанием солей, выраженных в массовых долях, и концентрацией имеет вид

2. Газонасыщенность пластовой воды. Растворимость природ­ ного газа в воде невелика и изменяется от 0 до 4,5 м3/м3 при плас­ товых условиях. Для ориентировочной оценки газонасьпценности при неизвестном газовом факторе пластовой воды можно принять приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде а г =0,15 м3/(м3 МПа). С увеличением концентрации растворенных солей растворимость газа уменьшается. Относительная газонасы­ щенность пластовой воды определяется по корреляционной зави­ симости,* аппроксимирующей график Додсона и Стендинга [231

(1.50)

где Гсв, Гпв — газонасьпценности соленой и пресной воды соот­ ветственно; с — массовое содержание растворенных солей; а т— температурный коэффициент.

где Аb (Т) — изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной Тст = 293 К до Г < Тпл при атмо­ сферном давлении; АЬ (Гв) — изменение объемного коэффициента, вызванное растворимостью газа в воде с учетом растворенных в ней солей при заданных температуре и давлении; АЬ (р) — изменение объемного коэффициента за счет сжимаемости воды при изменении давления от стандартного рст = 0,1 МПа до р < рнас при задан­ ной температуре Т < Т„л. Составляющие объемного коэффици-

* Расчетный метод определения объемного коэффициента составлен на основании анализа данных Додсона и Стендинга [23] В. Г. Троном.

21

22

5. Плотность пластовой воды, пренебрегая массой растворен­ ного газа,

где рв ст — плотность воды при стандартных условиях (кг/м3), определяемая в зависимости от содержания растворенных солей с (%):

6. Вязкость пластовой воды. Принимая во внимание, что вяз­ кость пластовой воды практически не зависит от давления, а рас­ творимость газа в ней очень мала, определить ее с учетом влияния температуры и растворимости солей можно по следующей корре­ ляционной формуле [24]:

7. Поверхностное натяжение пластовой воды на границе с га­ зом ориентировочно можно оценить по формуле [24]

З а д а ч а 1.5. Определить физические свойства пластовой воды при следующих исходных данных: пластовое давление р„л — = 17,5 МПа; пластовая температура Тпл — 313 К; давление на­ сыщения пластовой нефти газом, принимаемое равным давлению насыщения пластовой воды газом, р„ас = 9,2 МПа; концентрация растворенных солей с' = 150 г/л.

Ре ш е н и е . Последовательно рассчитываем:

1.Содержание растворенных в воде солей по (1.49)

с = 100-150/(1000+ 150) = 13%.

2. Относительную газонасыщенность пластовой воды Гв по (1.50), предварительно определив температурный коэффициент а,,

следовательно рассчитав факторы, его определяющие и состав­

23

б. Коэффициент сжимаемости пресной воды рв (Т) при Т пл (1.57) и соответственно А6 (р) (1.56)

в. Объемный коэффициент пластовой воды при рнас и 7„л окон­ чательно будет

воды Гв (1.61) и коэффициент сжимаемости газонасыщенной воды рвг

5. Плотность пластовой воды рвплпри рпл и Тпл (1.62), пред­ варительно определив плотность при стандартных условиях на

6. Вязкость пластовой воды рв (1.64)

РЕ= [1,4 + 3,8-10 3 (1089,5 - 1000)]/10°'0065 <313 “ 273) = 0,96 мПа-с.

РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВОДОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ

Нефть и вода, движущиеся в скважинах, вследствие гидроди­ намических возмущений потока (переход ламинарного течения к турбулентному, деформация и разрыв поверхности раздела фаз, флуктуация плотности и др.), образуют дисперсную систему раз­ личной структурной формы. Область существования дисперсной системы определяется давлением, которое должно быть выше дав­ ления насыщения жидкости газом, т. е. р > риас*. Наиболее важ­ ными физическими свойствами водонефтяной смеси, необходимость определения которых возникает при решении технологических задач добычи нефти, являются плотность и кажущаяся вязкость. Для расчета указанных физических параметров ** при соответст-

* При р < рнас поток переходит из двухфазного в трехфазный (водо­ нефтегазовый), физические свойства которого могут быть определены по ме­ тодике, изложенной в [24]. Для ориентировочной оценки физических свойств такого потока можно воду и нефть принять за одну жидкую фазу с физиче­ скими характеристиками, определяемыми аналогично характеристикам во­ донефтяного потока.

** В основу излагаемой методики расчета физических свойств водонеф­ тяных смесей положены расчетные зависимости, полученные П. Д. Ляпковым [24].

24

вующих термодинамических условиях потока, его расходных ха­ рактеристиках, структурных особенностях и типа смеси предва­ рительно определяют следующие факторы.

1. Объемная расходная доля воды в смеси рвст при стандарт­ ных условиях:

при известных объемных дебитах скважины по жидкости и воде

воды и нефти при стандартных условиях, кг/м3.

2. Объемные расходы нефти и воды при заданных р и Т

4. Скорость потока водонефтяной смеси в рассматриваемом се­ чении канала

где F — площадь сечения канала.

5. Структура потока. Для водонефтяной дисперсной системы характерны две основные структурные формы [241, область су­ ществования каждой из которых оценивается по критической ско­ рости смеси:

При ауСм<йУсм кр водонефтяной поток имеет капельную струк­ туру: диспергированная фаза в виде отдельных капель диаметром 0,5—2 см распределена во внешней, непрерывной фазе.

При и>см>а>смкр поток имеет эмульсионную структуру, дис­ пергированная фаза представлена сферическими капельками диа­

25

К а п е л ь н а я с т р у к т у р а . Физические свойства водо­ нефтяной смеси рассчитываются после предварительного определе­ ния типа водонефтяной смеси. В зависимости от расходной объем­ ной доли воды смесь может быть двух типов:

где онг, овг — соответственно поверхностное натяжение на грани­ цах раздела нефть—вода, вода—газ, рассчитываемые по (1.39), (1.65).

б. Истинные объемные доли фаз в потоке смеси. Для смеси типа (В/Н)

в. Плотность водонефтяной смеси на основе принципа аддитив­ ности

г. Кажущаяся динамическая вязкость водонефтяной смеси ка­ пельной структуры по рекомендации * [24 ] принимается равной динамической вязкости внешней фазы (мПа-с):

* Данная рекомендация основывается на условии, что расстояние, раз­ деляющее капли диспергированной фазы, значительно превосходит их раз­ мер, и взаимодействие между каплями отсутствует.

26

М-н. M-в — соответственно вязкости нефти и воды при заданных

ри Т.

Эм у л ь с и о н н а я с т р у к т у р а . Физические свойства эмульсии рассчитывают, предварительно определив ее тип, кото­ рый ориентировочно по [24] оценивается по объемной расходной доле воды рв и критической скорости эмульсии:

в потоке эмульсии в силу высокой дисперсности практически от­ сутствует относительное движение фаз, их истинные объемные доли принимаются равными расходным объемным т. е.

в. Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии определяется прежде всего ее типом и характером отклонения ее течения от ньютоновского, что оценивается по изменению скорости сдвига потока эмульсии. Особую трудность в определении представляет кажущаяся вязкость эмульсии типа (В/Н), которая зависит от вязкости дисперсионной среды (нефти) р„, объемной расходной доли воды рв, скорости сдвига wcn и дисперсности. В зависимости от характера связи вязкости с указанными параметрами ее можно определить различнымиспособами*, предварительно определив скорость сдвига потока эмульсии при заданных термодинамиче­ ских условиях

гидравлический диаметр трубы, равный ее внутреннему диаметру, м Методы практической оценки вязкости эмульсии типа (В/Н) с учетом влияния на нее скорости сдвига могут быть как расчетные [24], так и графические с использованием реологических кривых [18]. Расчетный метод [24] основан на использовании некоторого параметра А, учитывающего влияние скорости сдвига на вязкость

* В силу отсутствия пока удовлетворительной теории, объясняющей неньютоновское течение эмульсии, все существующие методы определения вязкости эмульсии не могут претендовать на абсолютную универсальность и надежность.

.27

Ре ш е н и е . Последовательно определяют.

1.Объемную расходную долю воды в смеси при стандартных

условиях по (1.67)

р в СТ = 0,2/10.2 + (1 — 0,2) 1089,5/868] = 0,166.

2.Объемные расходы нефти и воды при заданных р и Т по (1.68)

и(1.69)

<?„= 150-1,146(1 — 0,166)/86400 = 1,659-10-3 м3/с; 0„ = 150-1,0034 0,166/86400 = 2,892 10—4 м3/с.

=(1,659-10-3 + 2,892-10-4)/(0,785-0,0635») = 0,615 м/с.

5.Критическую скорость смеси по (1.72)

w c u кр == 0,487 1/9,81 ■0,0635 = 0,384 м/с.

6. Структуру потока водонефтяной смеси по результатам рас­

10. Скорость сдвига потока эмульсии по (1.87)

ШСД = 8-0,615/0,635 =77,5 1/с.

11. Параметр А , учитывающий влияние скорости сдвига на кажущуюся вязкость эмульсии по (1.88)

А = (1 + 20-0,1482)/77,50l48 0>148 = 1,056.

* Данные взяты по результатам решения задач 1.4 и 1.5. •

2 9

12. Кажущуюся динамическую вязкость, которая при А>1 определяется по (1.89)

р, - 1,056-2,84 (1 + 2,9-0,148)/(1 — 0,148) = 5,03 мПа-с.

Аналогичный результат получается при графическом методе опре­ деления рэ (см. рис. 1.3, кривая 6).

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Исследования на нефтяных месторождениях проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жид­ костях, а также о скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.

Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизи­ ческие и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными яв­ ляются гидродинамические методы исследования. При гидродина­ мических методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения движения жидкости и газа к забоям сква­ жин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредст­ венно определить фильтрационные характеристики пласта. При исследованиях геофизических материалов и кернов мы получаем' данные, характеризующие свойства пласта в отдельных точках скважин. Для усреднения этих данных используются определенные гипотезы и предположения.

Для выбора оборудования и установления оптимального ре­ жима работы скважин при различных способах эксплуатации до­ статочно иметь индикаторную кривую данной скважины, а если эта линия прямая, то значение коэффициента продуктивности, то есть, для решения этой задачи нужно провести исследование скважины методом установившихся отборов.

При решении задач, связанных с оценкой качества освоения скважин, обоснованием методов воздействия на призабойную зону пластов и оценкой эффективности этого воздействия, необходимо проведение обоих видов гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившихся режимах фильтрации. Кроме того, часто возникает необходимость получения профиля притока или приемистости скважины, определения литологического состава и свойств породы-коллектора, физических свойств насыщающих жидкостей.

Принято считать, что исследования скважин при неустановив­ шемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, опреде­

3 0