книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

Рис. 111.9. Влияние растворенного газа на вязкость нефти

Вязкость дегазированной нефти |1Ж(рст» Т) при заданной Т можно опре­ делить, если известны ее значения при двух других температурах: \1г= |хж (рСт, 7\) и \i2 = И-ж (РстГ2).

71

§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ ПО КОРРЕЛЯЦИОННЫМ ЗАВИСИМОСТЯМ

Характеристические параметры нефти

О т н о с и т е л ь н а я п л о т н о с т ь н еф ти р^° отношение плотности

нефти при 20 °С и атмосферном давлении к плотности воды при 4 °С и атмосферном давлении. Ее значение численно совпадает со значением плотности нефти при 20 °С и атмосферном давлении (в г/см3).

В интервале температур 0—50 °С относительная плотность нефти при 20 °С

где Мн — молекулярная масса нефти.

В более широком интервале температур (20—120°С) относительная плотность нефти

/кипi — температура кипения чистого компонента при атмосферном давлении, °С; хI — молярная доля /-го компонента; г* — объемная доля /-го компонента.

72

Для нефти рассчитать среднемолярную температуру кипения/ср# м и среднюю кубическую точку кипения /ср.к довольно сложно, поэтому характеристический фактор нефти может быть определен по формуле

к числу молей нефти. Точность экспериментального определения молекулярной массы нефти характеризуется максимальной погрешностью 3 %.

где |ЛН— вязкость дегазированной нефти при температуре 20 °С и атмосферном

+ 11,6 % и —9,5 %, средняя погрешность — 2,9 %.

Молекулярную массу нефти можно оценить и по значению ее плотности по

Формулы (111.50) и (II 1.51) проверены по 105 нефтяным месторождениям Советского Союза, при этом средняя погрешность не превышала 10%.

Молекулярную массу легкой нефти можно определить по формуле Воинова практически с погрешностью, равной погрешности при ее экспериментальном определении:

Мн = (7Ф — 21,5) + (0,76 — 0,04Ф) /ср.м + (0.0003Ф - 0,00245) t\? м (I11.52)

Плотность нефти

Плотность нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях

где b — объемный коэффициент пластовой нефти (отношение объема нефти с рас­ творенным в ней газом в пластовых условиях к.объему той же нефти без газа при атмосферном давлении и температуре 20 °С); ри — плотность дегазированной нефти при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м3; рг — плотность растворенного в нефти газа при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м3; Г — газосодержание нефти (отно­ шение объема газа, растворенного в нефти при пластовой температуре и давлении насыщения, к объему дегазированной нефти, в которой был растворен газ). Объемы газа и нефти приведены к атмосферному давлению и температуре 20 °С.

73

где X — безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти в результате растворения в ней газа к газосодержанию нефти, определяемый по эмпирической формуле

Х= КГ3 [4,30 4- 0,858;рг + 5,2-10~3 (l - 1,5010~3Г) Г — 3,54pJ®];

ан рассчитывается по формуле (III.43); ftH— коэффициент сжимаемости нефти,

принимается равным 6,5-10“4 i ^пл> Рпл — пластовые температура в °С и

давление в МПа.

Сравнение расчетных и экспериментальных данных объемных коэффициентов и плотностей пластовой нефти по месторождениям, расположенным на территории Коми АССР, Удмуртии, Башкирии, Татарии, Ставропольского края, Западной Сибири, Куйбышевской, Оренбургской, Ульяновской, Саратовской, Волгоград­ ской областей, Казахстана, Украины и Белоруссии, показало, что среднее откло­ нение расчетной плотности пластовой нефти от экспериментальной составляет

Теплоемкость нефти

где Ср — изобарная теплоемкость нефти, кДж/кг-К. Формула (III.55) описывает экспериментальные данные со средней погрешностью 5 %.

Для расчета средней теплоемкости нефти в интервале температур tx — t2

Формула (II 1.56) справедлива до температур 260 °С (в отдельных случаях до 380 °С).

В более широком диапазоне температур среднюю теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле Уотсона и Нельсона

Ср = (0,55Ф + 0,35) [2,95319 — 1,32167р20 4- 1 (0,00613 - 0,00229р2н°)]. (I11.57)

Проверка модификации уравнения (II 1.57) при изменении температур от —15°С до +500 °С показала, что средняя теплоемкость нефтей рассчитывается с погрешностью 4 %. Однако при давлениях выше 1,5 МПа расчетные данные

74

где Сд, Сж — изобарные теплоемкости паров и нефти, равновесно сосуществующих при одной и той же температуре, кДж/кг- К.

Теплоемкость паров слабо зависит от давления, но при повышенных его значениях она выше, чем при атмосферном давлении.

Теплопроводность нефти

Коэффициент теплопроводности нефти при атмосферном давлении в интервале температур 20—200 °С рассчитывается по формуле

Я/ = (0,1233 f 0,03510“3/i) [1 — (0,00491 — 0,00447р20) (/ — 30)], (II 1.59)

где %t — теплопроводность нефти при заданной температуре и атмосферном давлении, Вт/(м-°С); п — массовая доля твердых парафинов в нефти, %.

Молекулярная масса пластовой нефти

При известном составе растворенного в нефти газа и известном газосодержа-

где Мг — молекулярная масса растворенного в нефти газа.

Если неизвестен состав растворенного в нефти газа, то молекулярная масса пластовой нефти

i + г - ^

(III.61)

+ Рн 24,06

так как молекулярная масса газа при температуре 20 °С и атмосферном давлении Мг = 24,06рг. (III.62)

При известных плотности и вязкости пластовой нефти молекулярную массу пластовой нефти рассчитывают по следующим корреляционным формулам:

где \1цг — вязкость нефти с растворенным в ней газом при пластовых условиях, мПа-с.

Формулы (II 1.63) проверены по 77 нефтяным месторождениям Советского Союза в следующих диапазонах изменения параметров:

Средняя погрешность расчета молекулярной массы пластовой нефти по уравнению (III.60) составляет 2,5%, по формуле (III.63) — 5,3%.

75

Вязкость нефти

О ц е н к а в я з к о с т и при о т с у т с т в и и э к с п е р и м е н ­ т а л ь н ы х д ан н ы х . Если нет экспериментальных данных, вязкость нефти при 20 °С и атмосферном давлении (в мПа-с) можно оценить по ее относительной плотности

Формулы (II 1.64) проверены по 73 нефтяным месторождениям Куйбышевской области, Удмуртской АССР, Оренбургской области, Татарской АССР, Мангы­ шлака и Сибири. Средняя погрешность расчета вязкости нефти составляет 15 % в диапазоне изменения ее в пределах 1,7—188 мПа-с. Для нефтей Сахалина расчет по формулам (II 1.64) дает завышенные результаты и они не могут быть исполь­

где р / — вязкость нефти при температуре /, мПа-с; р/0— известное значение вязкости нефти при температуре t0, мПа-с; t—температура, при которой нужно определить вязкость нефти, °С; а, с — постоянные коэффициенты, значения кото­ рых зависят от вязкости нефти и принимаются в соответствии с условиями (III.66)—(III.68).

Определяют вязкость р* по формуле (II 1.65) с коэффициентами, соответствую­ щими вязкости р/„. Если вновь полученное значение при температуре t не вышло из диапазона изменения вязкости, соответствующей выбранным коэффициентам а и суто расчет на этом заканчивается.

Если рассчитанная вязкость р/ не удовлетворяет условиям, которым удовлет­ воряет вязкость р/„, то поступают следующим образом.

По формулам (II 1.69), (II 1.70) или (II 1.71) определяют температуру, при которой вязкость нефти становится равной граничному значению вязкости условий (III.66), (III.67) или (III.68):

76

Где /ц= юсо — температура, при которой вязкость нефти становится равной 1Па • с,

Формула (III.65) проверена по 100 различным типам нефтей Советского Союза в диапазоне изменения температуры от 10 до 50 °С. Средняя погрешность расчетов составила 7,5 %. В этом случае вязкость нефтей при 20 °С и атмосферном давлении колебалась в пределах 1,81—286 мПа-с.

П р и м е р 1. Рассчитать вязкость нефти при атмосферном давлении и температуре 150 °С. При атмосферном давлении и температуре 20 °С вязкость нефти

Н160 = о, 1(10-2000)^+2.52 • 10- Осо-20) 1« (10 • 2С00)]- = 6Л мПа ,с.

Вчисловом примере формула (II 1.65) решена предварительно относительно |i/:

1, Л' + а (‘- 'о ) 12(с'11о)Г

—(Ф/оГ

Так как вязкость изменилась от диапазона вязкостей условий (II 1.66) до диапазона (111.68), то ее определяем поформуле (III.73) с учетом (III.71) и (III.69)*

(150 =0.01 (100.17,6)11+ 1+ . 10-450-20) lg(10D. 17,6,]-« =7)02 мПа.с.

Расчет повторяем по формуле (II 1.74) с учетом (II 1.70):

/ „ „ 0 = 20 ,. 231 [ | - т - п ! т П Г ] _ 3 7 15°С.

ы = I 4- 3.04* КГ3 (50 — 37.5) ~ 3 ~ °'8536* Рво = 7,14 мПа с.

77

Экспериментальное значение вязкости нефти Нрй Температуре 506С равно

И с п о л ь з о в а н и е д в у х э к с п е р и м е н т а л ь н ы х з н а ч е н и й . Кинематический коэффициент вязкости нефти при какой-либо температуре и атмосферном давлении можно определить по известному уравнению Вальтера

температуре 20 °С ее вязкость равна 5,14 мм2/с, а при температуре 50 °С соответ­ ственно 2,87 мм2/с.

Подставив исходные данные в уравнение Вальтера, получим систему урав­

вязкость нефти при температуре 30 °С и сравнить ее с экспериментальным значе­ нием 4,28 мм2/с.

Подставляем исходные данные в уравнение (II 1.80)

lg lg (v + 0,8) = 7,867 — 3,234 lg (30 + 273) = —0,1580, lg (v + 0,8) = 0,695,

Погрешность расчета составляет 2,8 %.

Значительно более проще формула температурной зависимости вязкости нефти, учитывающая два значения вязкости (при 20 °С и 50 °С):

где |i2u, |х5.,, \it — абсолютная вязкость дегазированной нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50 и t°С, соответственно, мПа-с.

Формула (II 1.81) проверена по 109 температурным зависимостям вязкости нефтей месторождений Советского Союза. Средняя погрешность расчетов вязкости

78

нефти и вязкости дегазированной при той же пластовой температуре можно определить по формуле Чыо и Коннели

где — вязкость газонасыщенной нефти при пластовой температуре и давлении насыщения, мПа-с; \it — вязкость дегазированной нефти при пластовой темпе­ ратуре и атмосферном давлении, мПа-с; А, В — графические функции газосодержания нефти, представленные Чыо и Коннели, которые апроксимированы следую­ щими уравнениями:

температуре и давлении насыщения, к объему дегазированной нефти, в которой был растворен газ. Объемы газа и нефти в м3/м3 приведены к атмосферному давле­ нию и температуре 15°С.

Р а с ч е т в я з к о с т и п л а с т о в ы х н еф тей . Вязкость газонасы­ щенных нефтей значительно реагирует на изменение давления. Влияние пережа­ тия, т. е. превышения давления над давлением насыщения, можно определить по формулам, полученным из графических зависимостей Била.

1*пл = Ц5 + 6(Рпл-Р5)> (III.90)

где [Хпл — вязкость нефти с растворенным в ней газом при пластовых давлении и температуре, мПа-с; \i$ — вязкость газонасыщенной нефти при пластовой темпе­ ратуре и давлении насыщения, мПа-с; рил — пластовое давление, МПа (рпл > > ps); ps — давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа.

Коэффициент 6 аппроксимирован следующими уравнениями:

Согласно рекомендациям Амикса и др. [3], средняя погрешность графической корреляции Била, с учетом которой получены уравнения (III.90)—(III.96), менее 3 %.

Таким образом, для определения вязкости пластовой нефти при известных значениях: вязкости дегазированной нефти при атмосферном давлении и темпе­ ратуре 20 °С, газосодержания нефти, давления насыщения нефти газом, пластовых давлении и температуры необходимо провести расчеты в следующей последова­ тельности.

79

1. По методике, описанной в разделе «Расчет вязкости при какой-либо температуре, если ее значение известно при другой температуре», определить вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре по формуле (II 1.65).

2. По методике, описанной в разделе «Вязкость газонасыщенных нефтей при давлении насыщения и пластовой температуре», определить вязкость газонасы­ щенной нефти по формуле (II 1.82).

127,4 м3/т (объем газа приведен к 0 °С), давление насыщения нефти газом 9,60 МПа, пластовое давление 30,0 МПа, плотность дегазированной нефти при 20 °С и атмо­ сферном давлении 0,8161 г/см3.

Определяем газосодержание на единицу объема нефти (объем газа приводим

нефти при давлении насыщения и пластовой температуре = 0,4398■ 1,840,6539 = 0,655 мПа-с.

По формуле (III.90) с учетом (III.91) находим вязкость пластовой нефти

^пл= 0,655 + 0,0114-0,655 (30 — 9,6) = 0,81 мПа-с.

Экспериментальное значение вязкости нефти в пластовых условиях состав­ ляет 0,82 мПа-с (погрешность равна 1,5 %).

Методика расчета вязкости пластовой нефти проверена по 66 нефтяным месторождениям Куйбышевской, Оренбургской и Ульяновской областей, Удмурт­ ской АССР и Западной Сибири в диапазоне изменения параметров:

и —16,9 %.

80