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

Растворимость двуокиси углерода в нефти

Растворимость двуокиси углерода в нефти зависит от физических свойств нефти и ее состава, от давления насыщения и температуры. На рис. III. 10 пред­ ставлена обобщенная корреляционная зависимость по растворимости двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором 11,7. Эта зависимость удовлетво­ рительно отражает результаты экспериментальных данных по растворимости двуокиси углерода в нефтях, как отечественных, так и зарубежных исследова­ телей. Пунктиром отмечены корреляционные зависимости, в основе которых очень мало экспериментальных данных, поэтому пользоваться ими рекомендуется для грубых оценок.

Для расчета растворимости двуокиси углерода в нефтях с характеристическим фактором, не равным 11,7, рекомендуется пользоваться обобщенными корреля­ ционными формулами, описывающими растворимость двуокиси углерода в нефтях в пределах погрешностей исходных экспериментальных данных:

0,893 |- 0,204 (Ф — 11,0) — Ft при 11,0 < Ф < 11,5,

F2-8,571-Ю-s (Ф - 11,7) (/-4 0 ) при 11,7<Ф<12,4,

Рис. Ц1.10. Растворимость двуокиси углерода в. нефти с характеристическим факто ром Ф = 11,7 в зависимости от давления насыщения и температуры

в нефти при температуре 42 °С и давлении 7,5 МПа, если плотность нефти при

По формуле (III. 103) находим

N (р) = In (0,25-7,5) = 0,18. 3,49

По формуле (III. 102) находим

N (t) = 0,511 — 2,94-10_3-42 = 0,388.

По формуле (III. 101) находим ^ц,7 = 0,388 + 0,18 = 0,568.

Молярную долю двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором 11,7, т. е. Мц>7, в зависимости от температуры и давления насыщения нефти дву­ окисью углерода можно определять графически с помощью рис. ШЛО, откуда следует, что Мц>7 = 0,57, что совпадает с уже найденным значением.

По формуле’(П1.98) устанавливаем молярнуюдолюдвуокиси углерода в нефти при температуре 42 °С и давлении насыщения 7,5 МПа:

Ыф = 0,568 [0,995 + 1,667-10"? (11,68— 11,5) — 1,646-10"3 (11,7 —

— 11,68) (42 — 40)] = 0,567.

Как известно, массовуюдолю растворенного в нефти газа qr при известной его молярной доле Nr можно рассчитать по уравнению

1

где для нашего примера Мц = 222; Мг = 44; Nv = Nq>,

32

углерода при температуре t и давлении ps, к объему нефти без двуокиси углерода при атмосферном давлении и той же температуре. Графическая зависимость коэф­ фициента набухаемости нефти от молярной доли двуокиси углерода представлена на рис. III. 11. Молярный объем дегазированной нефти определяется как отноше­ ние молекулярной массы нефти к ее плотности.

П р и м е р 2. Для условий примера 1 рассчитать увеличение объема нефти при растворении в ней двуокиси углерода.

где Vt — объем нефти, не содержащей С02 при температуре /; ЛГ5 — увеличение объема нефти при температуре t в результате насыщения ее двуокисью углерода.

Из примера 1 известно, что молярная доля С02 в нефти равна 0,57.

Найдем молярный объем дегазированной нефти при 20 °С и атмосферном давлении

Из рис. III. 11 следует, что коэффициент набухаемости нефти при молярном объеме 259 дм3/кмоль и молярной доли С02 в ней 0,57 равен 1,25. Следовательно, объем нефти Vt>если в ней растворяется двуокись углерода при 42 °С и давлении 7,5 МПа, возрастает на 25 %:

17,100 = (*s - 1) 100 = (1,25- 1) 100 = 25%.

где р* — плотность газированной нефти, насыщенной двуокисью углерода при

температуре /; рн/ — плотность дегазированной нефти при температуре t и атмо­ сферном давлении; bs — коэффициент набухаемости нефти; qr — массовая доля

двуокиси углерода, растворенной в нефти.

П р и м е р 3. Найти плотность нефти с растворенной в ней двуокисью углерода, используя результаты примеров 1 и 2. Из примера \ qr = 0,206, из примера 2 bs = 1,25. Найдем

bs (1 — qr) = 1,25 (1 — 0,206) = 0,9925.

Следовательно, Р,*>Р„/. так как знаменатель правой части уравнения (III. 104) меньше единицы. С учетом того, что

83

Коэффициент набухаемости нефти

массы нефти к се плотности, дм3/кмоль)

где а — коэффициент термического расширения нефти,

а = кг* (з 08з _ 2,638-0,856) = 0,8249-КГ3 1/°С,

то плотность газированной нефти, насыщенной двуокисью углерода при темпе­ ратуре /,

Как показали экспериментальные исследования, плотности пластовой нефти месторождений (Туймазинского, Арланского, Шкаповского и Узеньского) также увеличиваются с увеличением концентрации СО., в ней:

Рнг = Рнг

где р*г — плотность пластовой нефти с растворенной в ней двуокисью углерода

рождения Павлова Гора от количества растворенной в ней двуокиси углерода представляют качественно иную картину: плотность нефти в зависимости от растворения в ней двуокиси углерода уменьшается. Таким образом, при растворе­ нии в нефти двуокиси углерода отмечается изменение ее плотности качественно различного характера, т. е. как увеличение, так и уменьшение ее.

З а в и с и м о с т ь в я з к о с т и неф ти от к о н ц е н т р а ц и и д в у о к и с и у г л е р о д а в ней. Характер влияния растворения двуокиси углерода в нефти на ее вязкость такой же, как при растворении углеводородных газов. Вязкость нефти, насыщенной двуокисью углерода,

где \i*— вязкость нефти с растворенной двуокисью углерода, мПа-с; р,/ — безразмерная вязкость, численно равная вязкости нефти в мПа-с при температуре процесса, в которой растворяется двуокись углерода; A (q), 6 (q) — эмпирические коэффициенты;

Здесь q* —- массовая доля двуокиси углерода в нефти.

Корреляционная зависимость (III. 105) получена по данным эксперименталь­ ных исследований влияния двуокиси углерода на вязкость пластовых нефтей Туймазинского, Узеньского, Шкаповского и Арланского месторождений. Полу­ ченная корреляция для пластовых нефтей при насыщении их двуокисью углерода показывает принципиальную возможность обобщения экспериментальных данных в виде уравнения (III. 105). Однако при вытеснении нефти оторочками двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения основная масса двуокиси углерода воздействует на нефть, лишенную легких углеводородных компонентов (пласто­ вого газа). Поэтому представляет значительно больший интерес влияние растворе­ ния двуокиси углерода на вязкость дегазированных нефтей.

85

Давление насыщенной нефти СО^, МПа

Рис. III. 12. Обобщенная корре­ 282 ляция по зависимости вязкости нефтей от давления насыщения

их двуокисью углерода

Рис. II1.13. Номограмма для оп­ ределения критических давлений смесей двуокиси углерода с неф­ тями

На рис. III. 12 приведены обобщенные корреляционные зависимости вязкости нефтей, насыщенных двуокисью углерода, от вязкости исходной нефти и давления насыщения ее двуокисью углерода. Сопоставление расчетных (найденных по рис. III. 12) и экспериментальных значений вязкости нефти, насыщенной дву­ окисью углерода при пластовой температуре, показано в табл. II 1.3.

Н е о г р а н и ч е н н о е с м е ш и в а н и е д в у о к и с и у г л е р о д а с н еф тью . В диапазоне температур 40—100°С по номограмме (рис. III.13) можно определить давление смешивания двуокиси углерода с нефтью. При задан­ ной пластовой температуре, принимая в качестве характеристики нефти в первом приближении молекулярную массу дегазированной нефти, по номограмме можно найти максимальное давление смешивания нефти с двуокисью углерода. Если давление в системе больше определенного по номограмме или равно ему, то между нефтью и оторочкой двуокиси углерода, вытесняющей нефть, граница раздела отсутствует.

86

Ч \С Т Ь II

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ГЛАВА I

МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

§1. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ

ИСОСТАВ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ

Совершенствование методов проектирования — один из путей выбора наиболее рационального варианта разработки нефтяных месторождений.

На основе обобщения результатов многолетнего опыта выработались опреде­ ленные принципы и последовательность проектирования разработки нефтяных месторождений, а также требования, предъявляемые к методам геологопромысло­ вого и технико-экономического обоснования технологии разработки и эксплуа­ тации нефтяных месторождений.

ж) проект обустройства месторождения; з) документы по авторскому надзору и анализу разработки нефтяных ме­

сторождений.

Документы «а», «б», «в», «г» составляют до проектирования промышленной разработки месторождения, документы «з» — после ее проектирования.

Проекты промышленной разведки и документы по подсчету запасов месторо­ ждений нефти составляют организации Министерства геологии СССР и Мини­ стерства нефтяной промышленности, осуществляющие разведку месторождений.

Документы по проектированию разработки нефтяных месторождений, автор­ скому надзору и анализу разработки составляют в основном территориальные научно-исследовательские и проектные институты Министерства нефтяной про­ мышленности.

Документы «а», «г», «д», «е», регламентирующие непосредственно разработку месторождения, рассматривает и утверждает Министерство нефтяной про­ мышленности.

Для сравнительно небольших по запасам месторождений нефти схемы и проекты их разработки рассматривают и утверждают производственные нефте­ добывающие объединения.

Документы по авторскому надзору и анализу разработки передают для ин­ формации в Министерство нефтяной промышленности и производственные объ­ единения. Рекомендации этих документов по совершенствованию разработки утверждает объединение, если они не вносят коренных изменений в принятую систему разработки. Рекомендации, коренным образом изменяющие принятую систему разработки, утверждает организация, утвердившая ранее проектный документ.

88

В плане (проекте) опытной или оНытно-промышленной эксплуатации обосно­ вывают первоначальные мероприятия по добыче нефти и опытному применению метода воздействия на пласт для получения дополнительных данных о геолого­ промысловых особенностях месторождения, необходимых при проектировании.

Планом опытной эксплуатации может предусматриваться бурение опере­ жающих добывающих и нагнетательных скважин с проведением в них необходи­ мого комплекса геологопромысловых исследований. Это необходимо потому, что большинство месторождений характеризуется невыдержанностью толщины и коллекторских свойств продуктивных пластов. По действующей же «Классифи­ кации запасов месторождений нефти и горючих газов» разведка таких месторо­ ждений с целью сокращения стоимости последней завершается при переводе запасов в категорию Сх.

На месторождениях с большой площадью нефтеносности и на многопласто­ вых месторождениях, разведка которых затягивается на продолжительное время, опытную эксплуатацию целесообразно начинать до окончания разведочных работ.

В последние годы оправдало себя выделение на ряде месторождений, разведка которых еще не закончена, опытно-промышленных участков добычи нефти, при­ уроченных к наиболее разведанным частям залежей.

Проект опытной или опытно-промышленной эксплуатации следует составлять таким образом, чтобы в нем предусматривались те же вопросы, что и в проектных документах на промышленную разработку.

Документы по проектированию и анализу разработки нефтяных месторожде­ ний состоят из следующих основных разделов (глав):

1) геологическая характеристика залежи и геологопромысловое обоснование исходных данных для проектирования системы разработки;

2) технологическое обоснование вариантов систем разработки залежи;

3)обоснование способов бурения, вскрытия пластов и освоения скважин, организации буровых работ;

4)обоснование технологии и техники эксплуатации скважин;

5)технико-экономический анализ вариантов разработки и выбор рациональ­ ного варианта;

6)обоснование применения методов воздействия на пласты с целью интен­ сификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи;

7)обоснование способов контроля и регулирования процесса разработки при реализации проекта разработки;

8)выбор и обоснование схемы обустройства района и месторождения для сбора и подготовки нефти, газа и воды;

9)меры по охране недр и окружающей среды;

10)краткая характеристика рекомендуемого варианта системы разработки месторождения;

^11) заключение и выводы.

L Технологическая схема (проект) разработки — технологический, технико­ экономический и юридический правовой документ, предусмотренный для ввода нового месторождения в промышленную разработку и обустройства нового района месторождения.

При проектировании разработки месторождения необходимо: изучить геоло­ гическое строение месторождения и его свойства и подготовить исходные данные для проектирования; определить на основе гидродинамических расчетов геолого­ технические показатели разработки месторождения для различных вариантов, отличающихся системами воздействия (с включением новых методов и видов воздействия), схемами размещения добывающих скважин и др.; рассчитать эко­ номические показатели различных вариантов технологии разработки; выбрать рациональную систему разработки месторождения на основе комплексного гео­ логопромыслового, технологического и технико-экономического анализа рас­ смотренных вариантов.

На различных стадиях проектирования разработки нефтяных месторождений

взависимости от полноты и качества исходной геологопромысловой информации

освойствах пласта и флюидов и условиях эксплуатации скважин следует приме­

нять различные по степени сложности и точности методы расчетов технологиче­ ских показателей при использовании различных методов воздействия на пласты.

89

Так, при подготовке проекта опытной эксплуатации, оценке добывных возмож­ ностей в процессе составления комплексного плана развития нефтедобывающего района, т. е. когда, как правило, исходных геологопромысловых данных недо­ статочно и качество их невысокое, для определения технологических показателей можно рекомендовать наиболее простые методы расчета (приближенные).

1. Реальный неоднородный по проницаемости пласт схематизируется серией прослоев различной проницаемости, отделенных непроницаемыми разделами бес­ конечно малой мощности (перетоки между слоями отсутствуют). Прослои различ­ ной проницаемости k и, в общем случае, толщины h вероятностно распределены по общей эффективной толщине пласта по определенному закону.

Модель слоисто-неоднородного по проницаемости прерывистого пласта пре­ образуется в расчетную схему-модель непрерывного неоднородного по прони­ цаемости пласта с меньшей, чем в исходном реальном пласте, эффективной тол­ щиной. Дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачу рассчитывают по каждому слою, после чего результаты суммируют по числу слоев (прослоев) во времени.

2. При сравнительно продолжительной разработке залежи нефти (т. е. при фактической зависимости изменения дебитов жидкости, нефти, пластовых и за­ бойных давлений во времени и др.) расчетную схему-модель неоднородного пласта можно построить по комплексным характеристикам неоднородности пластов, полученным на основе решения обратной задачи по известной истории разработки. В этом случае целесообразно использовать методы экстраполяции характеристик вытеснения.

В процессе составления схемы или проекта разработки одно- и многопласто­ вого объекта методы и последовательность расчетов технологических показателей разработки должны лредусматривать:

учет неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости в соответ­ ствии с указанной расчетной схемой-моделью, различия вязкостей нефти и воды и изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть—вода, геометрию фильтрационного потока (фильтрация флюидов в системе скважин) в расчетах дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи до и после прорыва воды в скважины, например, по методу, приведенному в [6];

расчет дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи для одного элемента из группы скважин (добывающих и нагнетательных) общей схемы их размещения и суммиро­ вание результатов во времени в зависимости от вариантов по темпу и последова­ тельности ввода скважин в эксплуатацию;

детальный расчет дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени (по годам) за основной период и укрупненный — за весь срок разработки по всем рассматриваемым при проектировании вариантам для каждого нефтяного гори­ зонта и месторождения в целом;

установление технологически и экономически целесообразных обводненности и нефтеотдачи при отключении рядов скважин (рассматривают различные ва­ рианты по обводненности скважин при их отключении) и конечной нефтеотдачи по вариантам;

оптимальное распределение добычи жидкости и нефти во времени, рассчи­ танной по всем вариантам систем разработки многопластового месторождения в целом по отдельным объектам его эксплуатации (горизонтам) с помощью одного из известных методов решения этой задачи, например, метода неопре­ деленных множителей Лагранжа, линейного и динамического програм­

мирования; обеспечение методов расчета технологических и экономических показателей

разработки программами расчетов на ЭВМ.

Аналогичные требования предъявляют и к обоснованию видов и способов

бурения, технологии и техники добычи.

Документы по авторскому надзору и анализу разработки предназначены для обобщения всех материалов, накапливаемых в процессе разработки месторо­ ждения, внесения необходимых коррективов в проектные решения и обоснова­ ния мероприятий по регулированию разработки, учитывающих детали геологи­ ческого строения залежи и динамичность протекающих в недрах процессов.

Авторский надзор ведется в период реализации системы разработки в соот­ ветствии с утвержденными проектными документами.

90