Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Физические свойства нефти в пластовых условиях
Нефть в пластовых условиях может находиться, в зависимости от соотношения пластового давления (рпл) и давления насыщения (рнас), в однофазном недо-насышенном (рпл > рнас) и двухфазном насыщенном (рпл < рнас) состоянии / 14 /. Рассмотрим расчет физических свойств нефти применительно к этим двум состояниям.
Задача 10.1 Определить основные физические свойства нефти в процессе ее однократного разгазирования при следующих исходных данных (табл. 10.1). Таблица 10.1
Условные обозначения параметров в расчетах: ρ пд , - плотность дегазированной нефти , (ρ 0 = 0, 1 МПа, Тсm = 293 К), кг/м3, μ - динамическая вязкость дегазированной нефти при тех же условиях; Г - газонасыщенность (газосодержание) пластовой нефти, т.е. отношение объема газа, растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, m3/t (объем газа приведен к нормальным условиям); ρ го- относительная по воздуху плотность газа; Тпл - пластовая температура. К;
Pпл - пластовое давление, МПа; Рнас - давление насыщения пластовой нефти при пластовой температуре; y а yс, - молярные доли азота и метана в попутном газе однократного разгазирования нефти до ро = 0, 1 МПа при Тст = 293 К.
Решение. Последовательно решая: 1) Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения при Т Тпл
2) Определяем удельный объем выделившегося газа при заданных термодинамических условиях, предварительно определив вспомогательные коэффициенты R(p), m(T), Д(Т)
3) Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования: Vгр(p, Т)=Г·m(Т)- Vгр(p, Т) = 55, 6-1, 0379 - 8, 69 = 49, 02 м3/т.
4) Определяем относительную плотность выделившегося газа:
где a=1+0.0054·(Т-293)=1+0, 0054·(300, 5-293)=1, 0405 u=10-3·pнд·Г-186=10-3·868·55, 6 - 186= -137, 74
5) Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти приданных условиях ее разгазирования:
6) Рассчитываем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности λ (Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти d, при стандартном давлении:
где
Отсюда dн = 10-3·(2, 513-1, 975·10 3·868) = 7, 987·10-4 1/град.
7) Определяем плотность газонасыщенности нефти при р=5, 5 МПа и Т=300, 5 К:
8) Оцениваем вязкость дегазированной нефти при ро = 0.1 МПа и заданной температуре Т= 300, 5 К:
где а =10-0, 0175(293-Т)—2, 58=10-0, 0175(293-300, 5)-2, 58=, 5588·10-3
9) Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения pавс=8, 95МПа и температуре Т = 300, 5 К определяем в такой последовательности:
а) пересчитываем по формуле удельный объем растворенного газа, полученный в п.3 для условий р0 = 0, 1 МПа и Тл = 288, 6 К (значение ан см. п. 6);
б) рассчитываем по формуле функции A=1+0.0129 ; B=1+0.0017> ;
или определяем по графикам рис 10, 1
A=1+0.0129·45.2-0.0364·45.020.85=0.6613 B=1+0.0017·45.2-0.0228·45.020.068=0.7871
Рисунок 10.1 - Зависимость величин А и В от газосодержания нефти (Чью и Коннели) /13/
в) рассчитываем по формуле вязкость газонасыщенной нефти при pизв = 8, 95 МПа и Т = 300, 5 К
10) Поверхностное натяжение газонасыщенной нефти на границе с газом при заданных термодинамических условиях определением по формуле:
Задача 10.2 Используя условия предыдущей задачи определим физические свойства пластовой нефти, если ρ пл > ρ нас, Т = Тпл и Vгв (ρ пл, Tпл)=0, т.е.весь газ растворен в нефти. Решение. Последовательно рассчитываем: 1) Газонасыщенность пластовой нефти ГПЛ, предварительно определив коэффициент m ГПЛ = Г · m = 55, 6·1, 1013 = 61, 23 м3/т,
где m – коэффициент температурной корреляции:
m = 1+0, 029· (Тпл – 293)·(ρ нд· ·10-3 – 0, 7966) = = 1+0, 029(313-293)(868·1, 119·10-3 – 0, 7966) = 1, 1013
2) Относительная плотность растворенного в нефти газа (ρ пл, Тпл) в пластовых условиях (ρ пл, Тпл) = а·m·
где а = 1, 0+0, 0054·(Тпл-293)=1, 0+0, 0054·(313-293)=1, 108,
отсюда (ρ пл, Тпл) =1, 108·1, 1013·1, 119·55, 6/61, 23=1, 2399
3) Объемный коэффициент пластовой нефти bnпл оцениваем по формуле bn.пл = 1+1, 0733·10-3· ρ нд·λ · /m+аn(Тпл-293) = - 6, 5·10-1· ρ пл
где λ = 10-3·[4.3-3.54·10-3· ρ нд+1.0337· (ρ пл, Тпл)/а+5, 581·10-6· ρ нд / =
= 10-3·[4, 3-3, 54·10-3·8686+1, 0337·1, 2399/1, 108+
+5, 581·106·868·(1-1, 61·106·868·55, 6)·55, 6]=2, 6325·10-3
ан = 10-3·(2, 513-1, 975·10-3· ρ нд) = 10-3·(2, 513-1, 975·10-3·868) = 7, 987·10-4 1/К
отсюда bn.пл = 1+1, 0733·10-3·868·2, 6325·10-3·61, 23/1, 1013
+7, 987·10-4·(313-293)-6, 5·10-4·17, 5=1, 141 4) Плотность пластовой нефти
ρ n.пл = ρ нд·[1+1, 293·10-3· (ρ пл, Тпл) /m·a)]/ bn.пл, кг/м3
ρ n.пл= 868·[1+1, 293·10-3·1, 2399·61, 23/(1, 1013·1, 108)]/1, 141=821, 9 кг/м3
5) Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре µнд(Тпл). Вязкость дегазированной нефти при р = 0, 1 МПа, Тсm=293 К и µк = 14 мПа·с. µнд(Т)= µнд(Т-293)а.е t·(293-Т)
где а и b – корреляционные коэффициенты:
а=10-0, 0175(293-Т)·2, 58=10-0, 0175(293-313)·2, 58=5, 8884·10-3
b=(8, 0·10-5· ρ нд-0, 047)· µнд0, 13·0, 002(Т-293)=
=(8, 0·10-5·868-0, 047)·140, 13·0, 002(313-293)=0, 0351
отсюда
6) Вязкость газонасыщенной нефти µn нас при р=рнас=9, 2 МПа и Т=Тпл=313 К, предварительно пересчитав газосодержание пластовой нефти Г (объем газа приводится к температуре Тсm=288, 6 К) и затем определив коэффициенты А и В
Г*= 1, 055·10-3·(1+5·ан)·Г ρ нд= 1, 055·10-3·(1+5·7, 987 10-4)·55, 6·868=51, 12;
А=1+0, 0129· Г*-0, 0364· Г*0, 85=1+1, 0129·51, 12-0, 0364·51, 120, 85=0, 6281; В=1+0, 0017· Г*-0, 0364· Г*0, 85=1+1, 0017·51, 12-0, 0228·51, 120, 667=0, 7728; А и В – графические функции газосодержания нефти Vгр*(р, Т ), представленные Чью и Коннели (рис. 10) и которые с погрешностью 3 % в области Vгр*(р, Т ) < 300 м3/м3 могут быть аппроксимированы вышеприведенными уравнениями. При ρ пл > ρ нас и Т = Тпл вязкость 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 условиях ρ = ρ нас и Т = Тнас можно определить, пользуясь графиками Била /13/ или их аналитическими аппроксимациями /9/. Таким образом, для определения вязкости пластовой нефти при известных: вязкости дегазированной нефти , давления насыщения, газосодержании нефти Г, пластовых давлениях и температуре, определяют вязкость газонасыщенной нефти µн нас. µн нас = А· в·(Тпл)= 0, 6281·7, 060, 7724= 2, 84
7) Вязкость пластовой нефти определяется из уравнения
µн пл= µн нас+σ (рпл - рнас)
где σ – коэффициент, характеризующий изменение вязкости газонасыщенной нефти при изменении давления на 1 МПа, мПа·с/МПа. Коэффициент σ согласно /9/ аппроксимируется следующими уравнениями:
0, 0114· µн нас при µн нас< 5 мПа·с; 0, 057+0, 023·( µн нас - 5) при 5< µн нас< 10 мПа·с; 0, 0171+0, 031·( µн нас - 10) при 10< µн нас< 25 мПа·с; σ = 0, 643+0, 045·( µн нас - 25) при 25< µн нас< 45 мПа·с; 1, 539+0, 058·( µн нас - 45) при 45< µн нас< 75 мПа·с; 3, 286+0, 100·( µн нас - 75) при 75< µн нас< 85 мПа·с;
С учетом вышеизложенного µн пл будет равна
µн пл= µн нас·0, 0114· µн нас·(рпл - рнас)=2, 84+0, 0114·2, 84·(17, 5 – 9, 2)=3, 10 мПа·с;
Задача 10.3 По результатам пробной эксплуатации скважины были получены данные приведенные в табл. 10.2. Требуется определить давление насыщения нефти газом, объемный коэффициент, плотность и усадку нефти в пластовых условиях. Весь газ растворен в нефти /2/.
Решение. Давление насыщения можно найти приближенно по программе М. Стендинга (рис.10.2). Для этого из точки, соответствующей газовому фактору G0=127 м3/м3, что в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой, выражающей плотность газа ρ г=0, 8 кг/м3. Полученную точку проецируем вниз до пересечения с прямой, соответствующей плотности нефти ρ н=852 кг/м3.
Рисунок 10.2 – Номограмма для определения давления насыщения
Рисунок 10.3 – Номограмма для определения объемного коэффициента нефти
Далее проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры Тпл = 338 К и, опускаясь по вертикали вниз, находим в пересечении с осью давлений давление насыщения нефти газом рнас =18, 5 МПа.
Таблица 10.2
Для определения объемного коэффициента нефти воспользуемся другой номограммой Стендинга (рис. 10.3). В левой части номограммы находим значение газового фактора Gо = 127 м3/м3. Из этой точки проводим горизонталь вправо до пересечения с линией, соответствующей плотности газа рг = 0, 8 кг/м3. Затем проецируем эту точку вниз до линии плотности нефти рн = 852 кг/м3. Далее проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры Тпл= 338 К, после ют проводим вертикаль до пересечения с линией пластового давления рпл=24, 5МПа, а по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти == 1, 27. Таким образом, 1 м3 нефти при нормальных условиях занимает в пласте вместе с растворенным в ней газом объем 1, 27 м3. Для нахождения плотности нефти в пластовых условиях (с учетом растворенного газа) предварительно определим плотность растворенного в нефти газа
Ррг=G0·pг=127·0.8=103 кг/м3
Таким образом, плотность насыщенной газом нефти при атмосферных условиях равна
Рнс=рн+ррг=852+103=955 кг/м3
а плотность насыщенной гамм нефти е пластовых условиях будет
Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения из нее растворенного газа ('дегазации) и снижении температуры. Усадка нефти определяется из соотношения
Вязкость пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти почта всегда значительно отличается от вязкости дегазированной, вследствие большою количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением газа в растворе и увеличением температуры Повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости и заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Вязкость пластовых нефтей изменяется от десятых долей до сотен и более мПа·с. Различают расчетные и экспериментальные методы определения вязкости пластовых нефтей. Экспериментальные основаны на применении универсального шарикового вискозиметра высокого давления (ВЕДУ), схема которого и порядок заполнения пластовой нефтью приведены на рис. 10.4 и 10.5.
Рисунок 10 5 — Схема заполнения вискозиметра пробой пластовой нефти.
1 - вискозиметр, 2 - манометр, 3 - контейнер с пробой пластовой нефти, 4 - буферная емкость, 5 - пресс (насос); 6 - термостат
Вязкость определяется по времени качения шарика (рис. 10.4) внутри немагнитной трубки 6, заполненной исследуемой нефтью или водой. В верхнем положении шарик удерживается соленойдной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединённые с усилителем и электрическим секундомером. При включении секундомера автоматически отключается электромагнит, и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней
части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создаёт дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.
Задача 10.4 Определить динамическую вязкость нефти при двух значениях давления: при пластовом и при давлении несколько большем, чем давление насыщения, если известны и экспериментально определены следующие данные (табл. 10 3 и табл. 10.4):
Решение. Для расчётов используем данные первого варианта. При проведении опыта выбираем диаметр шарика dt = 0, 634 см, угол наклона вискозиметра φ > 15°, а постоянную К = 0, 00593. Вязкость определяем при двух указанных давлениях. Подставляя экспериментальные данные в нижеследующую формулу получим:
При пластовом давлении получим: Р20 = 28.79·10-3 ·(7770-730)·0, 00593 = 1, 2 мПа·с.
Исходные значения параметров Таблица 10.3
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-05-05; Просмотров: 1005; Нарушение авторского права страницы