Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды

Подождите немного. Документ загружается.

верхней образующей эксплуатационной колонны, учитывая, что

колонна, практически никогда, не бывает вертикальной.

Пусть скважинный штанговый насос спущен на глубину, где

давление выше скважинного давления насыщения пластовой

нефти газом. В рассмотренном случае вся пластовая нефть в

однофазном (жидком) состоянии поступает в затрубное простран-

ство и смешивается там с ранее поступившей нефтью. Поэтому

насосом, добываемая из пласта нефть, захватывается, в основ-

ном, уже из затрубного пространства, то есть в насос попадает

нефть после частичной сегрегации из нее пузырькового газа.

Пластовая нефть, поступающая из затрубного пространства

в насос, в большей или меньшей степени разбавляется нефтью,

которая из-за конвективного перемешивания уже частично под-

верглась разгазированию. Поэтому через насос проходит нефть

с газовым фактором меньшим, чем газовый фактор пластовой

нефти. Влияние этого эффекта на работу насоса и процессы

разгазирования в НКТ тем больше, чем меньше дебит скважи-

ны и одновременно больше газовый фактор пластовой нефти.

Количественная оценка влияния гидродинамических и тер-

мобарических условий разгазирования нефти в скважине на

глубине приема скважинного насоса в зависимости от дебита

скважины, обводненности добываемой продукции и влияния

их на эффективность работы глубинного насоса (коэффициент

его наполнения, в частности) задача, выходящая за рамки дан-

ного учебного пособия.

Если обводненность скважинной продукции в интервале

перфорации приближается к точке инверсии фаз, то в перфо-

рационных каналах формируется фазовый состав скважинной

продукции, обладающей явно выраженными реологическими

свойствами, характерными для неньютоновских систем. Усло-

вия их формирования и особенности возникновения таких во-

донефтяных эмульсий здесь не рассматриваются. Однако мож-

но утверждать, что, если в перфорационных каналах с ростом

обводненности добываемой продукции формируются условия

образования водонефтяных смесей с начальным напр50кением

сдвига, то можно ожидать снижения дебита скважин при про-

чих равных условиях.

То есть дебит скважин при увеличении обводненности до-

бываемой продукции может быть не только функцией измене-

ния фазовых проницаемостей коллектора в зависимости от его

водонасыщенности, но и функцией существенного изменения

эффективных свойств (например, эффективной динамической

вязкости) скважинной продукции на пути от интервала перфо-

рации до приема насоса.

При определенном сочетании фазового состава скважинной

продукции, межфазного поверхностного натяжения и времени

жизни капель на границе раздела фаз в эксплуатационной ко-

лонне при росте обводненности скважинной продукции воз-

никают условия инверсии фаз, что приводит к резкому изме-

нению эффективной вязкости скважинной продукции и, как

следствие, к некоторому росту дебита скважин вследствие

уменьшения противодавления на пласт со стороны скважины.

Если обводненность скважинной продукции больше 60

—

% об., в сечениях, в которых давление выше скважинного дав-

ления насыщения пластовой нефти газом, то априори можно

утверждать, что дисперсионной средой жидкой составляющей

скважинной продукции в интервале перфорации в скважине

является пластовая вода.

2.2.

Дисперсный состав скважинной продукции нефтяных

месторождений

Дисперсный состав скважинной продукции нефтяных мес-

торождений определяет:

• технологические особенности подъема скважинной про-

дукции на поверхность,

• систему промыслового обустройства сбора скважинной про-

дукции на месторождении,

• технологию процесса отделения нефти и нефтяного газа,

• разделение нефти и воды, добываемой попутно с нефтью

из недр,

• эффективные способы очистки нефтепромысловых сточ-

ных вод до кондиций, позволяющих утилизировать ее в систе-

ме ППД и др.

— . 93

Скважинная продукция с самого начала разработки мес-

торождения представляет собой дисперсную систему:

• в добывающих скважинах

—

смесь:

—

газа с капельной нефтью и

— нефти с пузырьками газа и кристаллами парафина, при-

чем, чем ближе к устью скважины, тем больше в смеси

доля свободного (вьщелившегося из нефти) газа (до 80-90

% об.);

• в системе сбора до ДНС

—

ту же смесь с большей объем-

ной долей мелкодисперсных фаз (пузырьков газа и капель

жидкости).

При обводнении скважинной продукции в начале разра-

ботки водная фаза представляет собой дисперсную фазу в

нефти. С ростом обводненности добываемой продукции в

рельефных трубопроводах системы сбора образуются водя-

ные пробки. При небольших дебитах добывающих скважин

вода скапливается в нижней части эксплуатационной колон-

ны,

формируя дисперсионную среду, в которой всплывает

дисперсная фаза: нефть и пузырьки газа. Дисперсный состав

этой смеси существенно зависит от дебита скважины и фи-

зико-химических свойств пластовой нефти и попутно добы-

ваемой воды.

С дальнейшим ростом обводненности скважинная продук-

ция продолжает оставаться дисперсной системой, представляя

собой

—

смесь:

• нефтяного газа с капельной нефтью и капельной водой;

• воды с пузырьками газа;

• воды с каплями нефти, содержащими внутри пузырьки

газа и кристаллы парафина и

• воды с крупными деформированными каплями (включе-

ниями) нефти, внутри которых содержатся:

о капельная вода,

о пузырьки нефтяного газа и

о кристаллы парафина.

По существу, такие включения нефти в водной среде пред-

ставляют собой обратную водонефтяную эмульсию в составе

прямой эмульсии.

На дне осуществляется первая ступень сепарации скважин-

нои продукции, то есть происходит разделение скважиннои

продукции на два потока:

газовый поток

—

смесь нефтяного газа с капельной не-

фтью и капельной водой и

жидкостной поток, представляющий собой водонефтя-

ную эмульсию с окклюдированным (пузырьковым) газом.

При прохождении через центробежные насосы жидкостно-

го потока:

• потенциальная энергия его увеличивается в 3-5 раз, то есть

давление возрастает до 2,3-2,5 МПа;

• газовая фаза исчезает за счет ее растворения в нефти и

воде,

• водонефтяная эмульсия передиспергируется за счет ин-

тенсивного перемешивания прИч^рохождении через насос.

Если на дне предусматривается предварительный сброс

воды, то скважинная продзтсция разделяется на три потока:

газовый и два жидкостных; отметим, что оба жидкостных по-

тока представляют собой водонефтяные эмульсии, то есть дис-

персные системы:

• одна

—

обратная водонефтяная эмульсия с пузырьковым

газом, который растворяется после прохождения через насос,

• другая

—

прямая водонефтяная эмульсия с пузырьковым

газом, предназначенная, как правило, для утилизации в систе-

ме ППД.

Как уже подчеркивалось, дисперсный состав скважиннои

продукции нефтяных месторождений определяется следующими

факторами:

• дебитом скважины;

• газонасыщенностью (газовым фактором) пластовой нефти;

• разницей давления и температуры в скважине на глубине

интервала перфорации и на устье по сравнению:

— с величиной давления насыщения пластовой нефти газом;

— со скважинным давлением насыщения пластовой нефти

газом;

—

с температурой и давлением насыщения пластовой нефти

парафином;

• наличием воды в продукции скважин и величиной ее об-

водненности.

Преобладающей точкой зрения специалистов по дисперс-

ному составу скважинной продукции является эксперименталь-

но подтверждаемое утверждение о том, что частицы дисперс-

ной фазы в продукции скважин по размерам характеризуются

логарифмически нормальным распределением (рис. 1.7).

5 0.20

Ь = 0.15

Е ° 0,10

т ч- ю <о п

(О г^ 1^ «о (Л

Радиус частац, г, мкм

Рис. 1.7. Плотность распределения частиц дисперсной фазы типовой скважинной

продукции по размерам

Дисперсный и фазовый состав скважинной продукции на

пути от интервала перфорации в добывающих скважинах до

промысловых объектов получения товарной продукции непре-

рывно изменяется. Причинами этого являются:

• изменение термобарических условий по пути продукции

скважин и, как следствие, возникновение новых зародышей

газовой и твердой фаз;

• различие плотностей дисперсионной среды и дисперсной

фазы, которое в гравитационном поле сил тяжести приводит к

седиментационному разделению фаз и изменению наиболее

вероятного размера частиц дисперсной фазы.

Рассмотрим более подробно закономерности гравитацион-

ного разделения дисперсной фазы скважинной продукции не-

фтяных месторождений.

Сила, с которой среда (нефть, вода, нефтяной газ) действу-

ют на частицу (пузырек газа, капельку нефти или воды, час-

тичку породы, кристалл парафина и т.д.) зависит от размеров

частицы, формы и ее ориентации к потоку, скорости потока и

свойств среды: вязкости и, в общем случае, плотности. Из тео-

рии размерности следует, что должна существовать функцио-

нальная связь между величинами:

—

сила сопротивления среды, перемещению в ней части-

цы,

(кг-м)/с2;

г)^

—

скорость перемещения частицы (одиночной) в среде, м/с;

р^

—

плотность среды, кг/ м^;

^1^

—

вязкость (динамическая) среды, кг/(м-с);

5 — характерная площадь поперечного сечения частички

(миделево сечение), м^. Корень квадратный из нее: I

\1^ —

характерный линейный размер частички, м.

Из этих пяти размерных величин можно составить две неза-

висимые безразмерные комбинации:

• 71. =

•Х).

кг -м м

кг

м м

»[1];

•

\^с

Рс

•

•"о

_1_

Ке

кг м

•

с кг м м

-[1]

По правилу размерности одна из этих безразмерных комби-

наций является функцией другой:

7Г,

/К).

(1.48)

Подставив

Я;

в (1.48), получим выражение для силы сопро-

тивления:

Р,=С{Кеу^^,-м'-8.

(1.49)

Проанализируем полученное уравнение (1.49).

При больщих числах Ке лобовое сопротивление, испытыва-

емое частицей со стороны потока, обусловлено разностью дав-

лений перед и за частицей [36]. То есть коэффициент лобового

сопротивления постоянен, а лобовое сопротивление пропор-

ционально квадрату скорости.

По закону Бернулли разность давлений перед и за частицей

равна

следовательно:

Р,=С{Ке)^.5

(1.50)

При малых числах Ке инерция,

а,

следовательно,

плот-

ность жидкости практически не играют существенной роли,

поэтому плотность из уравнения (1.50) должна выпадать (со-

кращаться). Это возможно только в том случае, когда коэффи-

циент лобового сопротивления обратно пропорционален чис-

лу Рейнольдса Ке, то есть:

„ ч Сопз1

•

^^^~кГ-

^^-^^^

Подставив в (1.50) формулу (1.51) с учетом выражения для

Ке, получим:

Р,

Сопз{-

•

РХ

Сот1-

г)/ц, (1 52)

Для случая: 1)

одиночной

шаровой

частицы при 3) ламинар-

ном режиме ее обтекания (Ле << 1) с 4)

постоянной скоростью

английский физик Джордж Стоке (1819

—

1903) показал, что

эта

константа

равна Зп. если за характерный размер частицы

принять ее

диаметр.

То есть, в результате получается формула

Стокса для силы сопротивления относительному движению

одиночной сферической частицы в вязкой среде при

Ке«

/;=3я-г),ф,. (1.53)

Для нефтепромысловой практики представляет существен-

ный интерес выяснение границ размеров частиц дисперсной

фазы, в рамках которых применима формула Стокса (1.53).

Как следует из теории

подтверждается экспериментами,

ламинарный режим обтекания частиц дисперсной фазы, соот-

ветствует неравенству: Ке

Относительная скорость движения сферической частицы

(капли) дисперсной фазы при постоянной скорости может быть

найдена из баланса действующих на нее сил:

• силы сопротивления движешпо частицы

(капли)

Р^

= Зп

•

'Одй\х.^;

• веса частицы (капли) г г

—г-

Рк

^ и

/г

^^'

• силы Архимеда г^ =

——

р^

•

Пусть Р* > Рс, тогда Р^ ~ РА~ ^с ^^'^И' после подстановки в

уравнение равновесия действующих сил их значений:

-^(Рк-Рс)^

= 3яг)„с1ц, , откуда Ч= щ^ . (1.54)

Из определения параметра Рейнольдса (Ке) выразим отно-

сительную скорость:

Подставив полученное выражение в (1.54), получим:

^^^

^^>^^-р^^ ^^=-1М^ (1.55)

Рс^

18Цс Рс(Рк-Рс)^

Полученная формула (1.55) позволяет оценить предельный

размер частиц дисперсной фазы, для которых справедливо при-

менение формулы Стокса (1.53) и следствия из нее

—

формулы

для относительной скорости частицы (1.54).

ПРИМЕР 1.7

Оценить предельные размеры частиц дисперсной фазы систем,

для оценки относительных скоростей которых допустимо применять

формулы Стокса, (1.53) и (1.54). Рассмотреть следующие нефтепро-

мысловые дисперсные системы:

• пузырьки нефтяного газа в:

— пластовой нефти;

— дегазированной нефти;

— пластовой воде;

• капли воды в: 1) пластовой нефти, 2) дегазированной нефти,

3) нефтяном газе;

• капли нефти в: 1) пластовой воде, 2) нефтяном газе;

• частицы породы в: 1) пластовой нефти, 2) дегазированной

нефти, 3) пластовой воде,

4) нефтяном газе.

РЕШЕНИЕ

Оптимальным способом решения поставленной задачи является

проведение асимптотических оценок параметров, входящих в фор-

мулу (1.55), то есть:

• вязкости среды, ц^;

• плотности среды р^, и

• плотности частицы, р,,.

Пусть дисперсной фазой являются пузырьки нефтяного газа.

В первом приближении, плотность нефтяного газа можно оценить

из уравнения состояния идеального газа:

РрТ

если М'^^

кг

моль

8,3144 Т

р=>[Па] ;Т=>[К]

Молярная масса нефтяного газа при термобарических условиях

разгазирования нефти в скважине и объектах нефтепромыслового

обустройства находится в пределах (18 -48) г/моль. Давление - в

диапазоне 0,05

—

10 МПа; температура: 280

—

360 К. Следовательно,

диапазон плотностей нефтяного газа, в первом приближении, мож-

но оценить в пределах от 0,4 до 190 кг/м':

1810"'

0,0510' „„кг , 4810"' 1010' ,„, кг

Плотность дисперсионной среды, в первом приближении, при-

мем:

• пластовой нефти 650

—

920 кг/ м^;

• дегазированной нефти 790

—

960 кг/м';

• пластовой воды 1010

—

1200 кг/м'.

Динамическую вязкость дисперсионной среды примем в диапа-

зоне:

• для пластовой нефти 0,8

—

50 мПас;

• для дегазированной нефти 2

—

360 мПах;

• для пластовой воды 0,8

—

3 мПас.

Так как предельное значение числа Рейнольдса при ламинарном

режиме обтекания частицы не превышает 1, то для предельных раз-

меров частиц вместо (1.55) получим расчетную формулу в виде:

-А^»^

1.2242.

з|-Н1

^'"-=^^;Гл^ = ^•2242•зМ^. (1.56)

\РсДР-« \РсДР

Первая задача рассматриваемого примера свелась к численному

исследованию формулы (1.56) при следующих диапазонах измене-

ния параметров, входящих в нее;

100

Среда

Пл.

нефть

Дег. нефть

Пл.

вода

Диапазон изменения параметров

|Х^

,мПас

0,8

2-360

0,8-3

р^,,

кг/м'

650

- 920

790

960

1010-1200

Ар,

кг/м'

460

920

600 - 960

820-1200

Пузырек

нефтяного

газа

тах »

мкм

160-1750

250

- 6370

110-230

В последней колонке таблицы представлены результаты оценки

диапазона максимальных размеров пузырьков газа, при которых еще

возможно использовать оценки их скорости всплытия по формуле

Стокса (1.54):

^«.,=12242

(0,8-10-^}

650•460

2 ^

1,58-10^

= 160 мкм

Обращает на себя внимание то, что в высоковязкой нефти (360

мПас) размеры пузырьков газа, всплывающих в стоксовском режи-

ме обтекания, достигают 6,4 мм. В воде максимальные размеры пу-

зырьков газа, для которых можно использовать формулу Стокса для

оценки скорости всплытия, минимальны: до 0,2 мм.

Пусть дисперсной фазой в промысловой смеси будут капли

воды. Произведем оценку максимальных размеров капель воды, для

которых еще применима формула Стокса (1.54) для расчета ее отно-

сительной скорости осаждения в нефти и нефтяном газе. По анало-

гии с приведенными выше (в первой задаче) оценками составим

диапазон изменения параметров для численного исследования фор-

мулы (1.56), если дисперсной фазой является капельная вода.

Среда

Пл.

нефть

Дег. нефть

Нефт. газ

Диапазон изменения па]

Ц^ ,мПа-с

0,8

2-360

0,015

р^,

кг/м^

650

920

790

960

0,4-190

заметров

Др,

кг/м'

360

-280

220

240

1010

Капли воды

^тах ' МХМ

170-2610

350-10110

10-100

Если дисперсионной средой является пластовая нефть, то мак-

симальный размер капельной воды, относительную скорость движе-

ния которых можно рассчитывать по Стоксу будет равна

^_=

1,2242

^(0,8 10-^Р

650•360

1,7Ы0^ =170мкм.

Наибольшие размеры оседающих капель воды в нефтяном газе,

относительную скорость движения которых можно рассчитывать по