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

Подождите немного. Документ загружается.

151

Таблица

1.26

(продолжение)

Молярная доля компонентов

Компо-

ненты

УКС7

УК Се

УК С,

УКС.о

УК С,

УКС,2

УКС.з

УК Си

УКС,5

УКС.а

УК Сое

Всего

Сум-

марный

нефтя-

ной газ

N;,%

0,0056

0,0031

0,0015

0,0007

0,0004

0,0003

0,0001

810-'

4-10'

2-10'

0,00

100

Нефть

(неравно-

весная)

м:,%

1,6715

2,2406

2,6848

3,0274

3,296

3,5108

•

3,686

3,8314

3,954

4,0585

22,372

100

•• 1

0,003

0,001

6-10"

2-10-"

МО"

910'

3-10'

2-10'

МО'

5-10-*

«Скважин-

ный»

1ефтяной га;

ска

0,0326

0,0182

0,0091

0,0043

0,0026

0,0016

0,0008

0,0005

0,0002

0,0001

0,00

100

Нефть

(равновес-

ная)

М[,%

1,879

2,5597

3,0876

3,4911

3,8042

4,054

4,2576

4,4263

4,5683

4,6892

25,848

100

скё

л;

0,017

0,007

0,003

0,001

7-10-"

4-10"

2-10""

МО"

4-10'

2-10'

КФР,

К1(Р,Т)

0,01738

0,00713

0,00294

0,00123

0,00069

0,00039

0,0002

0,0001

5,2-10'

2,3-10'

0,00

Из табл. 1.26 видно, какие компоненты растворяются в не-

фти из опережающего нефтяного газа, а какие компоненты из

нефти переходят в опережающий нефтяной газ.

Ниже приводится диаграмма, наглядно иллюстрирующая

перераспределение компонентов опережающего нефтяного газа

и пластовой нефти при наступлении равновесного состояния в

зоне смешения. Для удобства сравнения по оси ординат откла-

дывается разница удельных объемов суммарного и «скважин-

ного» нефтяных газов по каждому компоненту смеси при по-

ступлении «легкого», «среднего» и «тяжелого» нефтяных газов

в скважину.

Из диаграммы (рис. 1.18) видно, что основной прирост удель-

ного объема (для «легкого» нефтяного газа) или уменьшение

(для «тяжелого» нефтяного газа) происходят из-за перераспре-

деления газовых компонентов в смеси.

152

Р=5 МПа; Т=60''С

I!!

о^

-5

-10

-15

-20

-25 •"

П Легкий

• Средний

• Тяжелый

С2Н6 СЗН8 С4Н10

Рис. 1.18. Диаграмма перераспределения компонентов смеси опережающего

нефтяного газа и пластовой нефти в зоне смешения

Например, при поступлении «легкого» нефтяного газа, в

котором не содержится этана, пропана и бутана, основной при-

рост удельного объема происходит из-за перехода в газообраз-

ное состояние этих компонентов из нефти:

= 3,94 + 7,69 + 6,69 + 2,62 = 20,94 мУт(пл.н).

На остальные компоненты (азот, диоксид углерода и пары

нефти) приходится всего 21,99

—

(20,94

—

0,57) = 1,62 мУт

(пл.

нефти).

2.6. Изменение физико-химических

свойств

пластовой нефти

залежи

и на

забое добывающей скважины

при

пластовом

давлении

ниже давления

насьпцения пластовой нефти газом

Извлечение нефти из недр за счет энергии выделяющегося

из пластовой нефти растворенного в ней газа сопровождается

изменением физико-химических свойств как нефти в пласте,

так и нефтяного газа поступающего в добывающие скважины

из пласта.

153

Например, на рис. 1.19 представлен типовой график изме-

нения некоторых свойств пластовой нефти (при пластовой тем-

пературе) в процессе контактного разгазирования пластовой

нефти Богородского местоождения.

3 4 5

Давление, МПа

Рис.1.19. Типовой график изменения плотностей нефтяного газа

нефти, объемного

коэффициента нефти

зависимости

от

давления разгазирования

при

пластовой

температуре

(66 °С)

Ниже представлены типичные расчетные и фактические

результаты дифференциального разгазирования пластовой не-

фти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой

нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области

при давлениях на ступенях сепарации: 0,75; 0,275; 0,11 и 0,1

МПа при температуре 20 °С. Физико-химические свойства Ку-

лешовского месторождения типичны для Урало-Поволжья:

• Пластовая температура 56 °С;

• Давление насьпдения пластовой нефти газом 6,77 МПа;

• Давление насыщения пластовой нефти газом

при 20 °С 6,48 МПа;

• Плотность дегазированной нефти 853 кг/м^;

• Удельный газовый фактор пластовой нефти 66,6 мУт;

154

• Плотность нефтяного газа ОСР

пластовой нефти (по воздуху)

1,3247;

• Объемная доля в нефтяном газе ОСР пластовой нефти:

—

Азота 9,36 % об.;

— Метана 16,56 % об.

Таблица

1.27

Сравнительные результаты

расчета

4-х

ступенчатого разгазирования

пластовой нефти Кулешовского месторождения при

°С

Сту-

пень

разга-

зи-

рова-

ния

III

Давле-

ние,

МПа

0,75

0,275

0,11

0,10

Удельный

объем

вьщелив-

шегося

нефтяного

газа,

м7т

Факт

28,68

5,74

14,07

3,34

Рас-

чет

28,69

5,72

14,07

3,34

Суммарный

объем

выделив-

шегося

нефтяного

газа,

м^т

Факт

28,68

34,42

48,49

51,83

Рас-

чет

28,69

34,41

48,48

51,82

Плотность

(по воздуху)

нефтяного газа

Факт

1,0250

1,2474

1,6492

1,7753

Расчет

1,0249

1,2476

1,6492

1,7755

Плотность

разгазирован-

ной нефти

кг/мЗ

Факт

841,5

Расчет

841,3

Как следует из сравнения результатов разгазирования пла-

стовой нефти Кулешовского месторождения

(табл.

1.27) и ха-

рактеристик самого месторождения, суммарный объем нефтя-

ного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенча-

том (дифференциальном) разгазировании (51,83 мУт), мень-

ше,

чем при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР)

(66,6 мУт) на двадцать (20) с Л1^шним процентов. Плотность

(молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти

при пластовой температуре (56 °С), существенно больше, чем

при 20 °С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе

существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти,

включая ее пары.

Изменение объемных свойств пластовой нефти при разгази-

ровании наиболее полно характеризуется объемным коэффи-

циентом пластовой нефти. Объемный коэффициент нефти яв-

. 155

ляется существенной функцией не только количества раство-

ренного в нефти газа, но и температуры. Для примера, вклад в

величину объемного коэффициента пластовой нефти Богород-

ского месторождения в результате изменения температуры от

20 до 66 °С составляет:

• при атмосферном давлении, (0,10 МПа) 100 %;

• при пластовом давлении, (7,85 МПа) 33 %.

Для наглядности на рис. 1.20 представлены графики изме-

нения объемного коэффициента пластовой нефти Богородско-

го месторождения в зависимости от давления ее разгазирова-

ния при пластовой и стандартной температурах.

3 4 5 6

Давление разгазирования, МПа

Рис. 1.20. Влияние температуры на изменение объемного коэффициента пластовой

нефти Богородского месторождения

(Ьбб

—

изотерма при 66 °С; Ь20

—

изотерма при 20 °С)

Сравнительный анализ изменения объемного коэффициен-

та пластовой нефти при разных температурах, но одинаковых

давлениях разгазирования показывает, что объемный коэффи-

циент пластовой нефти при любом давлении не только суще-

ственно больше при пластовой температуре, чем при 20 °С, но

и имеет экстремум, рис. 1.21.

Выявленный экспериментальный факт свидетельствует о

сложном механизме изменения объемных свойств пластовой

нефти при ее разгазировании в процессе извлечения нефти из

156

недр,

подъема ее на поверхность и доведения до товарных кон-

диций по ГОСТ Р 51858 - 2002.

|у = -1Б05Х* + 0,0002х^ - 0,0011х' + 0,0О22х + 0,0315

(^ = 0,9907

0,0330

2 0,0325

I § 0,0320

"§ I 0,0315

I •» 0,0310

I ^ 0,0305

'^ 0,0300

0,0295

0 12 3 4 5 6 7

Давление,

МПа

Рис. 1.21. Изменение объемного коэффициента нефти Богородского месторож-

дения при 20 и 66 °С в зависимости от давления ее разгазирования

Для месторождений Урало-Поволжья коэффициент сжима-

емости пластовой нефти , в первом приближении, может быть

оценен по формуле:

Р«.=

4,6342-М(/)-4,9192-

0,1675-ь

10' 10'

, [1/МПа],

(1.118)

где

Р^—

коэффициент сжимаемости пластовой нефти,

1/МПа;

{

—

пластовая температура, °С;

—

пластовое давление, МПа.

На рис. 1.22 показано влияние давления разгазирования и

температуры разгазирования на удельную остаточную газона-

сыщенность пластовой нефти Богородского месторождения, а

на рис. 1.23

—

графическая иллюстрация по уравнению (1.118)

. 157

влияния температуры на разность коэффициентов сжимаемос-

ти типовой пластовой нефти Урало-Поволжья при изменении

температуры на 57 "С.

3 4 5

Давление, МПа

Рис.

1.22.

Сопоставление остаточной удельной газонасышенности пластовой нефти

Богородского месторождения

при пластовой

(66 °С) и

стандартной

(20 °С)

температурах

» « 13

§ о 11

4- 7

* 5

- •

&—

—ш-

-•—77°С

-»-20°С

4 6

Давление, МПа

Рис.

1.23.

Влияние температуры

на

изменение коэффициента сжимаемости

типовой пластовой нефти

для

условий Урало-Поволжья

Как видно из рис. 1.23, коэффициент сжимаемости пласто-

вой нефти является слабой функцией давления. Разность ко-

эффициентов сжимаемости пластовой нефти из-за различия

температуры, практически, не зависит от давления.

158

Разность остаточных удельных газонасыщенностей пласто-

вой нефти Богородского месторождения при температурах 66

и 20 °С плавно уменьшается с уменьшением пластового давле-

ния до (1-1,5) МПа, рис. 1.22. Аналогично, как видно из рис.

1.21, разность объемных коэффициентов пластовой нефти Бо-

городского месторождения также плавно, но возрастает при

уменьшении пластового давления практически до того же ин-

тервала значений (1,2-1,7) МПа, то есть характер изменения

объемного коэффициента пластовой нефти в процессе ее раз-

газирования можно объяснить преобладающим влиянием из-

менения остаточной газонасыщенности нефти. При давлении

1,5 МПа и меньше темп разгазирования нефти резко возрастает

и различие в значениях объемного коэффициента нефти опре-

деляется только различием температур.

2.7. Фазовые

линии

тока

залежи

физико-химические

особенности изменения свойств остаточной нефти

них

Залежи нефти, как правило, приурочены к осадочным тол-

щам пород, заполняя пустоты в них. При создании депрессии

на пласт, то есть при снижении давления в скважинах ниже

пластового из продуктивного пласта в добывающие скважины

в результате фильтрации поступает пластовая нефть. По Пар-

ному И.А. [42], фильтрация

—

это течение жидкости (пласто-

вой нефти, воды) или газа в пространствах (порах) между твер-

дыми частицами породы. Поровое пространство терригенных

пород представляет собой сложную, нерегулярную систему, как

правило, сообщающихся пустот (пор) между зернами породы с

характерными размерами пор до десятков микрометров. В кар-

бонатных коллекторах система пустот более неоднородна, чем

в терригенных породах из-за образования в них каналов и ка-

верн в результате растворения породы, возникновения вторич-

ных пустот, вызываемых тектоническими напряжениями в по-

роде, и так далее.

Ввиду очевидной сложности фильтрационного течения в

породах и неоднородности структуры пористой среды, ее гео-

метрические характеристики тем или иным образом схемати-

159

зируются, а неоднородность частично учитывается кривой рас-

пределения геометрических характеристик пористой среды,

например, кривой распределения размеров пор по их радиу-

сам. Понятие радиуса пор является «несколько условной вели-

чиной, поскольку форма живого сечения потока в пределах

одной поры» в реальном коллекторе отличается от круга. Да-

лее под радиусом поры будет подразумеваться ее гидравличес-

кий радиус, как это делается в трубной гидравлике.

Фильтрационный поток можно представить «как некоторое

направленное в среднем движение флюида внутри огромного

множества сообщающихся между собой» пустот причудливой

формы, «длина которых в отдельности равна по порядку вели-

чины размеру твердых частиц» породы. «Очевидно, в пределах

некоторой длины, равной по порядку величины размеру одно-

го зерна, движение вдоль какой либо струйки можно рассмат-

ривать как движение в трубке переменного сечения». В случае

применимости закона Дарси для описания фильрации, потери

напора из-за искривления потока в струйках на порядок мень-

ше потерь на преодоление трения [42]. Следовательно, «каж-

дая струйка по выходе из данной трубки будет стремиться вой-

ти в ближайшую к ней трубку возможно максимального сече-

ния. При этом очевидно, что струйки, двигающиеся в порах

наибольших размеров, продолжат далее свое движение также в

порах наибольших размеров и при каком-то распределении раз-

меров пор» в данной части пласта установится и «распределе-

ние струек примерно одинаковых поперечных сечений».

И.А. Чарный показал, что максимальная скорость «жидкой

частицы в фильтрационном потоке» может значительно пре-

восходить скорость фильтрации, [42].

Как указывают авторы [45], одна из особенностей изучения

фильтрации нефти и газа в пластах заключается в том, что

необходимо одновременно рассматривать комплекс процессов

в областях, характерные размеры которых различаются на по-

рядки:

• поры с размерами микрометров;

• скважины (диаметр - сантиметры, интервал перфорации

—

метры);

160

• толщины продуктивных пластов

—

единицы и десятки

метров;

• расстояния между скважинами

—

сотни метров;

• протяженность месторождений

—

единицы и десятки ки-

лометров. \

Другая особенность, на которую необходимо обратить вни-

мание заключается в том, что неоднородность пластов, как по

толщине, так и по площади имеет характерные размеры прак-

тически любого масщтаба [45].

Основными характеристиками многофазного течения яв-

ляются:

• насыщенность норового пространства фазами и

• скорость фильтрации фаз.

Покажем, что движение фаз в пористой среде возможно толь-

ко для

связной части

каждой из фаз. Допустим, что в порах при

вытеснении нефти водой из-за хаотической искривленности

межфазной поверхности вода

—

нефть образовалась изолиро-

ванная частичка (капля) какой

—

либо фазы. Характерный раз-

мер поровых каналов имеет порядок ^к/т , где к

—

коэффи-

циент проницаемости, т — коэффициент открытой (эффек-

тивной) пористости.

Пусть: к = 0,5-10 - 12 м^. т = 0,2;

тогда характерный размер пор составляет 2-10 мкм.

Межфазное поверхностное натяжение

вода - нефть 30-50 мН/м.

Следовательно, капиллярное давление (по формуле Лапла-

са) равно:

2а 2-40-10-^ ,.

При продвижении капли в порах радиус кривизны ее повер-

хности должен будет изменяться от минимального радиуса пор

до максимального, то есть практически на ту же величину

^к/т.

Такой же порядок величины будет иметь разность кри-