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

Подождите немного. Документ загружается.

221

В этой же табл. 2.2.1 для наглядности представлены результаты

расчета ряда других физико-химических свойств:

• массовой доли нефтяного газа;

• молярной массы нефтяного газа;

• молярной массы нефти;

• плотности нефтяного газа и

• плотности нефти, алгоритмы расчета которых изложены далее.

Совокупность уравнений, по которым рассчитываются приве-

денные физико-химические свойства, по существу, представляет

собой часть методики Дунюшкина И.И., Мищенко И.Т. и Елисее-

вой Е.И. по расчету свойств нефтегазовых смесей.

Таблица

2.2.1

Результаты расчета свойств нефтегазовой смеси

при ОСР пластовой

нефти

Бариновского месторождения

(20 °С)

по

методике Дунюшкина, Мищенко, Елисеевой

(методика

ДМЕ)

РГУ

нефти

газа,

кафедры разработки и эксплуатации

нефтяных

месторождений

(РиЭНМ)

№

п/

Свойства

Молярная доля

нефтяного газа,

% моль

Массовая доля

нефтяного газа,

% масс

Молярная масса

нефтяного газа,

г/моль

Молярная масса

нефти, г/моль

Плотность

нефтяного газа (при

станд. условиях),

кг/м'

Плотность нефти

(при стандартных

условиях), кг/м'

Значения свойств при давлениях разгазирования (МПа)

0,1

58,75

18,3

28,83

183

1,21

806,6

0,57

48,93

13,29

25,14

157

1,05

791,6

1,15

42,25

10,68

23,39

143

0,98

778

2,87

30,67

7,07

21,35

124

0,89

751,1

5,73

18,84

4,18

20,54

109

0,86

722

8,60

10,64

2,38

20,68

101

0,86

702,2

11,46

4,06

0,93

21,09

0,88

687

13,4

0,09

0,02

21,41

0,89

678,3

Так как молярные массы нефтяного газа и сосуществующей с

ним нефти рассчитываются по их компонентному составу, то для

возможности анализа особенностей динамики изменения компонен-

тного состава нефтяного газа в зависимости от давления разгазиро-

вания пластовой нефти в табл. 2.2.2 приведен его компонентный

состав.

222

•<^

Таблица

2.2.2

Компонентный

состав

равновесного нефтяного газа

в процессе разгази-

рования пластовой нефти Бариновского месторождения при

°С

№

п/

Компоненты

Азот

Диоксид

углерода

Сероводород

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормальный

бутан

Изопентан

Нормальный

пентан

УК гексан

УК гептан +

высшие

Всего

Равновесные давления разгазирования, МПа

0,1

0,57

1,15

2,87

5,73

8,60

11,46

13,4

Компонентный состав нефтяного газа, %моль

4,96

0,61

5,91

0,68

6,76

0,72

8,81

0,68

12,05

0,59

15,13

0,52

18,12

0,47

20,00

0,45

Отсутствует

47,29

22,65

14,45

2,01

5,07

1,32

0,62

1,04

0,002

100,02

55,14

23,16

10,97

1,03

2,31

0,39

0,17

0,21

0,0003

99,55

60,73

21,34

8,02

0,64

1,37

0,22

0,09

0,12

0,0002

100,01

68,88

15,90

4,46

0,33

0,69

0,12

0,05

0,07

следы

99,99

71,93

11,49

2,98

0,24

0,52

0,10

0,04

0,06

следы

100,00

70,43

10,05

2,84

0,25

0,55

0,11

0,05

0,08

0,0001

100,01

67,67

9,51

3,04

0,28

0,63

0,13

0,06

0,10

0,0002

100,01

65,56

9,43

3,22

0,31

0,69

0,15

0,07

0,12

0,0002

100,00

Отличия значений в строке «Всего» табл. 2.2.2 от 100 % обуслов-

лены суммированием машинных погрешностей при округлениях.

Для Бариновского месторождения Куйбышевской области по

результатам анализа глубинных проб пластовой нефти из скважины

№ 7 (пласт Д

—

III) в приложении П.1 приведены эксперименталь-

ные данные по:

• объемному коэффициенту

пластовой нефти

Ь^^

= 1,41;

• плотности пластовой нефти р^^ =691,8 кг/м^ и

• молярной массе пластовой нефти М^= 90 г/моль.

Имеющейся совокупности данных достаточно для расчета кри-

вой разгазирования пластовой нефти Бариновского месторождения

по формулам (2.43) и (2.44). В табл. 2.2.3 представлены результаты

этих расчетов с различными вариантами входящих в них парамет-

ров (молярной массы дегазированной нефти) для последующей оценки

погрешностей расчетных значений.

223

Таблица

2.2.3

Результаты расчета

кривой

разгазирования пластовой нефти

Бара-

новского месторождения при

°С по уравнениям (2.43)

и (2.44)

"а

Давление

разгази-

рования

(МПа)

13,4

11,46

8,6

5,73

2,87

1,15

0,57

0,1

Расчет разгазирования

пластовой нефти

по уравнению (2.44), (м'/т)

при значениях

молярной массы

дегазированной нефти

181 г/моль

. 100

138

160

192

183,3 г/моль

136

158

189

по урав-

нению

(2.43)

(м-7м')

112

129

155

Расхож-

дение

значе-

ний в

столб-

цах

(3) и (4)

(%)

2,9

1,0

1,4

1,3

1,6

Расхож-

дение газ.

фактора

(2.43) и

факт,

(прил.

П.1)

(%)

0,96

Подробные сравнительные оценки погрешности расчетных

значений газового фактора пластовой нефти Бариновского ме-

сторождения по методике ДМЕ РГУ нефти и газа по сравне-

нию со справочными данными (приложение П.1) показывает,

что они не превышают в данном случае 1 %.

Для использования как формулы (2.43), так и формулы (2.44)

требуется решение уравнения (2.36), но применение (2.44) не

требует предварительного знания каких-либо других экспери-

ментальных данных, кроме компонентного состава пластовой

нефти (молярных долей и молярных масс компонентов) в от-

личие от формулы (2.43).

Отметим, что использование согласованных значений (при-

ложение П.1) в расчетах физико-химических свойств газожид-

костных смесей пластовых нефтей в процессе их разгазирова-

ния, как правило, приводит к уменьшению погрешностей рас-

четов. Более того, проверка экспериментальных данных на со-

гласованность их значений позволяет выявить некачественную

исходную информацию.

224

Уравнение состояния ирреального газа для нефтяного газа в

термобарических условиях промысловой системы сбора сква-

жинной продукции нефтяных месторождений может быть ис-

пользовано с поправкой на его реальные свойства:

р-У

7.-п-К-Т,

(2.45)

где

—

коэффициент сверхсжимаемости нефтяного газа, (коэф-

фициент, показывающий во сколько раз объем реального газа

отличается от объема идеального газа при тех же термобари-

ческих условиях).

Уравнение (2.45) применительно к задачам нефтепромысло-

вой практики, может быть записано в виде:

Из уравнения состояния нефтяного газа вида (2.45) и реше-

ния (2.40) следует, что объемный расход нефтяного газа при

термобарических условиях (р,Т) может рассчитываться по урав-

нению:

0'{р.Т)

М'{р,Т).^.,.В^^

(2.47)

Из (2.46) следует, что плотность нефтяного газа в промыс-

ловых условиях системы сбора скважинной продукции равна:

Как видно из (2.48), плотность нефтяного газа и его моляр-

ная масса в термобарических условиях добывающих скважин,

промысловой системы сбора и подготовки нефти к транспорту

взаимно однозначно определяют друг друга.

Объемное равновесное расходное содержание нефтяного газа

в системе (добывающих скважинах, элементах промыслового

обустройства нефтяных месторождений) можс

с учетом (2.47) после некоторых элементарных

по формуле:

0'{р,Т)

м.

р\р,Т)

[М'{р,Т) гКТ

Р'(

Как следует из (2.49), равновесное объемное

содержание

—

Р'(/), 7')может быть рассчитан

того,

как будет известна плотность промысле

тех же термобарических условиях

—

р'(/?,Г).

Оценим максимально возможную погреши*

определения расходного газосодержания ^'{р,

(2.49) в зависимости от погрешности оценки

мысловой нефти в добыче и объектах промысл

ства нефтяных месторождений.

Будем считать, что предельные значения ]

мысловой нефти не могут выйти из диапазона

плотностью пластовой нефти и плотностью ,

нефти.

Из справочных данных [6] следует, что:

• плотность пластовой нефти колеблется от

наиболее частые значения: от 780 до 810 кг/м^;

• плотность дегазированной нефти меняете;

диапазоне от 765 до 975 кг/м^; наиболее част)

840 до 870 кг/м1

Таким образом, можно считать, что плотност

фти меньше плотности дегазированной нефти ь

подавляющем числе случаев расхождение плотн

и дегазированной нефти не превышает 10 %.

15 И.И. Дунюшкин

226

Если, в первом прибли5кении, в расчетную формулу (2.49)

подставлять вместо реального значения плотности промысло-

вой нефти:

• плотность дегазированной нефти или

• плотность пластовой нефти или

• их среднеарифметическое значение, то абсолютная погреш-

ность такой замены, как правило, не превышает 10 %.

Примем, что максимально возможная ошибка в определе-

нии плотности промысловой нефти +10 %.

На рис. 2.3 представлена зависимость влияния абсолютной

величины объемного расходного газосодержания на величину

погрешности ее расчетной оценки по формуле (2.49) при вели-

чине абсолютной ошибки в оценке плотности промысловой

нефти до 10 %.

Чем больше объемное расходное газосодержание потока сква-

жинной продукции, тем меньше влияет значение плотности не-

фти на погрешность ее расчетного определения. Как видно из

рис.

2.3, при расходном газосодержании более 80 % об. ошибка ее

расчета по формуле (2.49) в 5 раз меньше ошибки оценки плотно-

сти нефти, то есть не превышает 2 %. Следовательно, в пределах

промысловой погрешности при расходных газосодержаниях от

80 % об. и более в формулу (2.49) вместо плотности промысловой

нефти можно подставлять плотность дегазированной нефти.

10%

е%

-2%

-4%

-6%

-8%

-10%

20%

40%

_Ш2%.

• На

10%

больше

- На

10%

меньше

Л1)%

Фактическое расходное газосодержание, (% об)

Рис. 2.3. Чувствительность расчетных оценок объемного расходного газосодержания

к ошибке оценки плотности промысловой нефти на +10%

227

При ожидаемых значениях расходного газосодержания до

20 % об. ошибка ее расчета по формуле (2.49) всего на 20 %

меньше погрешности оценки плотности промысловой нефти.

Принимая приемлемой ошибку промысловых расчетов (оце-

нок) в 3

—

4 %, из рис. 2.3 и дополнительных расчетов следует,

что допустимая погрешность оценки плотности промысловой

нефти при расчете объемного расходного газосодержания так-

же не должна превышать тех же 3 - 4 %.

Для термобарических условий в добывающих скважинах у

приема глубинных погружных (штанговых, электроцентробеж-

ных и др.) насосов погрешность расчетной оценки плотности

промысловой нефти должна укладываться в диапазон 2

—

3 %.

228

Глава 7. Расчет фазовых соотношений

при разгазировании пластовой нефти известного

компонентного состава с использованием аппарата

констант фазового равновесия (КФР)

7.1.

Уравнение расчета фазовых соотношений при известном

составе нефтегазовой смеси для заданных термобарических

условий

Расчеты равновесных фазовых соотношений при промысло-

вых термобарических условиях производятся на базе уравне-

ний состояния или с использованием аппарата констант фазо-

вого равновесия.

Учитывая основополагающую роль уравнения состояния иде-

ального газа и его исторический приоритет [9, 10], приведем

его вывод по [9].

7.1.1.

Уравнение состояния идеального

газа

Внутренняя энергия одного моля идеального газа е зависит

только от температуры газа, то есть г(Т). Следовательно, внут-

ренняя энергия идеального газа Е равна:

Е = ЙЕ(Г). (2.50)

В соответствии с законом Бойля, объем идеального газа V

при постоянной температуре обратно пропорционален давле-

нию:

У = п-1^^ (2.51)

где

ДТ)

—

функция, не зависящая от природы газа.

Изменение внутренней энергии в системе, в которой проис-

ходят обратимые процессы, равно:

с1Е

Тс15-рс1У,

(2.52)

. • 229

где

—

энтропия системы.

Для одного моля газа выражение (2.52) может быть пред-

ставлено в виде:

, с1е с1Т р йУ е.. ,гг р ,

ат

т т п т т '

(2.53)

где обозначено

Сц

= -7^, теплоемкость при постоянном объеме;

_ У

—, молярный объем.

Уравнение (2.53) представляет полный дифференциал фун-

кции

Г,

г))

следовательно:

_с«

(2.54)

Эг)

Р_

(2.55)

Очевидно, что

Э (с^

дь

, Т ,

дТ

(2.56)

Из (2.51) следует, что давление есть функция вида:

-^-^ (2.57)

следовательно

дТ

(р]

[т)

дТ

(2.58)

230

Так как (с^/Т ) зависит только от температуры, то:

дТ

-- =0 или ^^-^^соп51 (2.59)

Эта константа получила название универсальной газовой

постоянной Я = 8,314 ДжДКмоль), то есть /(Т)

К-Т . Под-

ставив найденную функцию в закон Бойля (2.51), получим урав-

нение состояния для индивидуального идеального газа:

рУ

пКТ. (2.60)

Для смеси газов с учетом понятия парциального давления

индивидуальных компонентов /?. следует, что полное давле-

ние смеси

Р=^Р^, при

р,=р-Мг,

(2.61)

где

Л^,—

молярная доля /-го компонента.

Смесь газов в объеме V при температуре Т называется иде-

альной, если свободная энергия смеси равна сумме свободных

энергий, которые имели бы отдельные составляющие ее ком-

поненты при условиях, что каждый из них занимал бы тот же

самый объем при той же самой температуре Т.

Отсюда следует, что для смеси индивидуальных идеальных

газов справедливо уравнение состояния, внешне ничем не от-

личаюш;ееся от представления (2.60).

Соответственно для каждого компонента газовой смеси мож-

но записать

РУ>=ПЩ. (2.62)

В значительном диапазоне промысловых термобарических

условий нефтяной газ не подчиняется уравнению вида (2.60).

Необходимо иметь уравнение состояния, справедливое в

большом диапазоне термобарических условий для реальных