Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Плотность

попутного свободного газа при нормальных р

го

или стандарт-

ных р

условиях задается исходными данными или при известном ком-

понентном

составе определяется по формулам

=Afr /22,414,

(VI.45)

rC7

/24,055,

(VI.46)

где Af

— молекулярная масса нефтяного (попутного) газа, равная сумме

произведений

молекулярной массы каждого t-ro компонента на объемную

долю его в смеси л компонентов;

= 2

•№#«)•

(VI.47)

Относительную плотность попутного газа по

воздуху

также или задаем

по

исходным данным, или определяем по формуле

Ar=pr/p

=Af

/28,98.

(VI.48)

Плотность

нефтяного (попутного) газа при давлении р и температуре Г

Рг=Ргс

^-,

(VL49)

где z — коэффициент сжимаемости газа при заданных р и Т.

Z=Zy

f/y

H+ZaJ/a,

(VI.50)

где

Zy+и

и </у+н — коэффициент сжимаемости и объемная доля в газе смеси

углеводородных и неуглеводородных газов, кроме азота; z

у&

—

коэффи-

циент

сжимаемости азота и объемная доля его в газе.

Значение

y+H

рекомендуется вычислять по аппроксимационным фор-

мулам:

при

0<р„р<3,8 и 1,7<7"

р<2-

lo,73

-°'

135

)+Т

пр

при

0<р

р<1,45 и

1,05<Г

р<1,17

н=1—

0,23/?пр— (1,88— 1,67'„р)р

р;

при

1,45<р

р<4 и

1,05<Г

пр

<1,17

(6,05Г

пр

-6,25)

пр

где р

р и Г

р — приведенные давление и температура смеси углеводородных

небольшого (до=&5%) количества неуг/еворородных (без азота) газов;

Рп

(46,9 —2,06Д

у+н

) >

(

•

ЪТ)

' (VI.53)

где р и Т — давление (в Па) и температура (в К), при которых находится

свободный газ;

— относительная плотность смеси углеводородных и не-

углеводородных (кроме азота) газов, которую можно определить по отно-

сительной

плотности (по

воздуху)

всего газа при стандартных условиях,

Ду+н=

уа

(VI.54)

где Да=0,970 — относительная (по

воздуху)

плотность азота при стандарт-

ных условиях; г/а — объемная доля азота в газе при стандартных условиях.

251

Значение

в интервале температур

7"=280—380

К и давлений р=

=0—20

МПа можно определить по аппроксимационной формуле

0,564.10-

(Г

— 273)

«.'У^/^-етз.

(VI.55)

Средняя

плотность водонефтегазовой смеси

Рсм=Рнфн+Рвфв+Ргфг,

(VI.56)

где р

, р„, р

— соответственно плотность нефти, воды и свободного газа при

заданных р и Т в потоке, кг/м

; ф

, фв, фг — соответственно истинные объ-

емные доли нефти, воды и газа в нем.

Полагая

(VI.56)

=0,

получим формулу для оценки средней плотно-

сти водонефтяной смеси; соответственно для смесей нефтегазовой или водо-

газовой надо принять

или ф

= 0.

Если

вода и нефть в водонефтяном потоке имеют эмульсионную струк-

туру,

среднюю плотность смеси (водонефтяной эмульсии) можно оценить

приближенно:

Рс«=рн(1-Р„)-ЬрвРв,

(VI.57)

где р

— объемная расходная доля воды в эмульсии.

Динамическая вязкость в (Па-с) нефти:

при

р<рв&с

и Т

(8.10-^-0.047)

(Г

пл

_Г)

ц„

= ^е ,

(VI.58)

Р *

а при р ^

/?,.а

и Т

,5 -I

(8.|0-.р

-0,047)

(Г

пл

-Г)

/'нас

(VI.58')

где от„, я — постоянные, определяемые обработкой экспериментальных данных

зависимости вязкости насыщенной растворенным газом нефти от давления

при

пластовой температуре; е — основание натуральных логарифмов; р

—

плотность нефти при давлении р и температуре Т

л, кг/м

При

отсутствии экспериментальных данных приближенно оценить

Шр и Пр можно обработкой расчетной зависимости

Цн=Ци(р),

полученной

предварительно по формуле

А ц°£ ,

(VI.59)

где

А. = 1

+0.0129Г,,—0,0364Г°'

В^ = 1 + 0,С017Г„—

0,0228Г°'

667

(VI.60)

описывают с погрешностью менее ±3% в области Г„<300 соответствующие

корреляционные

кривые, предложенные Чью и Коннели; Г

— количество га-

за, растворенного в нефти, приведенное к стандартным условиям, м

/м

;

Цв су — вязкость дегазированной при стандартных условиях нефти при за-

данной

температуре, П

252

Динамическая вязкость воды (в Па-с)

•38-10-'(Рвсу—Ю00)

г=Щ

(

где р

су — плотность пластовой воды при СУ, кг/м

Кажущуюся динамическую вязкость (в Па-с) водонефтяного потока

капельной

структуры

рекомендуется принимать равной динамической вязко-

сти той жидкости, которая в потоке является внешней: для потоков типа

Н/В кажущаяся вязкость равна вязкости воды

(VI.61),

для потоков типа

В/Н вязкость нефти определяется по

(VI.58)

или (VI.58').

Кажущаяся динамическая вязкость водонефтяной эмульсии для потоков-

типа Н/В

-^,

(VI.62)

а для потоков типа В/Н

1Н=-1^Т=у7\

если А<\;

(VF.63)

Н-э

^н'|_!'р

Вв

еслиЛ>1,

(VI.64)

где Ця — динамическая вязкость нефти в условиях потока, определяемая по

(VI.58)

или (VI.58'); (х

— то же, воды, определяемая по

(VI.61);

А—

параметр, учитывающий зависимость вязкости эмульсии от скорости сдвига \,

(VI.65)

Кажущаяся вязкость двухфазного газожидкостного потока зависит от

вязкости

жидкости, а также от истинной объемной доли свободного газа <р

потоке и при

^0,50

определяется теоретической формулой

Вахолдера

Хетсрони, удовлетворительно согласующейся с опытными значениями вязко-

сти ГЖС при пузырьковой

структуре

потока, найденными в

результате

ана-

лиза данных А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина

1-1,Зб/

(V.66)

а при

0,5<ф

^0,95

по эмпирическому уравнению

=(0,023-f

0,71ц

)

(1—фг)

(VI.67)

Значение

(VI.66)

определяется по

(VI.58)

или

(VI.61)

в зависи-

мости от вида жидкой фазы (нефти или воды) в потоке.

Кажущаяся вязкость водонефтегазового потока капельно-пузырьковой

структуры

определяется, как и для водонефтяного потока, вязкостью внеш-

ней

фазы.

Кажущуюся вязкость водонефтегазовой смеси эмульсионно-пузырьковой

структуры

рекомендуется определять по следующей эмпирической зависимо-

сти, полученной совместно с В. А. Ропаловым:

(VI.68)

где Цэ — кажущаяся вязкость водонефтяной эмульсии в потоке.

Если эмульсия относится к типу (Н-|-Г)/В, то |г

определяется по

(VI.62); если к типу

(В+Г)/Н,

то при Л<1 по (VI.63), а при А>\— по

(VI.64). Значение А

тогда

определяется по средней скорости водонефтегазо-

вого потока.

253

Динамическую вязкость в мПа-с нефтяного газа при давлении до 50 X

XI О

Па можно подсчитать по корреляционной зависимости [34]

Нт

= ft- ат + -J- [

(0,1023

+ О,О234р

пр

0,05853р'

пр

0,04076р

пр

0,009332р-

пр

)

*- 10"*]

(VI.69)

как

функцию вязкости газа при атмосферном давлении и заданной темпера-

туре

гат

= 0,0101(Г—273)'Р—1,07/10-

Ч\

параметра

приведенной плотности газа

Рп

=Рго

г7

(V..70)

где Т, То, 7"

р — соответственно заданная, нормальная и среднекритическая

температуры газа, К; р, Рст,

Ркр—

соответственно заданное, стандартное и

среднекритическое давления, Па; М

— молекулярная масса газа; р

о —

плотность газа при нормальных условиях, кг/м

; р

кр — среднекритическая

плотность газа, определяемая как сумма произведений объемной доли каж-

дого компонента смеси на критическую плотность его, кг/м

(табл. VI.3),

Ркр

СР

= 2((/,-р

р г)-

Формула

(VI.69)

справедлива при 0,1<р

р<3. При р

р<;0,1 можно при-

нять

Цг=р-г ат.

Поверхностное натяжение (в Н/м) между нефтью и газом ориентировоч-

но

равно

нг

= ю- (1,Е8

5Ю->р) —

72.10-°(^—

305);

(VI.71)

между водой и нефтяным (попутным) газои

вг

=10-П.'

/>),

(VI.72)

где р — давление, Па; Т — температура, К.

Поверхностное натяжение между нефтью, насыщенной растворенным

газом, и водой можно ориентировочно оценить по правилу Антонова

о-

нв

=авг—о"нг.

(VI.73)

Для водонефтегазового потока поверхностное натяжение требуется опре-

делять только между газом и жидкостью, которая представляет внешнюю

фазу в потоке, т. е. при (В+Г)/Н — между газом и нефтью по (VI.71), при

(H-f Г)В — между газом и водой по (VI.72).

Теплоемкость

(в Дж/(кг-К) нефти рекомендуется определять по фор-

муле

Мустафаева

=3391—1,675р

(VI.74)

где р

— плотность нефти при заданной температуре, кг/м

Теплоемкость пресной воды в областях изменений температуры и давле-

ния,

характерных для условий течения продукции нефтяных скважин от забоя

до замерной установки, составляет =к4190 Дж/(кг-К); теплоемкость пласто-

вой минерализованной воды может быть как больше, так и меньше указанной

величины, и в среднем ее можно принять равной

4380

Дж/(кгК). Изобари-

Имеется в виду изобарическая теплоемкость нефти, воды и газа.

254

200

100

0,5

0,2

0,05

"Р

XXJ

/у\У*

'/уу.

У^/

УУ

s<*

s у SJ

У yys

У/У,

у/

уу

°'

o,oi

о,

*Л

у/

/ / *

У/ *'

У/ / / /

\JZ ^ 2 ^

'УгЗ <J ?

у\?&

'<*

/' //.£

У/ /

/Л/ г г /

^У<УУ

у f f

c* *

У / /

* /A

//,

0,05

—-$

- *

- У У У

ъ/.уУр

y/y

' ' f У

* S s

• У

' У У

'' Уу

' /Уу

•

'//

«<*

\л

'//

Уу

'/,

—Е\5

У/

'ж'

'/>

/ л'Уп

0,1 0,2

_ А

X , 4

Л , J

/','

///

' /7

/I'

/ ^

IJt - €.

f f J

/ /

y^ /

CL4--

4*.

/ 7

0,5

ufV Л

nil 1 x

Щ/

ji •///

/ /

, f / /

/1 / /

/ > , / /

f / / /A

':///,

У У*

s / s

' ' У

''/

///

'///

*\>t--y-

/' /

1,0 i

/ .

•**

"**

1,0

1,02 .

1,05

1,10

1,15

1,4--

1,6

Ifl

2,0

3,01--

3,25 .

3,5 - -

Рис.

VI.3. Изотермическая поправка на давление к изобарной теплоемкости

Дс

для газов и паров

ческую теплоемкость газа с молекулярной массой

тать при температуре 273<Гё£373 по формуле

можно

подсчи-

-r>

(VI.

75)

" г

где Дс

— поправка, определяемая по графику (рис. VI.3) в зависимости от

приведенных давления р

пр

и температуры Г

пр

Средняя теплоемкость водонефтегазовой смеси

(VI.76)

255

вРв

<РнРн

**>

1 /

I /

'/,

=====

— —

«——i

— -

^--^

—

•

—

0,6 0,8 1

2 3 4 5 Рпу

2,0

1,5

1,0

— •

0,1

0,2

0,3

0,7 Рпр

Рис.

VI.4. Зависимость отношения теплопроводности газа при р и 7" к тепло-

проводности его при той же температуре, но при низком давлении, от приве-

денного давления р

пр

имеется в виду, что ф

и ф

— истинные объемные доли нефти и воды всего

объема водонефтегазовой смеси, а не объема только жидкой части ее. При-

менительно к водонефтяному и водонефтегазовому потокам эмульсионной

структуры, когда

фн^Рн

и фв^Рв, при давлениях и температурах, встречаю-

щихся в практике подъема жидкости из нефтяных скважин, из

(VI.76)

мож-

но

получить следующее более удобное для применения приближенное урав-

нение:

Рн

;—

Рв

су

—Зв(

Рч

су

Pll

(VI.77)

—Звсу)

тде с

су и с

су — теплоемкости нефти и воды при стандартных условиях;

Рв

су — объемная доля воды в жидкой части продукции при стандартных

условиях; 6

— объемный коэффициент нефти при заданных значениях р и Т;

Рв

су — плотность воды при стандартных условиях.

Коэффициент

теплопроводности (в Вт/(м градус)) нефти рекомендуется опре-

делять по известному эмпирическому уравнению

=(0,1233-|-0

0635Я)

[1—(0,00491—0,00447Л

)

(Г—303)],

(VI.78)

где П — доля твердого парафина в нефти; Т — температура нефти, К; Аи—

относительная плотность нефти (по воде).

256

ТАБЛИЦА

VI.3

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА

ГАЗОВ

Параметры

Молекулярная масса

Газовая постоянная,

Дж/(кг-К)

Критическая

температу-

па

Критическое

абсолютнсе

давление,

МПа

Критическая плотность,

кг/м

Критический коэффициент

сжимаемости

Плотность

при

0,1013 МПа и 273 К,

кг/м

Относительная плотность

по

воздуху

Удельная

изобарическая

теплоемкость

при

0,1013 МПа и 273 К,

Дж/(кг-К)

Теплопроводность

при

273

К,

Вт/(м-К)

Динамическая вязкость

при

0,1013 МПа и 273 К,

мПа-с

-4

сн.

16,043

521

190,5

4,7

162,0

0,290

0,717

0,5545

2220

0,0300

0,0103

Н„

30,070

278

306

•1,9

210,0

0,285

1,344

1,038

1729

0,0181

0,0083

С,Н.

44,097

189

369,6

4,3

225,5

0,277

1,967

1,523

1560

0,0148

0,0075

С*Н

58,124

143

404

3,7

232,5

0,283

2,598

2,007

1490

0,0135

0,0С69

—

С«Ню

58,124

ИЗ

420

3,8

225,2

0,274

2,598

2,007

1490

0,0135

0,0069

72,151

115

460,8

3,3

—

0,268

3,220

2,488

1450

0,0128

0,0062

Н„

72,151

115

470,2

3,4

232,0

0,269

3,220

2,488

1450

0,0128

0.0С62

СО,

44,011

189

304,2

7,4

468

0,27Ч

1,977

1,520

842

0,0137

0,0138

H,S

34,092

245

373,6

9,0

359

0,268

1,539

1,191

1060

0,0119

0,0117

28,016

297

126,2

3,4

311

0,291

1,251

0,970

1040

0,0238

0,0166

Коэффициент

теплопроводности пресной воды при температуре

определяется аппроксимационным уравнением

Яв=0,686—10-

(398—7

)

(VI.79)

Коэффициент

теплопроводности минерализованной пластовой воды при

7"=291ч-298К изменяется от 0,416 до

0,562

и в среднем может быть принят

равным

0,465

Вт/(м-градус).

Коэффициент

теплопроводности газа с молекулярной массой М

=16-=-6О

при

температуре

7"=285-т-370

К можно определить по интерполяционной фор-

муле

Г0,215

+0,00013(7'

—297)

(VI. 80)

где Аг — величина, определяемая по графику (рис. VI.4) в зависимости от

приведенных давления р

р и температуры 7"

пр

. При необходимости много-

кратных вычислений Я

предлагается пользоваться формулой

i.293^2/3

где А

о = "у

t/;X

;

— средняя теплопроводность газа при нормальных усло-

1=\

виях; р

пр

— средняя приведенная плотность газа; М

— молекулярная масса

газа; Г„р — средняя критическая температура газа; К; Рнр — среднее крити-

ческое давление, Па; г

кр

*/»2кр»

= средний критический коэффициент

сжимаемости газа; Т — температура газа, К. Значения объемной доли

у%

i-ro

компонента газа задаются его составом; значения Ягоь Мп,

pi,

/>кр«,

даны в табл. VI.3; значение р

р определяется по (VI.70). Формула

(VI.81)

получена на основании анализа данных Оуэнса и Тодоса, а также

Стала и Тодоса [34] и применима к

газу

при условии 0,l<ip

^2. При

Рпр^ОД влиянием давления на Х

можно пренебречь и принимать

Коэффициент

теплопроводности водонефтяной эмульсии можно опреде-

лить по формуле Тареева

-Хф)

(VI

82)

где Хо — коэффициент теплопроводности дисперсионной среды, т. е. внешней

фазы

эмульсии; А,ф — коэффициент теплопроводности диспергированной, т. е.

внутренней фазы ее; фф — истинная объемная доля внутренней фазы, кото-

рую можно принять в данном

случае

равной расходной объемной доле РФ

внутренней фазы.

Считается, что уравнение

(VI.82)

применимо и к газожидкостной смеси.

При

этом для нефтегазовой смеси за Я

следует

брать коэффициент тепло-

проводности нефти, для водонефтегазовой смеси — коэффициент- теплопровод-

ности водонефтяной эмульсии, найденный предварительно по

(VI.82)

с уче-

том типа эмульсии в потоке и объемной расходной доли диспергированной

жидкости в ней. За А.ф при определении Х

и Явнг всегда

следует

брать

коэффициент

теплопроводности газа, за фф — объемную долю газовой фазы

ГЖС.

258

Среднее значение коэффициента изобарического температурного расши-

рения

=AV/(VAT), К"

вычисляется приближенно, если нет эксперимен-

тально определенных данных, для нефти, насыщенной растворенным газом, —

по

корреляционному уравнению

тн

=12,5/рн

143

(VI.83)

для воды — по корреляционному уравнению

тв

=10-

[0,44(Г—273)

—0,8],

(VI.84)

для газа — по уравнению

тг

= ' 7-^ >

(VI.86)

где р„ — плотность насыщенной растворенным газом нефти при заданной

температуре, кг/м

; Г и Го— заданная и начальная температура нефти, воды

газа, К; г и гц — коэффициент сжимаемости газа при температурах Г и Го

заданном постоянном давлении. При z/z<>=l из

(VI.85)

следует

для иде-

ального газа

r™=l/7V

(VI.85')

Среднее значение коэффициента изобарического расширения водонефте-

газовой смеси должно удовлетворять, очевидно, закону аддитивности, т. е.

От сч=а

вфв+а

нфн+атгфг,

(VI.86)

где ф

, фи, Фг — истинные объемные доли воды, нефти и газа в смеси. Для

эмульсионно-пузырьковой

структуры

потока можно принять

где р

, р

, Рг — объемные доли фаз в потоке. При

из

(VI.87)

получим

формулу для коэффициента расширения водонефтяной эмульсии; при

=0—

для нефтегазовой.

ВЫЧИСЛЕНИЕ

ИСТИННЫХ

ДОЛЕЙ ФАЗ В СКВАЖИННОЙ

ПРОДУКЦИИ

Если

определить объемную долю фазы РФ В рассматриваемом сечении

потока, как это видно из (VI.1), не представляет затруднений, поскольку

всегда

можно установить <2ф и Q

M ПО заданным параметрам потока, то

определить истинную объемную долю фазы фф в потоке сложно. Рекоменда-

ции

для оценки фф в восходящем потоке водонефтяной, нефтегазовой и водо-

нефтегазовой смесей в вертикальных

трубах

диаметром от 0,04 до 0,2 м

разработаны автором в

результате

анализа и обобщения экспериментальных

данных А. П. Крылова А. Я. Литвинова, А. И.

Гужова,

Г. С. Лутошкина

др.

Водонефтяной поток

Для потока типа Н/В истинная объемная доля нефти как диспергиро-

ванной

фазы при ы>

м<0,487 V gd

, т. е. при капельной структуре,

tt ТП

-10,25

* (VI.88)

при

BZJ

;э=

0,487

Vgd

т. е. при эмульсионной структуре потока,

=Ш!

SDJWCM-

(VI.89)

Тогда истинная доля непрерывной фазы (воды)

=1-

фи

(VI.90)

259

Для потока типа

В/Н

истинная доля диспергированной фазы (воды)

при

см

0,487

У^Т

8ПР

(VI.91)

(VI.92)

при

ШсмЗ*0,487

Vgd

Тогда истинная доля непрерывной фазы (нефти)

=1— ф

(VI.93)

В (VI.88), (IV.89), (V.9I),

(VI.92)

nap

/f;

га>

впр

//;

(QH+QB)

м/с; р

, р

—

плотность воды

нефти

рассматриваемом сече-

нии

потока, кг/м

;

в —

поверхностное натяжение между нефтью

водой,

определяемое

по

(VI.73),

Н/м; d

—

гидравлический диаметр трубопровода

(для трубопровода круглого поперечного сечения

равен внутреннему

диаметру трубы),

м, f

—

площадь поперечного сечения

трубы,

Нефтегазовый, водогазовый

нефтеводогазовый потоки

Истинная

объемная доля газовой фазы

потоке

при

пузырьковой структуре,

т.

е. при

<0,65

или

р^7-10

Па,

<р

.-=

\°.83

/„

\0,44

при

снарядной структуре,

т. е.

если

JgO,65

и р

<7-10

Па,

(VI.

94)

4,333

(VI.

95)

Здесь i0rnp

Qr/7,

^cM=(iQ

Qr)//

— для

нефтегазового,

M—(QB

+Qr)/{

— для

водогазового

=(Q

-]-Qs-{-Qr) /f — для

нефтеводогазового

потоков,

м/с;

0™=0,068,

Н/м;

=0,0011 Па-с

—

поверхностное натяжение

динамическая вязкость воды;

гш

—

поверхностное натяжение между газом

жидкостью, представляющей внешнюю фазу потока,

Н/м; ц

—

динамиче-

ТАБЛИЦА

VI.4.

НОМЕРА ФОРМУЛ

ДЛЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ

ВЯЗКОСТИ

ц.

ЖИДКОСТИ

ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

рж

МЕЖДУ

ЖИДКОСТЬЮ

ГАЗОМ ПРИ ВЫЧИСЛЕНИИ

<|>

ПО

(VI.94)

(VI.95)

Пара-

метр

К-ж

°гж

= о

(VI.58)

(VI.71)

^0.5

'см<

^^кр,

(VI.61)

(VI

.72)

кр,

<О)

(VI.58)

(VI.71)

см^

кр

Л< 1

(VI.

63)

(VI.7I)

(VI.

64)

(VI.71)

> 0,5

»см

<а>

(VI.61)

(VI.72)

•»см>

крг

(VI.62)

(VI.72)

260