Страницы из geokniga-mishchenko-it-raschyoty-v-dobyche-nefti-nedra-1989ru300dpi245sgsf

Рассчитываем поверхностное натяжение по формуле
0y,
(1.101)
= 10% /10!,19+0,01:12= 48,98 mH/m.
1.12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА
И СТРУКТУРЫ ВОДОНЕФТЯНОЙ
И КАЖУЩЕЙСЯ ВЯЗКОСТИ
СМЕСИ. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ
В процессе добычи нефти часто требуется знание различных физических свойств как нефти и газа, так и водонефтяных смесей. На их
свойства влияют не только изменяющиеся термобарические условия,
но также и гидродинамические особенности, расходные характеристики
воды и нефти, типы и структуры образующихся водонефтяных сме-
сей.
Прежде, чем определять структуру водонефтяной смеси и ее тип,
необходимо рассчитать следующие характеристики смеси:
объемное расходное водосодержание в стандартных условиях
ва
@,
—
=
@.
aBCY+oNC’
о
=g
wer -
бвст
—
(1.102)
a)KC'V
‘TP —
g
rae 0! ст, O» ст ОЖ е
®на — @ Фна
(1.103)
.
`
соответстненно объемные расходы
и жидкости в стандартных условиях, м° /с;
взаимосвязь объемного расходного и
массового
воды, нефти
водосодержаний
в стандартных условиях
B
л,
=
Pacr
Tor
вТ
(1.104)
Pacr
Pun
где Л, . — Массовое водосодержание B стандартных условиях; р
@,эна — сбответственно плотность воды в стандартных ` условиях (p, в стст’—
= 1000 кг/м° ) и дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м ;
объемные расходы воды @ и нефти 0_‹ при заданных ри 7:
ст д
В, вст'
(1.105)
‚ =0, b, И — В вст!аст
где
Ьв,
Ь›‹
—
соответственно
при заданных ри Т;
34
(1.108)
объемные
коэффициенты
воды
и нефти
объемное расходное водосодержание В при заданных ри
Boerat 1= 84
by
смеси в данном сече-
водонефтяной
(8 m/c)
скорость
приведенную
(1.107)
;
57еbB
— BECY
g=——
T
нии канала
Усмпр = @
(1.108)
-
+ +Q)/F,
где Е — площадь поперечного сечения канала, m*.
1. Определение структуры потока.
и
Выделяют две структуры потока водонефтяной смеси: капельную
эмульсионную. Их область существования оценивается MO критичес:
кой скорости смеси W, кр
…смкр=о‚4з7`/д
(1.109)
Dr'
гидравлический
—
rae Dr
(8 м/с) :
диаметр
канала
(8 м), определяемый
по фор-
муле
(1.110)
D, = 4Е /01",
где [T — смоченный периметр поперечного сечения
канала, M.
Если
(1.111)
Wemnp < Усм кр'
поток
то водонефтяной
пергированная
имеет
капельную структуру:
фаза в виде капель диаметром
внутренняя дис-
0,5 — 2 см распределена
во внешней непрерывной фазе.
Если
w,
см пр
>w,
(1.112)
см кр'
то водонефтяной поток имеет эмульсионную структуру: диспергированная внутренняя фаза представлена сферическими каплями диаметром
107° — 107° см.
2. Определение типа водонефтяной смеси.
Для
капельной структуры
ходному объемному
потока тип смеси определяется по рас-
водосодержанию:
если В < 0,5, то смесь будет типа вода в нефти
внутренней
фазой
служит
‘для круглой трубы O
вода, а непрерывной
(В/Н) — дискретной
внешней
фазой
— нефть;
=D, .
35
если В > 0,5, то смесь будет типа нефть в воде
внутренней
фазой
является
нефть,
а
(H/B)
непрерывной
— дискретной
внешней
фазой
—
определяется
не
вода.
Для
только
эмульсионной
структуры
B, но и критической
потока
скоростью
тип
смеси
эмульсии
W
кр' вычисляемой
так:
к = 0.064 - 56° VgD
Если В < 05
<0Биисмпр
(1.113)
и и ом п
кр — ЭМульсии типа В/Н;
если В <
<w, кр ИЛИ ¥ > 0 5-° эмульсия типа Н/В.
3. Расчет плотности и кажущейся
вязкости.
Капельная структура
Рассчитывается
поверхностное
натяжение
нефти
на границе с водой
(1.114)
где 0.
0,
— поверхностное
натяжение
да-газ”, мН/м.
Поверхностное натяжение о,,
ao, —no следующей формуле:
0,
на границе
определяется
“нефть-газ”
по формуле
= 10° /10!,88+0,089
— 72 107° (T — 305) .
и ''Во-
(1.101),
(1.115)
Рассчитываются истинные объемные доли фаз B потоке.
Для смеси В/Н истинная объемная
'
доля воды
wsnp/f(wwnp- (0,425 — 0,827 w, см пр /\/9D,) х
х 140,010,
— в/ 02]°*} ›
(1.116)
Wonp “О/ Е,
(1.117)
где И, пр — приведенная скорость воды, м/с; р?‚ p,, — соответственно
плотности воды и нефти при заданныхри T, кг/м?.
Истинная объемная доля внешней фазы (нефти}
¢, =1 -,
(1.118)
Для смеси Н/В истинная объемная доля нефти
й :ш…‘р/{шшпр+ [054 (1,01 + 891 52) —
- Wy oD ] - 14959 (0, — )/ 0} }“r”} ‚
(1.119)
‘ир = О/Ё.
(1.120)
где и/,
м/с.
нпр — приведенная скорость нефти,
M
Истинная объемная доля внешней фазы
(воды)
Фа =1—9,.
(1.121)
Рассчитывается плотность водонефтяной смеси Poy’
рон = P 0y * Р 0
(1.122)
Динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной структуры принимается равной динамической вязкости внешней фазы:
для смеси В/Н Mgy =Ky,
для смеси Н/В и
=
о,
где {1, И, — соответственно вязкости нефти и воды при данных р и T,
мПа-
с.
Эмульсионная структура
Вычисляются
во
внимание,
истинные
что
объемные
доли
фаз
эмульсии характеризуются
в эмульсии.
высокой
Принимая
степенью
дис-
персности фаз, относительное движение между ними не учитывается,
а истинные объемные доли принимаются равными объемным расход-
ным содержаниям:
(1.123)
%8
9,=B,=1-8.
Определяется плотность водонефтяной эмульсии
(1.124)
Peu=P,(1=8) +p B.
Рассчитывается
кажущаяся
вязкость
водонефтяной
эмульсии
ЦИ
для эмульсии В/Н:
т
= 0(1 + 2,9 В) / (1 - В),
(1.125)
37
где О — коэффициент, определяемый следующим
А
образом:
при A1
D=y,
(1.126)
приА>1
D=Au,
(1.127)
—
параметр,
учитывающий
влияние
скорости
сдвига
на
вязкость:
A= (1+208%)/wlt®5,
W,
(1.128)
— скорость сдвига водонефі'яной эмульсии при данных ри
“а =8,
гд
T, 1/с:
1D,
(1.129)
- приведениая скорость эмульсии, определяемая по формуле
(1.105) м/с;О — гидравлический диаметр канала, м.
Для эмульсии Н/В кажущаяся
вязкость
=д, 10321 B)
Задача
1.16.
(1.130)
Вычислить
плотность и динамическую
вязкость
BOAO-
нефтяной” смеси в подъемнике фонтанной скважины при заданных
давлении
р = 10 МПа < р „. и температуре 7 = 310 K. Дебит жидкости
в стандартных условиях b
= 86,4 м°/сут; массовое водосодержание л, ст — 0,38; диаметр подъемиика D, = 0,0635 м; плотность дегазированной иефт
= 852 кг/м?, а её плотность при заданных р и
To,
= 805 kr/m 'mbTHOCT& воды D
= 1100 кг/м3;
вязкость нефти
при“заданных р и Т и = 3,2 мПа - с объемный коэффициент нефти
при заданных
P U Tbn
= 1,18, а воды — a
=1.
Решение. Рассчитываем объемное расходное
стандартных условиях по формуле (1.104) :
By -
038
водосодержание
при
= 0,322.
1100/852— 0,38 (1100/852 — 1}
Далее последовательно определяем:
объемные расходы воды и нефти при заданных р и T по формулам.
(1.105),
(1.106) :
= 86,4 . 1-0,322/86400 = 0,322 . 1073 м° /с;
= 86,4 ‹ 1,18 (1 — 0,322) /86400 = 0,8 - 10° м? /с;
объемное расходное водосодержание при данных р и T по формуле
(1.107)
B=0,322-1/
.
[0,322- 1 + (1 — 0,322) 1,18] = 0,287,
приведенную
формуле
скорость
водонефтяной
смеси
данных
при
р и
T по
(1.108)
4 ) = 0,365 m/c;
- 0,0635?
w, cmnp = 4(0,322-107+0,8-107%) /(3,1
критическую скорость смеси по формуле
w,
см кр
(1.109)
=0,487+/9,81-0,0635 = 0,384 m/c;
водоструктуру потока. Выполняется условие (1.111), поэтому
нефтяной поток имеет капельную структуру;
тип водонефтяной смеси. Так как B = 0,287 < 0,5, то смесь будет
типа вода в нефти (В/Н) :
поверхностное натяжение о,, ПО формуле
(1.101)
0, = 10% 1011919011° = 51,28 mH/m;
поверхностное натяжение о,,, по формуле
(1.1 15)
0, — 10°/10!,58+0,05-19 — 72 . 107° (310 — 305) = 7,96 mH/m;
поверхностное натяжение о,, MO формуле
(1.114)
о„ — 51,28 — 7,96 = 43,32 мН/м;
приведенную скорость воды по формуле
(1.117)
Wonp — 4- 0322 1073
/ (3,14 - 0,0635? ) = 0,1017 м/с;
истинную объемную долю воды по формуле
(1.116)
“ = о‚юп/{ 0,355 — (0,425 — 0,827 - 0,355/ //9,81 - 0,0635) х
х [4. 43,32 . 9,81 (110— воб›/вот]"‚”}
= 0,333;
истинную объемную долю нефти по формуле
v, =1-
(1.118)
0,333 = 0,667;
плотность водонефтяной смеси по формуле
(1.122)
рн = 1100 - 0,333 + 805 - 0,667 = 903,23 кг/м°.
Так как внешней фазой является нефть (смесь В/Н), то динамическая вязкость водонефтяной смеси равна вязкости нефти M gy, —
= 3,2 мПа - с.
Задача
для условий
1.17. Рассчитать плотность и кажущуюся
предыдущего
в стандартных условиях О
примера,
вязкость эмульсии
если дебит скважины по жидкости
ст = 172,8 м` /сут.
39
Решение. Объемное расходное водосодержание при
условиях Вв„= 0,322. Далее последовательно определяем:
стандартных
@, = 172,8 1 0,322/86400 = 0,644 - 107° м’ /с;
@, = 172,8 - 1,18 - 0,678/86400 = 1,6 - 107> м° /с;
B, = 0,287;
омпр — 4 (0,644 - 107°+ 1,6 - 107°)
/ (3,14 - 0,0635? ) = 0,71 м/с;
“смкр = 0,384 m/c.
Так kak w,
o= 071> w,
имеет
эмульсионную
нефти
(B/H), так как B = 0,287 < 0,5.
Mo
формуле
структуру.
(1.113)
Тип
вычисляем
= 0,384, то водонефтяной поток
водонефтяной
критическую
эмульсии
скорость
вода
B
эмульсии
W, .o = 0,064-56°,2%? /GBT - 0,0635 = 0,16 м/с. Так как В = 0,287 <
<05u Wemnp = 0,384 > W, p = 0,16, то эмульсия типа В/Н,
Mo формуле
(1.124) с учетом
(1.123) рассчитываем плотность
водонефтяной
эмульсии p
= 805 (1 — 0,287) + 1100
. 0,287 =
= 889,66 кг/м°.
По
формуле
(1.129)
определяем скорость сдвига, принимая
“эпр ° w, Wemnp
= 0,71 м/с;
Wen — 8 - 0,71/0,0635 = 89,45 1/c.
По формуле
(1.128)
рассчитываем параметр A = (1 + 20 х
х 0,287?) /89,45°,48 - 0,278 = 1,398, Так как A = 1,398 > 1, то вычисляем коэффициент О по (1.127) О = 1,398 - 3,2 = 4,474.
По формуле (1.125) находим кажущуюся вязкость эмульсии типа
B/H:
n,=4,474
(1+29.0,287)
/ (1 -- 0,287)
= 11,5 мПа - с.
ГЛАВА 2
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
Как было показано в предыдущем разделе, термобарические условия, при которых находятся флюиды, существенным образом влияют
на их физические характеристики. Следовательно, в процессе эксплуа-
тации скважин
для выполнения
расчетов по подбору
оборудования и
оптимизации его работы, по исследованию скважин, по расчету их дебиTa, подсчету запасов и т.д. обязательно знание не только давления, но и
температуры.
При
этом необходиме
уметь рассчитывать — названные
параметры в любой момент времени, начиная с момента ввода залежи
в разработку A0 момента окончания разработки.
40