Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений

Дунюшкин, Иван Игнатьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК (622 276 + 622 279) 536 423

Дунюшкин Иван Игнатьевич

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТАМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

МОСКВА - 2005

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный консультант доктор технических наук, профессор

И.Т МИЩЕНКО

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор,

КС БАСНИЕВ

доктор технических наук, профессор, Г Г ВАХИТОВ

доктор технических наук, ст. науч сотрудник, В.А. НИКОЛАЕВ

Ведущее предприятие Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

Защита состоится « *v » /О 200_^~г в часов в ауд. на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 ВАК РФ при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу:

119991, ГСП - 1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Университета. Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного Совета,

доктор технических наук, профессор --** " Б.Е. Сомов

з $/£

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Широкое распространение в отечественной нефтепромысловой практике эмпирических методик расчета физико-химических свойств скважинной продукции, стандартов предприятий по определению этих свойств свидетельствует о постоянном внимании специалистов к этой проблеме.

Как правило, такие методики разрабатываются в ограниченных диапазонах изменения термобарических условий, характерных для данного региона и не могут (с допустимыми для нефтепромысловой практики погрешностями) использоваться в других регионах. Зачастую такие региональные методики не содержат указаний по пределам их применимости и поэтому нуждаются в постоянном мониторинге достоверности получаемых по ним результатов и постепенно устаревают.

В процессе добычи нефти из недр, ее сбора и промысловой подготовки состав безводной составляющей скважинной продукции непрерывно изменяется по различным причинам:

• изменение в добывающих скважинах профилей притока из многопластовых эксплуатационных объектов;

• объединение в единую систему сбора скважинной продукции различных эксплуатационных объектов;

• различие физико-химических свойств пластовой нефти по высоте залежи и изменение дебитов скважин по залежи как по природным факторам, так и в результате действия человеческого фактора (изменения норм отбора, геолого-технических мероприятий (ГТМ), ремонтов скважин и т.д.)

В практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, включая подготовку проектных документов, неосуществимо экспериментальное исследование физико-химических свойств скважинной продукции во всем многообразии изменения составов безводной и водной частей промысловой нефти по отдельности и в совокупности в добывающих скважинах, системе сбора и подготовки добываемой нефти до товарных кондиций.

Таким образом, разработка теоретически обоснованных общеотраслевых методических и практических рекомендаций по расчетному определению физико-химических свойств пластовых нефти и воды в залежи, в добывающих скважинах, в системе сбора и подготовки нефти, нефтяного газа

и попутной воды является актуальной проблемсЯРс- национальна»

библиотека

СПетерЬрг />/ ; о» щ) ■

" I 4 1 У

Цель работы. Целью диссертационной работы является обобщение и развитие теории и практики расчетного определения физико-химических свойств пластовых нефтей и их смесей, разработка научно обоснованных рекомендаций и создание типовых методик по расчету физико-химических свойств пластовой нефти, нефтяного газа и пластовой воды при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

1 Моделирование компонентного состава пластовых нефтей и их смесей, разработка практических рекомендаций по «сшивке» результатов исследования глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 и разгонки промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).

2 Разработка теоретически обоснованных методик оценки «расходных» параметров количества нефтяного газа во всех объектах добычи и обустройства нефтяных месторождений.

3. Разработка унифицированной методики расчета объемного коэффициента нефти в зависимости от ее плотности, газонасыщенности в зависимости от давления и температуры.

4. Разработка типовой методики расчетной оценки влияния температуры на плотность и вязкость промысловых нефтей во всем диапазоне термобарических условий на промыслах.

5 Выявление корреляционных связей молярной массы, плотности и вязкости дегазированных нефтей.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе современных представлений о нефтяных дисперсных системах и их моделировании, достижениях коллоидной химии и термодинамики в области фазовых превращений, широком использовании уравнений материального баланса, методами статистики и экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях на основе минимального количества корреляций и максимально возможного количества теоретически обоснованных связей параметров.

Научная новизна

1 Разработана адекватная промысловым потребностям методика моделирования состава пластовой нефти как смеси сложных многокомпонентных гетерогенных систем неопределенного компонентного состава, интегральные характеристики которых изменяются в сравнительно узком диапазоне, путем комбинации результатов физико-химического исследо-

вания глубинных проб пластовой нефти и данных разгонки промысловой нефти по истинным температурам кипения в отраслевых научно-исследовательских центрах переработки нефти

2. Предложен новый удобный в применении характеристический параметр учета влияния группового состава и ассоциативного строения дегазированной нефти на ее физико-химические свойства,

П^(ЮОО^СР)011, где /и'0СР - коэффициент динамической вязкости дегазированной нефти при 20 °С, Па с.

3. Установлена устойчивая корреляционная связь характеристического параметра Пр с молярным объемом дегазированной нефти.

4. Предложена и апробирована гипотеза построения расчетной методики определения объемного коэффициента нефти как суммы аддитивных поправок к объему дегазированной нефти

= Q'(P,T) = 1 , AQ'(T) | AQ'jp) ( ^Q'(Q5CP)[

Qdcp OoCP Qocp Qocp

которая позволяет наиболее эффективно использовать накопленный банк отраслевых экспериментальных данных по исследованию термического расширения нефти, изменения объема нефти при растворении в ней газа и ее сжимаемости.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Основные результаты работы использованы при написании учебников,

учебных пособий и справочных руководств как при участии автора, так и без

него:

• Гиматудинов Ш К , Ширковский А.И Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов Изд 3-е перераб. и доп. М., Недра, 1982, 311 с.

• Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 51с.

• Дунюшкин И.И Мищенко И Т. Расчет основных свойств пластовых неф-тей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 79 с.

• Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П.Борисов, И И Дунюшкин и др. М., Недра, 1983, 463 с.

• Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов/И.Т Мищенко, В.А. Сахаров, В Г Грон, Г И Богомольный - М/ Недра, 1984.-272 с

• Лутошкин Г С , Дунюшкин И И Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах Учебное пособие для вузов - М . Недра, 1985, 135 с.

• Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза Стандарт предприятия СТО 51.00.021-84 Тюмень. СибНИИНП. 1985, 39 с.

• Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений- Учебник для вузов / Ш.К Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М Зайцев и др.; под ред Ш.К. Гиматудинова - М ■ Недра, 1988. - 302 с.

• Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989, 245 с.

• Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

• Дунюшкин И И, Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.

Основные защищаемые положения

1. Методика моделирования компонентного состава пластовых нефтей и их смесей.

2 Учет влияния группового состава и ассоциативного строения дегазированных нефтей через его характеристический параметр /7/( = (м'оср)°11 на расчетные значения физико-химических свойств пластовой нефти.

3. Корреляционная формула связи молярного объема дегазированной нефти \/'м , с ее характеристическим параметром Пм:

где 0,2 - эмпирический коэффициент, размерность которого соответствует размерности молярного объема, л/моль

4 Методика расчетного построения «кривых разгазирования» пластовых нефтей и их смесей в зависимости от давления и температуры в диапа-

зоне изменения термобарических условий, характерных для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

5. Методика учета влияния температуры и газонасыщенности нефтей на их плотность, объемный коэффициент и вязкость.

6. Методика расчета пересчетного коэффициента нефти от товарной к пластовой и наоборот.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из предисловия, введения, списка основных обозначений, восьми глав, выводов, заключения, приложений и списка литературы, включающего 84 наименования. Работа содержит 259 страниц текста, включая 37 рисунков и 44 таблицы.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность академику РАЕН, профессору И.Т. Мищенко за плодотворные дискуссии, внимание и поддержку, без которых эта работа не была бы завершена.

Автор выражает искреннюю признательность профессору Михайлову H.H. за глубокое и содержательное обсуждение основных положений диссертационной работы.

Соискатель благодарен соавторам трудов и коллегам по работе за участие в разработке отдельных положений диссертации и внедрение их в практику проектирования и анализа разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, совершенствования подготовки специалистов для отрасли и переподготовки кадров.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований.

В первой главе приведен краткий обзор современного состояния теории жидкого состояния и проблем моделирования пластовой нефти как смеси неопределенного состава.

В отечественной и зарубежной литературе накопилось большое количество публикаций полностью или частично посвященных физико-химическим свойствам жидкостей и газов, в том числе нефтяных месторождений, среди которых выделяется справочное руководство Р Рида, Дж. Праусница и Т. Шервуда1 переведенное на русский язык в 1982 году.

1 Рид Р , Праусниц Дж , Шервуд Т Свойства газов и жидкостей Справочное пособие/ Пер с англ под ред Б И Соколова - 3-е изд , перераб и доп - Л Химия, 1982 - 592 с , ил - Нью-Йорк, 1977

Среди отечественных ученых этого периода значимый вклад в развитие теории жидкого состояния вещества и практики изучения и расчета физико-химических свойств углеводородов, нефтепродуктов, фракций нефти внесли Анисимов М.А , Амерханов И.М., Аширов К.Б., Брусиловский А И., Баталин О.Ю., Викторов М.М., Гуревич Г.Р., Григорьев Б.А., Лапига Е. Я. Мамуна В.Н., Мищенко И.Т., Муркес М.Н., Намиот А.Ю., Прончук В.П., Рождественский В.А., Степанова Г.С., Скрипов В.П., Синайский Э.Г, Тер-Саркисов Р М , Требин Г Ф , Филиппов Л.П , Шовкринский Г.Ю., Штоф М Д , Шилов В И., Хазнаферов А.И., Ярышев Г М и др.

В конце восьмидесятых годов вышла обобщающая монография Филиппова Л П., в которой с единых методологических позиций рассмотрены методы вычисления термодинамических и переносных свойств веществ и их смесей на основе минимальных эмпирических данныхг.

Хорошее согласие теоретических результатов Филиппова Л.П. с наиболее надежными экспериментальными данными позволяет надеяться на приоритетное развитие отечественными учеными общей теории жидкого состояния Отдельная глава этой монографии посвящена сложным многоатомным многокомпонентным смесям, в том числе фракциям нефти, то есть смесям неопределенного состава

Одна из последних фундаментальных работ в этой области опубликована А И. Брусиловским3. В этой монографии он убедительно обосновал возможность успешного применения, в инженерной нефтепромысловой практике, разработанного им 4-х параметрического кубического уравнения состояния В той же монографии Брусиловский А И. отметил, что «исследования, направленные на совершенствование методов расчета фазового состояния и физических свойств систем природных углеводородов, продолжают быть актуальными».

В отечественной и мировой практике широко используется представление нефтяных фракций псевдокомпонентами (условными компонентами (УК)).

Методика псевдокомпонентов, разработанная Американским нефтяным институтом (АР1) успешно применялась Робинсоном4 и др при исполь-

i Филиппов Л П Методы расчета и прогнозирования свойств веществ M Изд-во МГУ 1988 -

252 с

3 Брусиловский А И Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа - M «Грааль», 2002 575 с

4 Robinson D В Peng D-Y Hg Н-J Capability of the Peng - Robinson equation programs/ Part 1 VIE and critical property calculations Hydrocarbon Processing, 57 (4), 95 - 98 (1978)

зовании уравнения Пенга - Робинсона для расчета свойств нефтегазовых систем

Сим и Дауберт, исходя из анализа известных уравнений состояния установили, что наиболее точным из них для расчета кривых разгонки нефтей по ИТК является уравнение Соава. Однако, по замечанию С. Уэйлеса использование даже уравнения Соава для характеристики начальных фракций разгонки нефти (до 20 % масс) совершенно неудовлетворительно.

Отметим, что методика, принятая в API и включенная в «Справочник Американского нефтяного института» базируется на использовании уравнения Соава.

Принцип соответственных состояний, который использовался Филипповым Л.П. для построения уравнения состояния жидкости, является общепризнанным основополагающим принципом прикладной термодинамики и, вероятно, именно такой подход позволит минимизировать объем необходимой информации для комплексного расчета фазовых равновесий, в том числе и применительно к пластовым нефтям. Развивая методологию рассмотрения фундаментальных линий и точек на PVT поверхности, Филиппову Л.П. удалось выбрать успешные, физически обоснованные, подходы для описания свойств узких фракций нефти и нефтепродуктов.

В диссертационной работе многокомпонентная смесь рассматривается как единое вещество известное в физической химии как «одножидкост-ная модель». В соответствии с принятой концепцией пластовая нефть рассматривается как:

• многокомпонентная (условно восемь) жидкость с растворенным в ней

• многокомпонентным (условно восемь) газом, который, в общем случае, представляет собой смесь индивидуальных компонентов:

о неуглеводородных (три - N2, С02, H2S) и о углеводородных (пять - СН4, С2Н6, С3Н8, Ю4Н10, пС4Ню)■

Таким образом, безводная составляющая дебита скважины представляет собой сумму потоков отдельных компонентов из пласта в скважину:

16 16 16 <*™=Х<7, =£Ч-л, ■ñm=Mm-hm, (1)

/-i i i /-i

где N, = /' = 1-16 - молярная доля ¡-го компонента в пластовой нефти.

Как правило, в результате стандартного лабораторного хроматогра-фического анализа компонентного состава паров нефти в нефтяном газе удается выделить всего один условный компоненте^, который представляет собой смесь всех компонентов, составляющих пары нефти. В связи с тем, что очень часто это единственный источник информации о составе пластовой нефти, полученный по результатам ОСТ 39 112-80, то приходится пары нефти характеризовать интегрально только одним этим условным компонентом С£+. Следовательно, вся жидкая часть пластовой нефти фактически моделируется всего двумя условными компонентами, требующими их идентификации:

- первый - смесь головной части летучих компонентов нефти, частично испаряющихся в нефтяной газ при ОСР пластовой нефти, - УК

В соответствии с введенным ранее представлением о пластовой нефти, состав паров нефти в нефтяном газе является функцией не только состава пластовой нефти, но и термобарических условий разгазирова-ния, то есть - УК С£, (р,Т),

- второй - смесь неиспарившихся при ОСР пластовой нефти летучих компонентов, обогащенных более «тяжелыми» компонентами нефти УК С'51(р, Т) и относительно «нелетучего» остатка - УК НЧ.

Таким образом, компонентный состав всей жидкой части пластовой нефти фактически моделируется не просто двумя компонентами, а такими условными компонентами, физико-химические характеристики которых определяются не столько компонентным составом пластовой нефти, сколько термобарическими условиями процесса ее разгазирования.

Это принципиальное положение ранее не акцентировалось при описании компонентного состава пластовой нефти. Однако именно это обстоятельство обуславливает сложность теоретического описания, адекватного экспериментальным исследованиям изменения состава и свойств нефтяного газа и промысловой нефти в изменяющихся термобарических условиях разработки залежей нефти при давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом, эксплуатации добывающих скважин, сбора и подготовки скважинной продукции до товарных кондиций Отмеченное обстоятельство является также причиной затруднений в понимании промысловыми работниками закономерностей фазового поведения пластовой нефти

Приход иностранных инвесторов в нефтегазодобывающий комплекс России, создание совместных предприятий по разработке и эксплуатации отечественных нефтяных месторождений, распространение специализированных вычислительных программных продуктов зарубежного происхождения, например, вычислительного комплекса Eclipse, диктуют необходимость рассмотрения альтернативного подхода к выделению условных компонентов в составе пластовой нефти.

Пластовая нефть представляется состоящей из двух частей: газа пластовой нефти qr и жидкой составляющей, которая обозначается как С5+.

В составе жидкой составляющей фракций пластовой нефти группы С5+ выделяется 26 условных компонентов.

Температура кипения нормального углеводорода практически соответствует концу кипения соответствующей фракции вычислительного комплекса Eclipse. Температура конца кипения фракций от С5 до С17 больше на « 0,5 °С Начиная с С18, тенденция меняется, то есть температура конца кипения фракции становится меньше температуры кипения соответствующего нормального углеводорода, расхождение постепенно увеличивается и достигает 7 °С.

Превышение плотности фракций над плотностью соответствующего нормального углеводорода систематически возрастает и достигает 65,6 кг/м3 (7,8 %) для гексадекана (С^Ны) Молярная масса фракций, за исключением С5 несколько меньше молярной массы соответствующего нормального углеводорода. Максимальное расхождение у нормального октана (С8Н18), для которого оно составляет - 6,54 % (АМ - 7 г/моль). Максимальное абсолютное расхождение составляет 9 г/моль для Сц, С12 и Ci3.

Физико-химические свойства узких нефтяных фракций (плотность, молярная масса и др.) выделяемые в задачах нефтепромысловой практики практически не зависят от ее генезиса.

Учитывая, что в подборке узких фракций нефти вычислительного комплекса Eclipse наиболее подробно представлены их характеристики-температуры начала и конца кипения фракций, их плотности и молярные массы, на рис. 1 представлены корреляции плотности и молярной массы фракций нефтей в зависимости от температуры конца кипения фракций.

Физико-химические свойства фракций С5+, Eclipse

1000

900 800 700 600 500 400 300 200 100 j 0 L 0

у = 111,47Ln(x) + 211,59 R2 = 0,9885

у = 63,922е R2 = 0,9987

- ПЛОТНОСТЬ

- Мол МАССА

-Логарифмическим

(ПЛОТНОСТЬ) -Экспоненциальный (Мол МАССА)

100 200 300

Температура кипения, оС

400

500

Рис 1 Иллюстрация аппроксимаций плотности и молярной массы от температуры кипения тех фракций нефти, которые используются в вычислительном комплексе Eclipse

На примере типовых отечественных нефтей на рис 2 и 3 представлены типичные примеры погрешности применения корреляций (рис.1) свойств узких фракций нефтей программного комплекса Eclipse

Из анализа результатов применения аппроксимаций данных Eclipse (рис 1) для расчетной оценки физико-химических свойств фракций отечественных нефтей, образующихся при разгонке их по ИТК, результаты которых представлены на рис 2, 3 и табл. 1 следует:

• корреляционная связь температуры выкипания фракций нефти и их физико-химических свойств' плотности и молярной массы, полученная на основе анализа соответствующей базы данных вычислительного комплекса Eclipse, может использоваться для описания физико-химических свойств нефтей отечественных месторождений;

• погрешность оценки плотности фракций не превышает погрешности экспериментальных данных;

• погрешность оценки молярной массы фракций нефти существенно зависит от величины температуры выкипания фракций;

3 ?

i! u * О X

о £

1000 г-

- г (эксп)

• Расчет —í— Лр/р, %

900

800

700 -

600

Температура кипений, "С

Рис 2 Типовая зависимость расхождений расчетных и экспериментальных значений плотности фракций на примере Майкорской нефти

600 g 500 I , 400 | | 300 200 ¡g 100

Температура кипения, "С

Рис 3 Типовая зависимость расхождений расчетных и экспериментальных значений молярной массы фракций (Майкорская нефть)

• применение аппроксимаций (рис. 1) для оценки молярной массы фракций с температурой выкипания более 400 °С недопустимо;

• плотность и молярная масса условных компонентов (УК) нефти вычислительного комплекса Eclipse согласуется с результатами углубленного анализа наиболее летучих фракций нефти отечественных месторождений и подтверждает возможность применения «одножид-костной модели» как «единого вещества» для расчетных оценок физико-химических свойств фракций нефти при разгонке ее по ИТК. Знание компонентного состава нефтяного газа однократного стандартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти в сочетании с данными по разгонке дегазированной нефти по истинным температурам кипения (ИТК) позволяет моделировать состав пластовой нефти с любой степенью детализации ее компонентного состава.

Таблица 1

Характеристика индивидуальных компонентов, идентифицированных в пластовой нефти при однократном стандартном разгазировании (ОСР) ее глубинных проб школой Гипровостокнефть и свойства УК по Eclipse

Компоненты, (Гипро-восток-нефть) Eclipse Физико-химические свойства (Справочник)

УК Свойства Температура кипения1' (А20) М г/моль Критические Фактор зцен трич ногти

„20 А М

г/моль "С К Рс, атм Т, К ш

1-С5Н12 С5 0,634 72,2 27,852 301,0 0,61963 72,151 33,4 460,4 0,227 0,25?

П-С5Н12 36,073 309,2 0,62619 72,151 33,3 469,6

49,262 322 4 0 74538 70 135 44 5 511 6 0 192

п-СвНи С6 0,685 84 68,740 341,9 0,65937 86 176 29,3 507,4 0,296

С6^14 57,988 331,2 0,66164 86,176 30,9 499,9 0,247

С6Н ,4 60,271 333,4 0,65315 86,176 29 7 497,5 0,279

СбН14 63,282 336 4 0,65976 86 176 30 8 504,4 0,275

С6Н,2 71,812 345,0 0,74860 84,164 37,4 532,7 0,239

СвН12 80,738 353,9 0,77855 84,162 40,2 553,4 0,213

п-С7Н16 С7 0,722 96 98,428 371,6 0,68376 100,205 27,0 540,2 0,351

С7Н16 79,198 352,4 0,67385 100,205 27,4 520 4 0 289

С7Н16 86,4 359,6 0,6861 100,205 24,4 531,4 0,297

С7Ни 100,934 374,1 0,76936 98,189 34,3 572,1 0,233

Начальные участки кривых разгонки нефтей по ИТК характеризуются наибольшим темпом искривления этих кривых.

Совокупность угловых коэффициентов начальных участков разгонки нефтей по ИТК достаточно тесно коррелируется с характеристическим параметром Пм соответствующей нефти, рис 4, что косвенно свидетельствует о его физико-химической сущности

II15

1^10 •в- о

т »у» § §

'3 Л 5

со 8

° £

5 2

19,817-1п(х) +2,473

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

Характеристический параметр групового состава нефти

Рис 4 Аппроксимация значений угловых коэффициентов начальных участков разгонки нефтей по ИТК в зависимости от характеристического параметра нефти П

Корреляционное уравнение оценки углового коэффициента начальных участков разгонки нефти по ИТК, представленное на рис. 4. имеет достоверность R2 - 0,9018 и, как следствие, вполне может быть использовано при моделировании компонентного состава пластовых нефтей при отсутствии экспериментальных данных разгонки нефтей по ИТК.

Сопоставление значений свойств условных компонентов, характеризующихся «узким» диапазоном кипения с наиболее близкими аналогами индивидуальных углеводородов, например парафинового ряда с той же температурой кипения, показывает характерное превышение молярной массы условных компонентов над молярной массой соответствующих индивидуальных углеводородов и др.

Этот факт свидетельствует о сложном групповом составе фракций разгонки нефти по ИТК даже в том случае, когда они сравнительно «узкие».

На рис 5, для примера, приведена корреляция начального участка разгонки Дмитриевской нефти по ИТК с существенно большей достоверностью ее аппроксимации.

„ о 200

I к 150

£ 5 100

с =

1 | «О

I— J

^ Л л

Рис 5 Начальный участок разгонки по ИТК Дмитриевской нефти

Начиная с 15 - 20 % масс, суммарного выхода фракций кривые разгонки нефтей по ИТК близки к линейным.

Если массовые доли условных компонентов (фракций нефти) превышают (2,5 - 3) % масс, а число их, как правило, все равно существенно больше, чем необходимо для проведения промысловых расчетов с заданной погрешностью как при решении задач проектирования, так и при анализе текущих вопросов разработки и эксплуатации месторождений, то головную часть нефти можно разбить на более «узкие» условные (наиболее летучие) компоненты, но ограничиться при этом меньшим числом фракций в целом.

Зная аппроксимацию экспериментальных данных разгонки нефти по ИТК, с достаточной для промысловых расчетов погрешностью можно найти массовую долю любой произвольно выделенной узкой фракции нефти.

Разгонка по ИТК наиболее летучей части Дмитровском нефти

Г1" ' ---

у - 57 684Ln(x) 12 904 R2 = 0 9975

5 10 15 20 25

Суммарный выход фракции, % масс

Во второй главе диссертации анализируются причины изменения фазового, компонентного и дисперсного состава скважинной продукции, а также даются рекомендации по расчету обводненности жидкой составляющей скважинной продукции.

При течении многофазной продукции в добывающих скважинах и системе трубопроводного промыслового транспорта характер потока во времени в любом сечении трубопровода меняется, так как процесс движения многофазной смеси сопровождается пульсирующими, колебательными движениями. Поэтому все физические величины, определяющие движение многофазной смеси в трубопроводе, усредняются по пространственно-временным координатам В общем случае расход фазы через произвольное сечение потока меняет свои значения в различные моменты времени, отклоняясь от средних значений в ту или другую сторону, поэтому для каждой структуры потока имеется такой промежуток времени, в течение которого этот расход можно считать постоянным.

Если давление в скважине на глубине интервала перфорации больше давления насыщения пластовой нефти газом и скважинная продукция безводна, то из пласта в скважину поступает однофазная пластовая нефть, агрегатное состояние которой - жидкость Для хорошо сцементированных коллекторов после грамотного освоения добывающих скважин механические примеси в составе пластовой нефти, поступающей в скважину, отсутствуют. Так как все асфальтосмолистые вещества, содержащиеся в пластовой нефти пептизированы5 до отдельных молекул, то пластовую нефть можно рассматривать как молекулярный раствор.

В зависимости от дебита скважины, коэффициента ее продуктивности, газового фактора пластовой нефти, составов нефти и растворенного в ней газа на определенной глубине в скважине происходит первый фазовый переход, пластовая нефть из жидкости превращается в двухфазную систему - газожидкостную смесь На этой глубине давление несколько меньше скважинного давления насыщения пластовой нефти газом из-за возможных метастабильных явлений, сопровождающих начало любого фазового перехода В свою очередь, величина скважинного давления насыщения пластовой нефти газом, меньше давления насыщения пластовой нефти газом из-за меньшей по сравнению с пластовой температуры нефти в скважине.

5 Пептизация - расщепление агрегатов возникших при коагуляции дисперсных систем на первичные частицы под действием дисперсионной среды

При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности с понижением температуры ее растворяющая способность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается и на определенной глубине возникает второй фазовый переход - из нефти выделяются кристаллы парафина. Так как в пластовой нефти содержание различных фракций парафинов неравномерно, то таких пересыщений для различных парафиновых фракций в нефти может быть несколько, то есть фазовых переходов типа «жидкость - твердая фаза» при подъеме нефти в скважине происходит несколько, если каждую фракцию растворенного в нефти парафина рассматривать как отдельную твердую фазу. Подробное исследование фазовых равновесий «жидкость - твердое тело» (пластовая нефть - парафин) приведено в работе О.Ю. Баталина и др.6.

В отличие от фазового состава безводной продукции добывающих скважин обводненная продукция содержит еще одну фазу - водную. Принципиальное отличие фазового состава обводненной и безводной скважин-ной продукции не в количестве фаз, а в их соотношении на различных глубинах в скважинах.

Дебит скважин при увеличении обводненности добываемой продукции является не только функцией изменения 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 перфорации до приема насоса.

С самого начала разработки нефтяного месторождения скважинная продукция представляет собой дисперсную систему Преобладающей точкой зрения специалистов по дисперсному составу скважинной продукции является экспериментально подтверждаемое утверждение о том, что частицы дисперсной фазы в продукции скважин по размерам характеризуются логарифмически нормальным распределением (типа представленного на рис. 6).

При анализе и проектировании технологических процессов гравитационного разделения фаз необходимо четко представлять пределы применимости формулы Стокса для оценки относительной скорости движения частиц дисперсной фазы с учетом их вклада, например, в обводненность эмульсии (рис. 7 для системы представленной на рис. 6).

6 Баталин О Ю , Брусиловский А И , Захаров М Ю Фазовые равновесия в системах природных углеводородов - М Недра, 1992 272 с

«- 0,20

0,00

120

150

Радиус частиц, мкм

Рис 6 Плотность распределения частиц дисперсной фазы типовой скважинной продукции по

размерам

Как показывают результаты оценок, максимальный диаметр частиц дисперсной фазы, для которых сохраняется безотрывное обтекание потоком в высоковязких средах (дегазированной нефти) может достигать 1см (капли воды). С другой стороны, эти же оценки показывают, что размеры дисперсных частиц с безотрывным обтеканием в нефтяном газе (капли воды и частицы мехпримесей), для которых может нарушаться ламинарный режим обтекания, могут быть в тысячу раз меньше, всего 10 мкм Неучет этого обстоятельства в нефтепромысловой практике может приводить к серьезным просчетам в проектировании технологических процессов и подборе оборудования.

О о

20 40 60 80 100 120 140 160 Диаметры капель воды, мкм

Рис 1 Влияние размера капель воды во фракции на вклад фракций дисперсной фазы е обводненность эмульсии

Нижняя граница размеров частиц дисперсной фазы, для которых можно пренебречь влиянием диффузионных явлений, носит качественный характер Например, в последней редакции учебника7 отмечается, что на частицы дисперсной фазы « размером в доли микрометров и меньше существенно влияют диффузионные явления». В этом же учебнике подчеркивается, что седиментационный метод дисперсионного анализа, который основан на использовании формулы Стокса для относительной скорости частиц дисперсной фазы, « обычно применим лишь для систем, содержащих частицы, радиусы которых лежат в пределах 1-100 мкм».

Нефтепромысловая практика эксплуатации низко- и среднедебитных скважин показывает, что в процессе обводнения скважинной продукции между приемом насоса и интервалом перфорации накапливается вода.

Теоретически можно представить несколько механизмов формирования водяного столба в скважине:

• стекание воды из перфорационных каналов в зумпф с последующим перекрытием интервала перфорации и ростом высоты столба воды до приема насоса. Интересно отметить, что время формирования столба воды в скважине определяет длительность задержки поступления обводненной продукции из скважины в систему сбора с момента времени начала поступления воды из пласта в скважину. Для малодебитных скважин (3-5 м3/сут) с незначительной обводненностью, оно может достигать нескольких месяцев,

• при выполнении условий выноса капельной воды из эксплуатационной колонны скважин и возможного формирования дисперсной капельной воды в перфорационных каналах или на выходе из них обводненная продукция из скважин в систему промыслового сбора будет поступать практически одновременно (с очень небольшим запозданием) с началом поступления воды из пласта в скважину. С ростом обводненности (объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции) в скважине возникают условия инверсии фаз, что в обязательном порядке, вызовет последовательное замещение нефти водой в зумпфе и выше по эксплуатационной колонне.

Такое изменение фазового состава в скважине объективно сопровождается увеличением плотности жидкости в стволе скважины и, как следст-

7 Щукин Е Д Перцов А В , Амелина Е А Коллоидная химия Учеб для университетов и химико-тенолог вузов - 3-е изд , перераб и доп - М Высш шк , 2004 - 445 с

вие, ростом давления в скважине на глубине интервала перфорации и, соответственно, снижением дебита скважины Для сохранения необходимой технологической нормы отбора пластовой нефти из скважины потребуются соответствующие мероприятия, вплоть до изменения способа эксплуатации, обеспечивающие сохранение депрессии на пласт, то есть снижение давления в скважине на глубине интервала перфорации до величины, существовавшей до обводнения продукции в стволе скважины.

Анализ рекомендаций, предложенных П.Д. Ляпковым по структурам водонефтяного потока в эксплуатационной скважине, позволяет, в первом приближении, определить область значений дебитов скважин, при которых возможен вынос капельной воды с глубины интервала перфорации, рис. 8

Как уже отмечалось, при дебитах скважин порядка 100 - 150 м3/сут и выше в перфорационных каналах формируется турбулентный режим течения и можно полагать, что из перфорационных каналов в скважину смесь пластовой нефти и воды поступает в диспергированном виде При этом внешней фазой потока водонефтяной смеси из j -го перфорационного канала будет пластовая нефть или пластовая вода, в зависимости от объемного соотношения фаз, межфазного поверхностного натяжения, времени жизни капель на границе раздела фаз и др.

0,6 % 0,5 * 0,4

1 о.з в

R 0,2

Ч 0-1

0,0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Дебит скважин, мУсут

Рис 8 Положение границы, разделяющей области формирования в стволе скважины прямой и обратной водонефтяных эмульсий в зависимости от ее дебита и обводненности продукции, поступающей из пласта, при капельной структуре потока в скважине (ВНЭ - водонефтяная

эмульсия)

Закономерности роста обводненности скважинной продукции определяются фильтрационными свойствами эксплуатационного объекта В добывающей скважине из-за изменения физико-химических свойств продукции,

включая фазовые переходы, гидродинамические особенности подъема продукции на поверхность, сегрегацию фаз в скважине и др. на эти закономерности накладываются дополнительные возмущения. Например, объемная доля воды в продукции поступающей из пласта в скважину, как правило, меньше объемной доли воды в жидкой составляющей на устье скважины.

Без учета испарения воды в нефтяной газ массовая доля воды в жидкой составляющей скважинной продукции будет равна

" ЯРт

1 +

¥В„п

1-Л/

рт

(2)

где - Ы"рТ - молярная доля нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти в скважине при термобарических условиях р и Т, М"рТ,Мпл - молярные массы нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти в скважине при термобарических условиях р и Т и пластовой нефти, соответственно. Из (2) видно, что массовая доля воды в водонефтяной эмульсии непрерывно возрастает на пути от интервала перфорации к устью

С учетом (2) для объемной расходной обводненности получим

0е

рт

Ов

о;

рт

1 +

РВрт

РрТ {¥,

-1

1-л/;г

м;т_

мпп

(3)

Откуда промысловый нефтеводяной фактор Ф'в

В рТ

ов

равен:

ф> -Еш.

ВРТ~ Р'РТ

\¥п,

Мп

(4)

Уравнение (3) позволяет рассчитать объемную расходную долю воды в водонефтяной эмульсии на любой глубине, в том числе на устье.

В первом приближении можно принять, что в промысловых лабораториях значение обводненности устьевых проб равно обводненности скважинной продукции после однократ-

ного стандартного разгазирования пластовой нефти.

Тогда

где ^ = 0®у/0®пл - поправка на изменение объема воды из-за изменения ее температуры от пластовой до устьевой, которую, используя рекомендации П.Д. Ляпкова, можно представить в виде:

Уравнение (5) позволяет рассчитать объемную долю воды в продукции, поступающей из залежи в скважину, по результатам исследований устьевых и глубинных проб, замеров дебитов скважин и обводненности скважинной продукции на устье.

В третьей главе рассматриваются объективные причины изменения термобарических условий в скважинах, системе сбора и подготовки нефти, источники неопределенностей в оценке свойств нефти, а также рекомендации по оценке поступления тепловой энергии из добывающих скважин.

Асимптотические оценки значений минимальной скорости снижения давления в потоке скважинной продукции при движении ее по эксплуатационной колонне составляют от 0,2 МПа/час (при 10 м3/сут) до 3,9 МПа/час (при 200 м3/сут). В НКТ подобная асимптотическая оценка значений возрастает на порядок- от 0,03 МПа/мин (при 10 м3/сут) до 0,65 МПа/мин или 11 кПа/с (при 200 м3/сут).

Из представленных в работе оценок следует, что максимальное время стабилизации поверхностей раздела фаз на границах капелек нефти и воды в скважинной продукции составляет от 2,5 часов до 2-х суток

В поверхностных трубопроводах динамика падения давления в одном из рассмотренных в работе примеров составляет 0,77 МПа/час (или 13 кПа/с) Аналогичные цифры получаются и для второго характерного примера (0,14 МПа/час).

Добывающие скважины нефтяных месторождений представляют естественный источник тепловой энергии Функциональную связь между составом продукции, поступающей из пласта в скважину, и тепловой мощностью продукции пласта в скважине Ескв можно представить в виде

^637 - 2,974?у +37175 С37 -2,974^+37175'

где Г - °С.

(6)

в _ ср Рт

Фске ~ в

СрРв-Ср Р,

^СКв__

п „ПП х

скв гппр пп

При установлении норм отбора скважинной продукции в условиях возможности возникновения отказа работоспособности системы сбора из-за ее замерзания, необходимо провести технико-экономическое обоснование последствий различных вариантов норм отбора как на состояние дренируемого участка залежи, так и на возможное увеличение расхода материально-технических ресурсов в обеспечение бесперебойной работы системы сбора скважинной продукции.

По существу, это еще один источник поиска компромисса между проблемой оптимальной выработки запасов нефти залежи и затратами на техническое обеспечение потребных норм отбора продукции из скважин, в которых требуется учитывать следующие две стороны последствий эксплуатации малодебитных добывающих скважин:

• обеспечение добычи нефти из недр с целью обеспечения максимального коэффициента нефтеотдачи и оптимальное управление расходом потенциальной пластовой энергии в зоне дренирования,

• рациональное использование тепловой энергии, как попутного энергетического ресурса для возможности оптимизации материальных затрат на обеспечение сбора и промысловой подготовки скважинной продукции

Объединение нескольких продуктивных пластов с различными физико-химическими в единый эксплуатационный объект объективно предопределяет неопределенность физико-химических свойств такой смеси пластовых нефтей. Так как экспериментальные данные исследований смесей пластовых нефтей, как правило, отсутствуют, то единственным источником сведений о свойствах таких систем являются расчетные данные.

Если продукция двух или более эксплуатационных объектов, эксплуатируемых самостоятельными сетками скважин, попадает в единую систему сбора и подготовки скважинной продукции, то без постоянного контроля притока из каждого эксплуатационного объекта в каждую добывающую скважину состав углеводородной составляющей и попутной воды в системе сбора неопределенен.

Таким образом, без мониторинга выработки каждого эксплуатационного объекта в каждой добывающей скважине нет объективной информации о физико-химических свойствах собираемой скважинной продукции не только на любом участке трубопроводной системы сбора нефти, нефтяного

газа и попутной воды, но даже на выходе всех без исключения ГЗУ многообъектного нефтяного месторождения.

При выработке залежи на режиме растворенного газа изменение свойств нефти и нефтяного газа очень существенно. Как показывают оценки, при газлифтной эксплуатации добывающих скважин, влияние физико-химических свойств закачиваемого газа значительно Любые колебания не только состава, но и относительного количества закачиваемого газа существенны для выбора внутрискважинного оборудования, в частности при расстановке клапанов и, как следствие, влияют на величину оптимального расхода закачиваемого газа.

Совершенно очевидно, что оценка влияния отклонения от равновесности сосуществующих фаз не может быть выявлена из-за неопределенности компонентного состава смеси в целом.

Таким образом, приемлемая (с промысловой точностью до 5 %) оценка физико-химических свойств, фазовых соотношений, в частности, смеси пластовой нефти и закачиваемого газа, требует с не большей погрешностью оценки отдельно физико-химических свойств как пластовой нефти, так и смешиваемого газа.

Изменение объемных свойств пластовой нефти наиболее полно характеризуется ее объемным коэффициентом. Объемный коэффициент нефти является существенной функцией не только количества растворенного в нефти газа, но и температуры Например, вклад в величину объемного коэффициента пластовой нефти Богородского месторождения в результате изменения температуры от 20 до 66 °С при атмосферном давлении составляет 100 %, а при пластовом давлении (7,85 МПа) 33 % 1,20

3 4 5

Давление, МПа

Рис 9 Изменение объемного коэффициента нефти Богородского месторождения от изменения температуры от 20 до 66 "С при различных давлениях ее разгазирования

Анализ значений разности объемных коэффициентов пластовой нефти при разных температурах, но одинаковых давлениях разгазирования показывает, что эта разность при изменении температуры от 20 °С до пластовой имеет экстремум, рис. 9.

Выявленный факт свидетельствует о сложном механизме изменения объемных свойств пластовой нефти при ее разгазировании.

В главе четвертой приводятся методики расчета фазовых соотношений при разгазировании пластовых нефтей. Исходная информация о свойствах пластовых нефтей определяется по ОСТ 39 112-80 при типовом исследовании глубинных проб пластовой нефти. В этом ОСТ большое внимание уделяется представительности глубинных проб пластовой нефти. Пробы считаются идентичными, если расхождение значений контрольных показателей (давление насыщения пластовой нефти газом при температуре окружающей среды или давление в приемной камере пробоотборника) не превышает 3 %.

Как показывает опыт, специализированные центры по исследованию пластовых флюидов крупных нефтяных компаний составляют достаточно полные и квалифицированные технические отчеты по исследованию глубинных проб пластовой нефти в соответствии с ОСТ 39 112-80

Вместе с тем, часто возникают типичные ситуации, в которых объем экспериментальной информации о физико-химических свойствах или существенно ограничен, или по каким-либо причинам недоступен. Особенно актуальной проблема получения информации о физико-химических свойствах скважинной продукции становится при реализации различных вариантов смешивания нефтепромысловых потоков в системах промыслового обустройства нефтяных месторождений для подбора оптимальных технологических параметров работы нефтепромыслового оборудования.

С другой стороны, запросы нефтепромысловой практики настолько многообразны, что становится актуальной задача оценки всех необходимых свойств пластовой и промысловой нефти по имеющимся неполным экспериментальным данным их исследования, как на вновь открываемых и вводимых в пробную эксплуатацию нефтяных месторождениях, так и на уже завершающей стадии совместной разработки залежей.

В нефтепромысловой практике кривой разгазирования пластовой нефти при 20 °С в координатах «газовый фактор нефти - давление разгазирования» принято называть графическую зависимость газового фактора

от величины равновесного давления контактного разгазирования пластовой нефти при 20 °С Такая кривая может быть рассчитана аналитически при известном компонентном составе пластовой нефти из уравнения

I + 1

1Ь

W2"o(p):(X,20(P)-1) = °- (9)

Молярная доля равновесного нефтяного газа, выделяющегося из пластовой нефти в процессе изотермического ее разгазирования при стандартной температуре 20 °С и давлении р (Л/"0(р)), по существу, представляет собой безразмерную (в молярных долях) кривую разгазирования пластовой нефти. Эта же кривая как функция удельного газового фактора G20(p) в зависимости от давления разгазирования при 20 °С может быть представлена в виде

G (p)-Vct(P'2°) ЛГ(р) 24,35-10 3

где VJr(p,20) - объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при давлении р и температуре 20 °С и приведенный к стандартным условиям (100 кПа и 20 °С).

Найденное выражение позволяет пересчитать молярную долю нефтяного газа при контактном разгазировании пластовой нефти (при 20 °С) в стандартную кривую разгазирования пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 и получить аналитическое выражение для расчетного построения одного из основных результатов физико-химического исследования глубинных проб пластовой нефти - кривой ОСР пластовой нефти (синоним термина - кривая разгазирования пластовой нефти)'

GCT(p,T20)= 24,35 10.bs^£mL.N'(pj2o), (11)

пп

Для построения кривой разгазирования пластовой нефти можно получить расчетную формулу, не требующую экспериментальной информации по объемным свойствам пластовой нефти.

Gct(p,T20) = 24,35 10-.^Ьо).-^, (12)

1 ,vOCP lvlOCP

где N"(p,T20) - молярная доля нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при равновесном давлении р и температуре разгазирования 20 °С,

Л/оСР - молярная доля нефтяного газа, выделившегося из нефти в процессе ее контактного разгазирования при 20 °С до атмосферного давления, М'оср - молярная масса дегазированной нефти

Для использования как формулы (10), так и формулы (11) требуется решение уравнения (9), но применение (12) не требует предварительного знания каких-либо других экспериментальных данных, кроме компонентного состава пластовой нефти (молярных долей и молярных масс компонентов) в отличие от формулы (11).

Из уравнения состояния нефтяного газа следует, что объемный расход нефтяного газа при термобарических условиях (р,Т) может рассчитываться по уравнению:

О (13)

Мпл Р

Объемное равновесное расходное содержание нефтяного газа в системе (добывающих скважинах, элементах промыслового обустройства нефтяных месторождений) с учетом (13) может быть найдено после некоторых элементарных преобразований по формуле.

__-ркти__1__

СГ{р,Т)+0'{р,Т) 1+ 1 .Г ^ Р—р"(р Т)\ <14)

р'(р,т) {Ир, г) гят ')

Как следует из (14), объемное расходное газосодержание - Р"{р,Т) может быть рассчитано только после того, как будет известна плотность промысловой нефти при тех же термобарических условиях - р'{р,Т).

Чем больше объемное расходное газосодержание потока скважинной продукции, тем меньше влияет значение плотности нефти на погрешность ее расчетного определения. Как видно из рис. 10, при расходном газосодержании более 80 % об. ошибка ее расчета по формуле (14) в 5 раз меньше ошибки оценки плотности нефти, то есть не превышает 2 %. Следовательно, в пределах промысловой погрешности при расходных газосодержаниях от 80 % об и более в формулу (14) вместо плотности промысловой нефти можно подставлять плотность дегазированной нефти

Принимая ошибку промысловых расчетов 3-4 %, из рис. 10 и дополнительных расчетов следует, что допустимая погрешность оценки плотности промысловой нефти при расчете объемного расходного газосодержания также не должна превышать тех же 3 - 4 %

-15

Фактическое расходное газосодержание, % об.

Рис 10 Чувствительность расчетных оценок объемного расходного газосодержания к ошибке оценки плотности промысловой нефти на ±10%

Расчеты фазовых соотношений при промысловых термобарических условиях производятся на базе уравнений состояния или с использованием аппарата констант фазового равновесия.

В настоящее время известно большое число уравнений состояния, наиболее используемые из них: Редлиха - Квонга, Соава - Редлиха - Квон-га, Пенга - Робинсона. Описание их и возможности применения в нефтепромысловой практике можно найти в известных публикациях

Современное 4 - х параметрическое уравнение состояния Брусилов-ского А.И. и широкие возможности его применения в нефтегазопромысло-вой практике подробно излагаются в его монографии

Использование аппарата констант фазового равновесия позволяет достаточно просто рассчитать кривую разгазирования пластовой нефти во всем диапазоне промысловых температур

Из (13) легко получить кривую разгазирования пластовой нефти при любых термобарических условиях ее равновесного разгазирования-

Ост(Р,Т). Опг

= в'ст(р, Т) = ЛГ(р, Т) ■ I рПЛЬПЛ ^ I. ■ ^

Рст Р

(15)

где С"ст{р,Т) - газовый фактор пластовой нефти при давлении р и температуре Г (объем нефтяного газа приведен к стандартным условиям);

Для оценки количества нефтяного газа, оставшегося растворенным при рассматриваемых термобарических условиях, который мог бы выделиться из нефти в процессе ее контактного разгазирования при дальнейшем изотермическом снижении давления в системе до атмосферного, в первом приближении для рассматриваемого алгоритма можно поступить следующим образом:

• рассчитывается потенциальный газовый фактор пластовой нефти при температуре в системе Т и атмосферном давлении р01=0,Ш/7а

®ст(Ро,1>7") (атмосферное давление принимается 100 кПа):

к 1.-^; (16)

**ОСР V МПЛ ) 1 ст Р

• газонасыщенность нефти при температуре в системе Т и давлении р Г"нст(р,Т)в приведенном алгоритме принимается как разность-

Г"н ст (р. Т) = в"ст{ро:,Т)- в"ст (р.Т) (17)

Таким образом, все величины здесь и далее в уравнениях, определяющих массовые расходы отдельных компонентов и равновесно сосуществующих фаз нефтяного газа и промысловой нефти при термобарических условиях любого элемента промыслового обустройства месторождения.

• скважины, выкидного трубопровода,

• АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка),

• нефтегазовый сепаратор,

• концевые делители фаз и т. д.,

могут быть рассчитаны по полученным в работе формулам. Дебит скважины по нефтяному газу равен:

д'(р,Т) = ,лл.%Г).®, (18)

пл

аналогично, по промысловой нефти,:

Я'(р.Т) = Ят (1 -у'{р.Т))=Чт (1-М"(р.Т) (19)

или

Япл М„л

откуда д'(р,Т) = дП1, (1 -Н'(р,т))М'(р'Т)-

(20)

М„л

Используя (19) или (20), легко представить расчетную формулу для нахождения дебита добывающей скважины по промысловой нефти в любом ее сечении (например, на приеме скважинного глубинного насоса) через дебит этой скважины по дегазированной нефти'

Мпл '»оср МОСР

Аналогично, дебит добывающей скважины по нефтяному газу в любом ее сечении с термобарическими условиями (р,Т):

<22>

мпл - NOCP ■ М0СР

В пятой главе диссертации рассматриваются закономерности объемного поведения пластовой нефти в зависимости от изменения термобарических условий на промыслах.

В основе расчетного метода оценки объемного коэффициента нефти лежит гипотеза применимости принципа суперпозиции по учету влияния давления, температуры и газонасыщенности на объем нефти.

Исходя из принятой концепции, для конструирования расчетной формулы вычисления объемного коэффициента нефти в зависимости от давления и температуры ее разгазирования b(p,T) запишем:

УОСР и0Ср ЦЭСР ЦЗСР

где AQ(T) - поправка на изменение объемного потока нефти из-за отличия температуры в системе от 20 °С;

AQ(p) - поправка на изменение объемного потока нефти из-за превышения давления в системе от давления насыщения нефти газом; АО[ГрТ ) - поправка на изменение объемного потока нефти из-за наличия растворенного в ней газа.

Слагаемые уравнения (23) можно определить, используя накопленную общеотраслевую экспериментальную базу данных по изучению:

• коэффициента температурного расширения дегазированной нефти;

• коэффициента объемной сжимаемости дегазированной нефти,

• изменения объема нефти из-за растворения в ней компонентов пластовой нефти, агрегатное состояние каждого из которых, при стандартных условиях, газообразное.

Исходя из определения, коэффициент температурного расширения дегазированной нефти а' можно представить в виде: 1 AQ(T)

а =---(24)

Q'ocp &т w

откуда *9Çn>à = a'.(tm- 20), (25)

«ОСР

где tnn = Тпл - 273. (26)

Анализ опубликованной отечественной и зарубежной базы данных по термическому расширению дегазированной нефти и ее отдельных фракций показывает, что зависимостью коэффициента объемного расширения нефти от абсолютного значения температуры в диапазоне от 20 до 120 °С, можно пренебречь и рассчитывать его по формуле соискателя:

Í2,638 íl,169 -^ОСР \ (если 780 < р'0СР < 860), «' = Ю3- Ш0] (27)

1,975 • 1,272 - ^^ , (если 860 < р'0СР < 960).

С погрешностью до 3 % коэффициент термического расширения дегазированной нефти и ее фракций в зависимости от температуры в более широком диапазоне рекомендуется рассчитывать по формуле, сконструированной соискателем

з] (р'оср Y t- 20

ч-1

а' = 10 1-?—^^—;-,приК300°С. (28)

0,58 + р'0СР ^ 10 3 -1,2 (р'оср - 0,68)) 1000 J

Отметим, что приведенные формулы расчета термического коэффициента объемного расширения нефти применимы для расчета плотности дегазированной нефти

<29)

По определению коэффициент объемной сжимаемости дегазированной нефти р' может быть представлен в виде-

1 ^о(р)

откуда- ,' = -Р' Рпп- (31)

Цэср

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти зависит от ее плотности Однако учет влияния изменения объемного коэффициента нефти от ее плотности не выходит за пределы погрешности оценки объемного коэффициента нефти от более значимого влияния других составляющих, поэтому, в первом приближении, его можно принять постоянным и изменяющимся в довольно узком диапазоне:

Р' ~ (6,5 - 8,5) 10 4, (32)

МПа

Если нет никакой предварительной информации о сжимаемости нефти, то рекомендуется, в первом приближении, принять:

/Г= 7,5-10 (33)

Для учета влияния растворенного в нефти газа на ее «набухание», по аналогии с известными эмпирическими уравнениями (24) и (30), введем коэффициент приращения объема нефти из-за растворения в ней газа (коэффициент набухания нефти) А" ■ 1 ЛО"оср

я = -г**-' (34)

*~<оср ' оср

откуда ^¡^ = /Г • Г0СР. (35)

Чэср

В результате анализа экспериментального материала по значениям плотности нефти в зависимости от ее газонасыщенности, давления и пластовой температуры соискателем установлено, что коэффициент набухания нефти Я" является функцией плотности дегазированной нефти, плотности и количества растворенного в ней газа

/Г = 10"

4,3 + 0,858 р"0СР + 5,2 И -1,5 - 3,,54 • (36)

И0СР 1 1000,1 1000 10001 ^ '

Итак, объемный коэффициент нефти с растворенным в ней газом Ь'рТ при термобарических условиях (р,Т) может быть рассчитан по сконструированной соискателем формуле:

Ь'рт =1 + А"(р,Г)Г(р,Г)+«'.(7--293)-/?'-р, (37)

которая, в частном случае, при расчете объемного коэффициента пластовой нефти принимает вид:

Ьпл = 1 + Я" • Г0СР +а'-{1п„- 20) - Р' ■ рпл . (38)

Средняя абсолютная погрешность расчетного определения объемного коэффициента пластовой нефти по формуле (38), полученной с использованием статистики при обработке экспериментальных данных, для определения коэффициентов теоретической конструкции формулы (38) составляет 1,6 % при максимальном отклонении, не превышающем 10,8 %. Оценка погрешности расчетной формулы (38) проводилась по 189 месторождениям бывшего Советского Союза, расположенным на территориях: Коми, Удмуртии, Башкортостана, Татарстана, Ставрополья, Западной Сибири,

Куйбышевской, Оренбургской, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской областей, Казахстана, Украины и Белоруссии

С другой стороны, изучение экспериментальных данных по 1296 нефтяным месторождениям показало, что между объемным коэффициентом пластовой нефти и ее газовым фактором существует тесная статистическая связь, которая для практического применения рекомендуется соискателем в виде:

Ьлл=1 + 3^, (39)

где - 60Ср - газовый фактор пластовой нефти по ОСТ 39 112 - 80, м3/м3 Формула (39) применимо во всем диапазоне изменения свойств дегазированных нефтей и составов растворенного в пластовых нефтях газа

Отклонение величины объемного коэффициента пластовой нефти, вычисленного по формуле (39) от экспериментального более чем на 10 %, является основанием для проверки точности исходной информации.

Объемный коэффициент пластовой нефти может быть рассчитан по альтернативной формуле соискателя:

Ьпл = 1 + Г .(24,35 • ф?- • 7%-] + • (¿лл - 20) - р> ■ рпл.

М' 1 -Л/" Г" ^ ^

V оср 1 '*оср )

Если объемный коэффициент пластовой нефти предполагается рассчитывать по формуле (40), то коэффициент «набухания» пластовой нефти лт рекомендуется рассчитывать по формуле'

= 0,0043

1 + ^оср + 29,45 • í^ - 36,525 ¿оср'^СР

М'0Ср{ 1-Л/£ср)

122

Роср ' Nос

:-0,823^<

(41)

Моср(1-ЩСР)

где М'0СР, М"оср - молярные массы дегазированной нефти и нефтяного газа ОСР пластовой нефти соответственно, г/моль Предложенное соискателем разнообразие альтернативных формул для расчета объемного коэффициента пластовой нефти позволяет более гибко формировать перечень минимально необходимой информации для проведения требуемых расчетов.

В диссертационной работе показано, что «остаточную» газонасыщенность пластовой нефти в зависимости от давления при температуре 20 °С

можно рассчитывать по следующей форм} п9ДО. ИвКЭДВДЯд~,

БИБЛИОТЕК/ С. Петербург 09 100 «кг

Гр м=24,35

Роср ■ ЫОСР__ь Рпл_ т 0

И' А Л/» \ """ и 293 / '

Моср^-НОСР) Мпп )

(где Т293 = Т20 - температура 293 К), которая, по существу, является аналитическим выражением для построения зеркальной кривой разгазирова-ния пластовой нефти при температуре 20 °С, одного из основных экспериментально определяемых результатов исследования глубинных проб пластовой нефти.

Для оценки коэффициента набухания промысловой нефти требуется знать плотность нефтяного газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти (при стандартных условиях), которая может быть рассчитана по формуле, разработанной соискателем:

„ , . М"(р0., 7") • N"(p01,7") — М"(р, Т) ■ N''(p, Т)

Рнст(Р>Т) = — -, / ./-г^—7—тг—< при р > 0,11 МПа (43)

24,35-10 3 (Л/'(р01,Т)-Л/"(р,Т)) Н Н К }

Завершается глава рассмотрением ступенчатого разгазирования нефти

В шестой главе диссертации приводятся алгоритмы расчета физико-химических свойств смесей пластовых и промысловых нефтей

Принципиальным вопросом описания компонентного состава смеси пластовых (промысловых и дегазированных) нефтей является проблема идентичности условных компонентов пластовых нефтей различных залежей по их интегральным свойствам - средневзвешенной молярной массе, средней нормальной температуре кипения, средневзвешенным критическим параметрам, плотности, динамической вязкости и т. д.

Анализ опубликованных экспериментальных данных большей части авторов и их предложений по углубленному представлению компонентного состава нефтей, включая выделение условных компонентов (узких фракций нефти по температурам кипения) позволяет утверждать, что узкие фракции нефти по своим интегральным свойствам практически идентичны в нефтях одного геологического периода формирования залежей Однако такое заключение требует дальнейшего дополнительного изучения проблемы

Узкий диапазон изменения интегральных характеристик дегазированных нефтей по плотности, молярной массе и др. в совокупности с их чрезвычайно широким многокомпонентным составом позволяет утверждать, что условные компоненты нефти любых нефтяных залежей в достаточно узком диапазоне температур выкипания характеризуются интегрально близкими физико-химическими свойствами.

Например, известная диаграмма Ватсона хорошо описывает корреляционные связи интегральных характеристик не только узких (в том числе индивидуальных веществ), но и сравнительно широких фракций нефтей, включая промысловые нефти в целом.

В дальнейшем принимается (экспериментально подтверждаемое утверждение о том), что выделенные по одинаковым алгоритмам в различных нефтях условные компоненты нефти являются идентичными, то есть интегральные характеристики их физико-химических свойств отличаются между собой не более чем на 3-4% Далее приводятся расчетные формулы и примеры их использования для оценки состава смесей нефтей, расчета газового фактора смеси, например:

с,сг(Р01.0=24,35.10 3 --1~^(Р°1Ло)--,

/^(Ро,Ло) Щ'х Л/;,(Р01,<20) ( )

где =М); г М,,/= 1 — 10;у =1 — 3 (45)

Для определения молярных масс условных компонентов смеси нефтей используется ранее полученная формула в виде:

Таким образом, утверждается, что смесь пластовых нефтей можно рассматривать как пластовую нефть гипотетической залежи с известными физико-химическими свойствами.

Такая концепция позволяет грамотно подбирать оборудование для эксплуатации добывающих скважин, эксплуатационный объект которой представляет собой совокупность залежей (многопластовая толща с гидродинамически несвязанными пластами, физико-химические характеристики пластовых нефтей в которых отличаются).

Учитывая, что в промысловой практике мелкие месторождения объединяются в единую систему сбора и подготовки нефти к транспорту, изложенная концепция расчета физико-химических свойств скважинной продукции представляется достаточно продуктивной.

Газлифтный способ добычи нефти также укладывается в принятую концепцию расчета изменения свойств промысловой нефти не только при добыче, но и при промысловой подготовке ее к транспорту.

Температура и плотность смесей нефтей, с учетом зависимости удельной изобарной теплоемкости от плотности и температуры

Ср,, =1674,7 (2,025 (47)

где Ср, - удельная изобарная теплоемкость / - го потока пластовой нефти, Дж/(кгК),

ри =10 3 рПЛ1 - относительная (по воде) плотность у - го потока рассчитывается из решения системы, которая на примере трех потоков имеет вид:

рАиУ-

V Pnn.l

¥> .{и a, k-O)

-rf

(48)

t -_L

г 1674,7 f ( з л + .tW'Y (49)

2,025-ff

где p„„ t, j = 1 -3 - плотность нефти j - го потока; tm, j> У — 1-3 -температура нефти j - го потока; Wm.i'i = 1-3 - массовая доля нефти j - го потока в смеси. В седьмой главе рассматриваются корреляционные методики расчета физико-химических свойств нефтей и их смесей. I. Расчет зависимости физических свойств пластовой нефти от давления при 20 °С (с использованием рекомендаций Гипровостокнефть). Излагаемая методика базируется на следующей исходной информации, необходимой для ее применения'

• пластовое давление МПа;

• пластовая температура °С;

• давление насыщения пластовой нефти газом МПа;

• плотность дегазированной нефти кг/м3;

• удельный газовый фактор пластовой нефти м3/т;

• плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти кг/м3;

• молярные доли азота и метана (численно равны их объемным долям) в нефтяном газе ОСР пластовой нефти.

Алгоритм расчета'

1 Принимается ряд значений относительного давления разгазирования (семь членов в ряде)

р, =-£- = <¡1; 0 75; 0.50; 0.25; 0.10; 0.05;

Рв,2 0

(50)

где р, - абсолютное давление разгазирования пластовой нефти, МПа; р5 20 - давление насыщения пластовой нефти газом при 20 °С, МПа. ра - атмосферное давление, ра = 100кГ7а = 0,1 МПа

2 Вычисляется функция ШБП по Штофу, Белову, Прончуку (Гипровосток-нефть) /щ, зависящая от молярных долей азота Ыы2 и метана Л/С1 в составе нефтяного газа однократного стандартного разгазирования пластовой нефти (по ОСТ 39 112- 80) и удельного газового фактора пластовой нефти ёНОР(ра,Т20).

__7013_

Ш"ёНОр(Ра.7"2оММс1-0.8Л/„2)' (51)

где ёНОР{ра,Т20) - удельный газовый фактор, м3/т; (объем газа приведен к нормальным условиям: температура 0 °С; давление 0,1013 МПа); ра - атмосферное давление; Т20 - температура 20 °С.

3. Рассчитывается давление насыщения пластовой нефти газом при температуре 20 °С, рЕ20 ( по рекомендации Гипровостокнефть)-

20 - гт

где р320 - давление насыщения пластовой нефти газом, МПа; ?пл - пластовая температура, °С.

4. Вычисляются абсолютные давления по заданному ряду относительных давлений (50) с использованием вычисленного давления насыщения нефти газом (52) при 20 °С

Р, =Р, Рзго- ' = 1-7 (53)

5 Рассчитываются вспомогательные коэффициенты, зависящие от давления Р

где значения давлений подставляются в МПа

6. Рассчитываются вспомогательные коэффициенты, не зависящие от давления

■ О, = 4,06 ■ (р'оср Роср- 1.045), (55)

■ чл = Р'оср ¿нор (РаЛоН 86, (56) где р'0СР = , относительная плотность дегазированной нефти;

Роср ~ плотность дегазированной нефти, кг/м3;

Роср ~ относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти.

7. Рассчитывается удельный объем выделившегося нефтяного газа («кривая разгазирования») в зависимости от давления, м3/т:

е, =ё„ор(Ра.Т20)-ММ1 + /?,)-и '=1-7. (57)

8. Рассчитывается относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти

Роср (Р,) = Роср " 0.0036 ■ (1 + Я,) • (105,7 + Ц • Я,), / = 1 - 7. (58)

9. Рассчитывается оставшаяся удельная газонасыщенность нефти

Гт, =ёНОР{ра,Т20)-ё„ / = 1-7 (59)

10. Оценивается относительная (по воздуху) плотность нефтяного

газа, остающегося в растворенном состоянии в промысловой нефти

— \

-тЦгт. /' = 1-7. (60)

3нор(ра' 20//

11. Рассчитывается коэффициент набухания нефти я;= 3,54 • (1,2147 - ) +1,0337 -р"н1 +

+ 5,581 Роср\1-1,65Роср ^Ч-^-Ц/ = 1-7 (61)

/-оср^ А'ОСР 10Ш ^ 1000-

12. Вычисляется объемный коэффициент промысловой нефти

Ь, = 1 +1,0733• р'0СР ■ Л, ■ - 6,5"Р' , / = 1-7. (62)

^0СР ' 1000 10000 У ;

13. Рассчитывается относительная плотность промысловой нефти с

растворенным в ней газом

Р' = Яоср.[11,293-р" / = 1-7. (63)

н'ь,\ 1000/ ^ ;

14 По рассчитанным значениям параметров строятся их графические зависимости от давления.

^,6НОР(ра,7-20) и -^ер(Р|)

1 т/ {

Опыт применения данной методики показывает, что ее можно применять со средней погрешностью 3 - 4% при следующих ограничениях-

Роср Роср -1-045, (64)

• Роср ' ^нор

(Ра,тга)<т. (65)

III Корреляционные оценки молярной массы нефтей

Исследования физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей месторождений бывшего Советского Союза, проведенные соискателем, свидетельствуют о том, что молярный объем дегазированных нефтей V^0CP, месторождений сформировавшихся в любом геологическим периоде, коррелируется с ее динамической вязкостью, (при средней погрешности 3-4 %), в виде:

чи оср = 200 • (/j'qcp )°11, (66)

где 200 - эмпирическая константа (характеристическая величина) молярного объема дегазированной нефти нефтяного месторождения разных геологических периодов его формирования, см3/моль, (/■'оср )°11 ~ характеристический параметр учета геолого-физических условий формирования нефтяной залежи (группового состава нефти), jj'oQP = 1000fi'0CP - относительная вязкость дегазированной нефти; Роср ~ вязкость дегазированной нефти при 20 °С, Па с; Из определения молярного объема и формулы (6 1) следует М'оср = 0,2

Роср (Роср )

(67)

где М'0СР - молярная масса дегазированной нефти, кг/моль;

0,2 - константа, которая, по физическому смыслу, эквивалентна молярной массе нефти при ее относительной (по воде) плотности, равной единице и вязкости, равной 1 мПа-с;

р0СР =10~3 р'оср - относительная плотность дегазированной нефти, Роср ~ плотность дегазированной нефти, кг/м3;

Корреляция (67) проверена по 179 нефтям, не участвовавшим в составлении корреляционного соотношения (67), в следующем диапазоне изменения свойств дегазированной нефти:

1) молярная масса, г/моль от 162 до 315,

2) плотность, кг/м3 от781 до 923;

3) вязкость, мПа с от 1,7 до 310

В табл 2 представлены результаты сравнения погрешностей расчетов молярной массы дегазированных нефтей по различным формулам:

• корреляции (67);

• формуле Крего:

М'0СР = 44,29 ■ f5 15, (7.24) (68)

ЮЗ -р, 5

где рЦ = р'оср + 0,00826, (7.25) (69)

формуле Андриасова P.C.: М'оср = 1,0343 • 10 2 77612(7 2б) (70) Как видно из табл. 7.4, корреляция соискателя (67) в три с лишним раза точнее других альтернативных формул. Поэтому, при отсутствии экспериментальных данных, рекомендуется пользоваться формулой (67).

Таблица 7.4

Сравнение погрешностей расчетного определения молярной массы дегазированных нефтей

№ п/п Характеристика ошибок Расчетные значения погрешностей Д молярной массы, вычисленные по формулам

(67 У (68)" (70 У

1 Максимальная положительная + 11 6% +38 7% +3 7,0%

2 ошибка отрицательная -9,5% -17,9% -6,2%

3 Среднее (абсолютное) значение ошибки 2,9% 10,8% 11,3%

''Для 176 экспериментальных значений молярной массы

21 Для 105 экспериментальных значений молярной массы

IV. Способы расчета вязкости нефтей в зависимости от температуры и газонасыщенности.

В расчетах нефтепромысловой практики необходимо владеть методикой расчета вязкости дегазированной и промысловой нефти и учитывать влияние на нее температуры и количества растворенного в нефти газа.

1. Наиболее широко для учета влияния температуры на вязкость нефтей и нефтепродуктов при атмосферном давлении используется известное уравнение Вальтера:

'9*д(?оср+а,) = аг-а3(д-^-^. (71)

2. Достаточно точной в узком диапазоне значений вязкости является формула температурной зависимости вязкости дегазированной нефти, предложенная соискателем, также использующая два значения, но динамической, а не кинематической вязкости нефти при 20 °С и 50 °С:

1дК (72)

где - относительные (по воде) динамические вязкости дегази-

рованной (товарной) нефти при атмосферном давлении и температурах' 20 °С, 50 °С и Г °С, соответственно;

- динамические вязкости нефти при атмосферном давлении и температурах: 20 °С, 50 °С и ? °С, соответственно, мПа-с.

В формуле (72) динамическая вязкость воды принята 1 мПа с Формула (72) проверена по 109 зависимостям вязкости дегазированной (товарной) нефти от температуры различных месторождений стран СНГ Среднее расхождение расчетов с экспериментальными значениями в диапазоне температур от 10 до 50 °С менее 4%.

3. Если известно значение динамической вязкости нефти только при одной температуре, то значение ее вязкости при другой температуре может быть рассчитано по формуле, предложенной соискателем:

#=¿(0-//,„)*. (73)

где параметр х рассчитывается по выражению:

*=1 + аМв).*(С./0: (74)

- относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной

(товарной) нефти при температурах ? и соответственно, ~ динамическая вязкость дегазированной (товарной) нефти при температурах t и ¿о, соответственно, мПа-с; - температура, при которой нужно найти вязкость нефти и температура, при которой вязкость нефти известна, соответственно, °С, а,С - коэффициенты, значения которых принимаются следующими-

2 52 1

если ¡и'. > 1000, то С=10, а=——, —; (75)

1000 °с '

144 1

если 10 <<1000, то С = 100, « = ——, —; (76)

1000 °с * '

если ц\ <10,то С = 1000, а = — . (77)

1000 "С

Формула (73) проверена более чем на 100 различного типа нефтях месторождений бывшего Советского Союза в диапазоне изменения темпе-

ратуры от 10 до 50 °С. Средняя ошибка расчетов составила 7,5 %, при этом относительная (по воде) вязкость анализируемых нефтей при 20 °С и атмосферном давлении изменялась в диапазоне от 1,81 до 286

4 В случае отсутствия экспериментальных данных для ориентировочных оценок динамической вязкости дегазированной (товарной) нефти при 20 °С и атмосферном давлении по значению ее плотности при данных термобарических условиях можно использовать статистические формулы, предложенные соискателем:

0,658 • (р'0СР )2

0,886 - {р'0СР ): ;

0,456 ■ (р'рср f 0,833 - (роср f

(78)

(79)

КЗ КЗ

• если 845—j < р'0СР < 924 — , то /70СР

M M

КЗ КЗ

• если 780—^ < р'0СР < 845 — , то р0СР

M M

гДе Роср = °СР > РОСР = °° >

Рн2о Рн2о

И= [мЛа - с] ; Рн2о =1мПа с ; ] = [кг/м3 J ; рНг0 = 1000 кг/м3

Формулы (78) и (79) апробировались по 73 нефтям Куйбышевской, Оренбургской областей, Удмуртии, Татарстана, Сибири и Казахстана. Средняя ошибка расчета вязкости нефтей в диапазоне их изменения от 1,7 до 188 мПа-с составила 15 %.

Для нефтей Сахалина расчет по формулам (78) и (79) дает существенно завышенные результаты, поэтому их не рекомендуется использовать даже для оценочных прикидок.

Предлагаемая в работе методика расчета вязкости газонасыщенной нефти при пластовой (промысловой) температуре в зависимости от изменения газонасыщенности нефти и вязкости дегазированной нефти при пластовой (промысловой) температуре и атмосферном давлении основана на применении рекомендаций Чью и Коннели.

В восьмой главе рассматриваются физико-химические свойства пластовой воды и водонефтяных эмульсий и методы их определения. Наибольшее значение при оценке физических свойств пластовой и нефтепромысловой воды имеют ее плотность, вязкость и расчетный параметр (в процессе обессоливания нефти) - концентрация хлористых солей.

В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации) при 20 °С, Pç ¿о может быть рассчитана по корреляционной формуле соискателя'

pcs20 = 998,3 + 0,7647 Ссв, (80)

где С® - концентрация солей в воде (минерализация), кг/м3, (г/л)

В первом приближении, влияние температуры на плотность минерализованной воды в диапазоне от 0 до 45 С может быть учтено по формуле соискателя

Ре I ~ Рс2о ~ 0,0714 • (t - 20), где f - температура воды, "С. (81)

В более широком диапазоне температур рекомендуется использовать аппроксимацию П.Д Ляпкова

рв __Рс,го_

°Т " 1 + 7 " 273 (0,269 СГ - 273)° 637 - 0,8)' (82)

10000 V V ' '

Как показывает анализ экспериментальных данных, влиянием давления и растворенного в воде нефтяного газа на ее плотность в диапазоне изменения термобарических условий на промыслах можно пренебречь.

Для расчетов вязкости пластовой (соленой, минерализованной, дренажной, нефтепромысловой) воды в зависимости от ее минерализации и температуры рекомендуется формула Ляпкова-Дунюшкина В 1,4 + 6,46 ■ 10"3(0,444С° -1) 1П-з

Är- -100,0065(Г 273)- 10 < (83)

где С® - минерализация воды, кг/м3, (г/л).

Связь массовой у/®, и объемной расходной обводненности Д_®е водо-нефтяной эмульсии в скважине при наличии в ней нефтяного газа можно представить в виде:

QB в _ рт _ Wnn_

(84)

г ске „сте

JpT в , в и в\л п \ л~¥рт ¥рт Vnn + /VI1 - ^плА1 - VpT \ -Г^ + ,

О 8 , ч, /1-

«пТ а я /. пи. - * 1

РрТ Ррт,

Для оценки объемного расходного газосодержания газожидкостного потока в любом сечении скважины или промысловой системы сбора сква-жинной продукции рекомендуется формула:

1 +

Ррт

1 j у-Урт I Грт

Kl А Р'рт РВрт

в -в v (85)

В приложении приведены методики расчета коэффициентов распределения компонентов пластовой нефти по Брусиловскому А. И и по Шило-

ву В.И и Крикунову В.В., затем примеры использования рекомендованных в работе методов расчета физико-химических свойств скважинной продукции при решении некоторых задач нефтепромысловой практики'

• Оценка величины столба однофазной пластовой нефти в безводной добывающей скважине для обоснования глубины спуска оборудования;

• Пересчетный коэффициент товарной нефти в пластовую и наоборот;

• Оценка минимально необходимого количества промывной воды в процессе обессоливания промысловой нефти.

Исходя из определений коэффициентов нефтеотдачи предлагаемых в формулировке соискателя:

• текущий - доля извлеченных из недр геологических запасов,

• конечный (проектный) - доля извлекаемых, при запроектированной технологии разработки и эксплуатации залежи, геологических запасов,

введен пересчетный коэффициент К'ь как отношение объема пластовой нефти \/'пл к объему, получающейся из этой пластовой нефти в процессе ее подготовки к магистральному транспорту, товарной нефти VI по ГОСТ Р 51858-2002

=> => (86)

»г

В работе показано, что расчетная формула для К'ь имеет вид

К'ь=А-(Рт+Р"р азО- (87)

Рпл

Обратная величина К'ь представляет собой пересчетный коэффициент пластовой нефти в товарную нефть:

° = • <88>

Рт + Рраз^раз

Связь между объемным коэффициентом пластовой нефти Ьп„ и пересчетным коэффициентом К'ь можно представить в виде

(89)

Таким образом, в диссертационной работе предложена аналитическая формула вычисления пересчетного коэффициента товарной нефти

в пластовую К'ь и наоборот, пластовой нефти в товарную 0Т на базе экспериментально контролируемых параметров.

• р'пп,р'т - плотности пластовой и товарной нефти и, соответственно,

• р"раз - средневзвешенная плотность нефтяного газа при рабочих условиях сепарации пластовой нефти на месторождении;

• враз - газовый фактор пластовой нефти при условиях ее сепарации

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Для решения задач нефтепромысловой практики пластовую нефть рекомендуется моделировать как систему, состоящую из-

I восьми жидких псевдокомпонентов (условных компонентов -

«узких» фракций нефти) и растворенном в них п восьми компонентным газом 8 8

Япп я' или Я„„ = <7с, + Яг ■

/~1 I 1

2 Соискателем предложен и апробирован характеристический параметр группового состава нефти П = (1000/^ср )011 как эффективное средство выявления и систематизации связи свойств нефти и ее фракций:

a. молярный объем, молярная масса, плотность и

b. температуры кипения.

3. Разработан и предложен для практического применения алгоритм расчета скважинного давления насыщения пластовой нефти газом - объективной физической характеристики границы столба пластовой нефти (водонефтяной эмульсии), выше которой пластовые нефть и вода находятся в метастабильном состоянии, позволяющий оптимизировать режимы работы глубиннонасосного оборудования в скважине.

6. Предложены аналитические формулы для:

a. расчетов массовой и объемной расходной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции (обводненности);

b. взаимного пересчета обводненности жидкой составляющей на устье и забое добывающей скважины или в любом ее сечении.

7 Показано, что добывающие скважины с увеличением обводненности становятся значимым источником тепловой энергии, особенно при решении задач надежной эксплуатации малодебитного по нефти фонда скважин и предложены аналитические формулы оценки теплосодержа-

ния скважинной продукции в зависимости от ее обводненности и тепло-физических характеристик попутной воды и добываемой нефти

8 Разработан алгоритм аналитического расчета состава пластовой и дегазированной нефти, их молярных масс на базе экспериментальных данных исследования глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 Создана методика построения кривой разгазирования пластовой нефти, удовлетворяющая запросам нефтепромысловой практики.

9 Получена аналитическая зависимость, на базе которой построена методика расчета кривой разгазирования нефти в неизотермическом трубопроводе (скважине) при различном сочетании исходных данных

10. Используя принцип суперпозиции, реализован и апробирован алгоритм расчета объемного коэффициента пластовой нефти:

Q'(p,T) „ ÛQ(T) АО(р) AQ{rpT) от гипотезы b(p, Т) = = 1 + v ' + v ' + р

Чэср «ОС Р Цэср Озер

до инженерных формул, bpT='\ + a' (Т ~ 293) + Л"(р,Т) -Г(р,Т)~/]' р, нефтепромысловой практики, включая корреляции для расчета входящих в них эмпирических коэффициентов:

a. термического расширения нефти а'(р,Т) и ее фракций в зависимости от плотности и температуры (до 300 °С),

b. набухания нефти Я"(р,Т) из-за растворения в ней газа.

11. Показано, что в нефтепромысловых расчетах смесь пластовых нефтей можно рассматривать как пластовую нефть гипотетической залежи с известными физико-химическими свойствами, что позволяет проводить аналитический расчет любых промысловых систем.

12. Впервые решена задача определения температуры и плотности смеси потоков нефтей с различной плотностью, различной температурой для заданного соотношения массовых потоков в смеси. При решении задачи учитывалось, что удельная изобарная теплоемкость нефтей и их фракций является функцией плотности нефти, зависящей, в свою очередь, от температуры.

13. Разработана полуэмпирическая методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти при 20 °С в зависимости от давления разгазирования с использованием эмпирических рекомендаций отраслевого института Гипровостокнефть, позволяющая производить расчеты при ограниченной исходной информации.

Рекомендована для практического применения корреляционная методика проф Мищенко И Т. построения кривых разгазирования пластовых нефтей при 20 °С при минимальной исходной информации - газовый фактор пластовой нефти, давление насыщения пластовой нефти газом, объемные доли азота и метана в нефтяном газе ОСР пластовой нефти Разработаны:

а корреляционные формулы и алгоритмы расчета

• вязкости нефти в зависимости от температуры и количества растворенного в ней газа,

• плотности и вязкости минерализованной воды в зависимости от ее минерализации и температуры

Ь аналитические формулы вычисления пересчетного коэффициента товарной нефти в пластовую Кь и наоборот вт на базе экспериментально контролируемых параметров

Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П.. Метод расчета

объемного коэффициента и плотности нефти. - М.: РНТС ВНИИОЭНГ.

сер. Нефтепромысловое дело. 1978, № 10, с.19 - 21.

Дунюшкин И И , Скрипка В.Г., Ненартович Т.Л. Фазовые равновесия в

системах двуокись углерода - н.бутан - н.декан, двуокись углерода -

метан - н.декан. - Журнал физической химии А.Н. СССР, 1978, том III,

вып. 1, с. 222, ВИНИТИ за № 2180 - 77 от 2.06 *977.

Дунюшкин И.И., Скрипка В Г., Бокша O.A. Фазовые равновесия в смесях

нормальных углеводородов и двуокиси углерода при 60 °С. - Журнал

физической химии А.Н. СССР, 178, том LII, вып. I, с. 232, ВИНИТИ за №

2181 -77 от 02.06. 1977.

Дунюшкин И.И. Расчет критических давлений смесей углеводородов с двуокисью углерода и метаном. - Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1978, № 7, с. 4 - 7.

Дунюшкин И.И. Константы фазового равновесия газообразных продуктов горения в смеси дегазированной нефти Боровского месторождения

'диф

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

- Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1978, №8, с 9-12.

6 Дунюшкин И И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти игаза Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 51с

7. Дунюшкин И.И Мищенко И.Т Расчет основных свойств пластовых неф-тей при добыче и подготовке нефти Учебное пособие М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 79 с.

8 Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки Ш.К. Гима-тудинов, Ю.П.Борисов, И.И. Дунюшкин и др. М., Недра, 1983, 463 с.

9. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учебн. пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 135 с.

10 Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 302с

11. Дунюшкин И.И , Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И М Губкина, 2004. - 447 с

12. Дунюшкин И.И. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов./Гиматудинов Ш К , Ширковский А И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов Изд. 3-е перераб. и доп. М , Недра, 1982, стр. 271-281.

Соискатель И.И. Дунюшкин

Заказ № 126 Формат 60x90/16 Тираж 100 экз

ООО «Бонаэкспо» 113114 Кожевническая ул д 8

»15522

РНБ Русский фонд

2006-4 12120

Содержание диссертации, доктора технических наук, Дунюшкин, Иван Игнатьевич

ПРЕДИСЛОВИЕ.

Введение.

Список основных обозначений и единиц их измерения.

Глава 1. Моделирование состава пластовой нефти и согласование ее физико-химических свойств.

1.1. Краткий обзор современного состояния физики жидкости и проблемы моделирования пластовой нефти смеси неопределенного состава.

1.2. Компонентный состав и физические свойства пластовой нефти.

1.3. Моделирование состава нефти и разгонка промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).

Глава 2. Изменение фазового, дисперсного и компонентного состава скважинной продукции.

2.1. Фазовый, компонентный и дисперсный состав скважинной продукции.

2.2. Обводненность жидкой составляющей скважинной продукции.

Глава 3. Объективные причины изменения термобарических условий в скважинах, системе сбора и подготовки нефти, источники неопределенностей в свойствах нефти.

3.1. Давление на устье добывающих скважин - компромисс требований к надежности процесса добычи нефти.

3.2. Добывающие скважины - объективный источник тепловой энергии.

3.3. Первый этап фазового разделения скважинной продукции на промыслах.

3.4. Объективные источники неопределенности в физико-химических свойствах скважинной продукции.

Глава 4. Расчеты фазовых соотношений при разгазировании пластовой нефти.

4.1. Информация о свойствах пластовых нефтей при ф типовом исследовании глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112

4.2. Расчеты разгазирования пластовой нефти при 20 °С.

4.3. Расчеты фазовых соотношений разгазирования пластовой нефти с использованием коэффициентов w распределения компонентов нефти.

Глава 5. Расчеты объемных свойств пластовых нефтей в зависимости от давления и температуры.

5.1. Расчет зависимости объемного коэффициента пластовой нефти от давления при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР)

5.2. Объемные свойства пластовой и промысловой нефти.

Глава 6. Алгоритмы расчета физико-химических свойств смесей пластовых и промысловых нефтей.

6.1. Компонентный состав, молярная масса и газовый фактор смеси нефтей.

6.2. Расчет температуры и плотности смеси нефтей.

Глава 7. Корреляционные методики расчета физико-химических свойств нефти и их смесей.

7.1. Расчет зависимости физико-химических свойств нефти от давления при 20 °С.

7.2. Корреляционные оценки молярной массы нефтей.

7.3. Способы расчета вязкости нефтей в зависимости от температуры и газонасыщенности.:.

Глава 8. Физико-химические свойства пластовой воды и водонефтяных эмульсий и методы их определения.

8.1. Пластовая вода в горных породах и ее ионный состав.

8.2. Расчеты физических свойств пластовых и нефтепромысловых вод.

8.3. Расчеты свойств водонефтяных эмульсий.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений"

В отечественной нефтепромысловой практике накопилось определенное количество рекомендаций по корреляционным оценкам различных свойств пластовой нефти и нефтяного газа. Как правило, это региональные методики и не содержат указаний по пределам их применимости, а поэтому нуждаются в постоянном мониторинге степени достоверности получаемых по ним результатов и постепенно устаревают.

На кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (РиЭНМ) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина длительное время ведутся работы по накоплению, анализу, систематизации, обобщению и выработке общеотраслевых научно обоснованных рекомендаций по применению расчетных методов оценки физико-химических свойств пластовой нефти и нефтяного газа как в нефтепромысловой практике, так и в учебном процессе.

Тесные связи педагогического коллектива кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина с педагогическими коллективами других университетов и вузов, научными и производственными организациями позволяют постоянно обмениваться взаимными достижениями в области ^ теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, проектировании и анализе эффективности технологических процессов извлечения нефти из недр, работе добывающих скважин, оптимизации систем промыслового обустройства нефтяных месторождений и др.

Как показывает практика подготовки отраслевых специалистов, магистрантов и аспирантов научно обоснованные рекомендации по учету многообразия проявления физико-химических свойств скважинной продукции обуславливают высокое качество подготовки научных и отраслевых кадров для нефтедобывающей промышленности.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений нередки ошибки в подборе широкой гаммы различного по назначению нефтепромыслового оборудования и отклонения от оптимальных условий их работы. Причиной такого положения в практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является, как правило, недостаточный учет изменения физико-химических свойств пластовых нефти и воды.

Следствием этого являются недопустимые иногда погрешности в оценках:

• объемного расходного газосодержания скважинной продукции в объектах добычи, сбора и промыслового обустройства нефтяных месторождений,

• кинетики дисперсного состава нефти, нефтяного газа и воды,

• эффективной вязкости смесей,

• истинной и расходной плотности фаз и т.д.

Разработка и эксплуатация многопластовых эксплуатационных объектов, изменяющиеся термобарические условия работы добывающих скважин, недостатки мониторинга количественных соотношений при смешении и разделении потоков в системе сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и воды обуславливают сложность достоверного учета изменения физико-химических свойств смесей пластовых нефтей и, как следствие, объективные трудности при проектировании процессов нефтедобычи и анализе эффективности добычи, сбора и подготовки нефти отдельных нефтедобывающих объектов и предприятий в целом.

Широкое распространение в отечественной нефтепромысловой практике эмпирических методик учета изменения физико-химических свойств скважинной продукции, стандартов предприятий по расчетному определению этих свойств свидетельствует о постоянном внимании специалистов к этой проблеме.

Как правило, такие методики разрабатываются в локальных диапазонах изменения термобарических условий, характерных для данного региона и не могут с допустимыми для нефтепромысловой практики погрешностями использоваться в других регионах.

Состав безводной составляющей скважинной продукции в процессе добычи нефти, ее сбора и промысловой подготовки непрерывно изменяется по различным причинам:

• изменения динамики профилей притока в добывающих скважинах многопластовых эксплуатационных объектов;

• объединения в единую систему сбора скважинной продукции различных эксплуатационных объектов;

• различия физико-химических свойств пластовой нефти по высоте залежи и изменения дебитов скважин по залежи как по природным факторам, так и в результате действия человеческого фактора (изменения норм отбора, геолого-технических мероприятий (ГТМ), ремонтов скважин и т.д.).

В практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, включая подготовку проектных документов, неизвестны случаи экспериментального исследования физико-химических свойств углеводородной составляющей скважинной продукции во всем многообразии изменения составов безводной части промысловой нефти в добывающих скважинах, системе сбора и подготовки добываемой нефти до товарных кондиций, тем более что практически это неосуществимо.

Пробы пластовой нефти из каждого продуктивного пласта в соответствии с ОСТ 36 112-80 исследуются только при 3-х фиксированных значениях температур (пластовой, промежуточной и 20 °С).

Таким образом, разработка теоретически обоснованных общеотраслевых методических и практических рекомендаций по расчетному определению физико-химических свойств пластовых нефти и воды в залежи, добывающих скважинах, системах сбора и подготовки нефти к транспорту и др. является актуальной проблемой.

1. Теоретическое исследование физико-химических свойств пластовых нефтей, их характеристических параметров, моделирование компонентного состава пластовых нефтей и их смесей, разработка практических рекомендаций по «сшивке» результатов исследования глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 и разгонке промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).

2. Разработка теоретически обоснованных методик оценки «расходных» параметров количества нефтяного газа во всех объектах добычи и обустройства нефтяных месторождений.

3. Разработка унифицированной методики расчета объемного коэффициента газонасыщенных нефтей в зависимости от их плотности при стандартных условиях, величины газонасыщенности (газового фактора) при изменении давления и температуры.

5. Исследование корреляционной связи молярной массы, плотности и вязкости дегазированных нефтей.

1. Совокупность методов выделения условных компонентов в составе пластовой нефти и их смесей как многокомпонентных гетерогенных систем неопределенного компонентного состава, интегральные характеристики которых изменяются в сравнительно узком диапазоне.

2. Предложен новый удобный в применении характеристический параметр дегазированной нефти для учета влияния группового состава и ее ассоциативного строения на значение молярной массы дегазированной неф

3. Гипотеза построения расчетной методики определения объемного коэффициента нефти в пластовых условиях, в добывающих скважинах, в термобарических условиях сбора и промысловой подготовки нефти к транспорту как суммы поправок к объему дегазированной нефти ти, где ju'0CP - коэффициент динамической вязкости дегазированной нефти при 20 °С, Па с.

Q'{PJ)U AQ'jT) | AQ'jpAQ'(QQCP)

Основные защищаемые положения.

1. Методика моделирования компонентного состава пластовых нефтей и их смесей.

2. Учет влияния группового состава и ассоциативного строения дегазированных нефтей через его характеристический параметр П = (ju'0CP)°'u на расчетные значения физико-химических свойств пластовой нефти.

3. Корреляционная формула связи молярного объема дегазированной нефти с ее характеристическим параметром ПИ:

Мрея =0,2-ПИ, Роср где М'оср - молярная масса дегазированной нефти, кг/моль; р'оср - плотность дегазированной нефти, кг/м3;

0,2 - эмпирический коэффициент, размерность которого соответствует размерности молярного объема, л/моль.

4. Методика расчетного построения «кривых разгазирования» пластовых нефтей и их смесей в зависимости от давления и температуры в диапазоне изменения термобарических условий, характерных для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

6. Методика расчета пересчетного коэффициента нефти от пластовой к товарной и наоборот.

7. Практика экспериментального изучения физико-химических свойств пластовой нефти при решении нефтепромысловых задач показывает, что погрешность наиболее достоверных экспериментальных данных составляет в среднем 2 - 3 %. Следовательно, на современном этапе развития физики пласта разработка расчетных методов комплексной оценки физико-химических свойств пластовой нефти, нефтяного газа, попутной воды и их смесей с погрешностью менее (3 - 5) % бесперспективно.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Основные результаты работы использованы при написании учебников, учебных пособий и справочных руководств:

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. М., Недра, 1982, 311 с.

2. Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 51с.

3. Дунюшкин И.И. Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых неф-тей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 79 с.

4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматуди-нов, Ю.П.Борисов, И.И. Дунюшкин и др. М., Недра, 1983, 463 с.

5. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов/И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984.-272 с.

6. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учебн. пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 135 с.

7. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза. Стандарт предприятия. СТО 51.00.021-84. Тюмень. СибНИИНП. 1985, 39 с.

8. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 302с.

9. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. -М.: Недра, 1989, 245 с.

10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

11. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.

Автор выражает самую искреннюю благодарность и признательность за неоценимую помощь в подготовке данной диссертации научному консультанту, заведующему кафедрой «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессору Мищенко И.Т., без поддержки которого и постоянного внимания с его стороны к ре-# зультатам работы данное диссертационное исследование не было бы завершено.

Список основных обозначений и единиц их измерения т

Обозначения физических величин Единицы измерения

Обозначение Физическая величина СИ Кратные и дольные т Масса вещества кг мг; г; т п Количество вещества моль кмоль; Ммоль

V Объем вещества ма л; мл; см3

T,(t) Температура (обозначение оговаривается) К; (°С) t,T Время с сут; час; мин

Производные единицы измерения физических величин q Массовый (поток) дебит скважины кг/с т/сут п Количественный (поток) дебит скважины моль/с кмоль/сут

Q Объемный (поток) дебит скважины м3/с м3/сут

Р Давление Н/м2 (Па) МПа (атм1)

Ц Вязкость Пас мПа-с ьпл Объемный коэффициент пластовой нефти — —

Р Плотность кг/ма т/м3; г/л; мг/л

С Концентрация частиц дисперсной фазы М-* м"3

Cm массовая кг/м3 мг/л

Сп молярная моль/м3 моль/л м Молярная масса кг/моль г/моль

VM Молярный объем м3/моль л/МОль ср Удельная изобарная теплоемкость Дж/(кг-К) кДж/(кг-К)

Дольные единицы

Массовая доля — % масс.

9 Объемная доля — % об.

N Молярная доля — % моль.

Индексы и их значение

У Верхний Безводная промысловая нефть (жидкая, нефтяная фаза)

У Безводный нефтяной газ (газообразная фаза)

Г Вода (возможно, по тексту, с примесями, включая капельную нефть) е Нижний Воздух г Газ (газообразные, при стандартных условиях, компоненты) н Нефть (применение индекса оговаривается по тексту) s Нефть, насыщенная газом (в том числе пластовая) i,j,k Индексы (i,j,k), принимающие целочисленные значения пл Пластовая (-ый, и т.д.) pj При термобарических условиях: давлении - р, температуре - Т. оср Однократное стандартное разгазирование (ОСР) пластовой нефти

1 Абсолютная физическая атмосфера, соответствует 760 мм. рт. ст.)

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Дунюшкин, Иван Игнатьевич

Основные выводы и рекомендации

1. Для решения задач нефтепромысловой практики пластовую нефть рекомендуется моделировать как систему, состоящую из: i. восьми жидких псевдокомпонентов (условных компонентов -«узких» фракций нефти) с растворенным в них ii. восьми компонентным газом

8 8

Япп = X+ Z # или Чпп = Ясъ, + Яг ■

1 /'=1

2. Автором предложен и апробирован в нефтепромысловой практике характеристический параметр группового состава нефти П^ как эффективное средство выявления и систематизации связи свойств пластовой нефти, таких как: a. молярный объем, молярная масса, плотность и b. температура кипения нефти и ее фракций.

3. Разработан и предложен для практического применения алгоритм расчета скважинного давления насыщения пластовой нефти газом - объективной физической характеристики границы столба пластовой нефти (водонефтяной эмульсии), выше которой пластовые нефть и вода находятся в метастабильном состоянии, который позволяет оптимизировать режимы работы глубиннонасосного оборудования.

4. Предложены аналитические формулы для: a. инженерных расчетов массовой и объемной расходной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции (обводненности) и их связи при любых термобарических условиях; b. взаимного пересчета обводненности жидкой составляющей на устье и забое добывающей скважины или в любом ее сечении.

5. Показано, что добывающие скважины с увеличением обводненности становятся значимым источником тепловой энергии, особенно при решении промысловых задач надежной эксплуатации малодебитного по нефти фонда скважин и предложены аналитические формулы оценки теплосодержания скважинной продукции в зависимости от ее обводненности и теплофизических характеристик попутной воды и добываемой нефти.

6. Разработан алгоритм аналитического расчета компонентного состава пластовой и дегазированной нефти, их молярных масс на базе экспериментальных данных исследования глубинных проб пластовой нефти по

OCT 39 112-80 в сочетании с результатами разгонки нефти по истинным температурам кипения (ИТК). Создана инженерная методика построения кривой разгазирования пластовой нефти, удовлетворяющая запросам нефтепромысловой практики.

7. Получена аналитическая зависимость, на основании которой построена методика расчета кривой разгазирования пластовой нефти в неизотермическом трубопроводе (скважине) при различном сочетании исходных данных.

8. Используя принцип суперпозиции реализован и апробирован алгоритм расчета объемного коэффициента пластовой нефти: ч Q'{p,T) „ AQ(T) AQ(p) АО(ГрГ) от гипотезы Ь{р,Т) =—z = i +—w +—+ —\pjl

О' О' О' О' wocp **оср **оср wоср до инженерных формул, Ь'рТ = ^ + a' (Т-293) +Лт(р,Т)-Г(р,Т)~р'■ р, нефтепромысловой практики, включая корреляционные формулы для расчета коэффициентов a. термического расширения нефти а'(р,Т) и ее фракций в зависимости от плотности и температуры (до 300 °С), b. набухания нефти Лт(р, Т) при растворении в ней газа, c. коэффициента сжимаемости пластовой нефти р'.

9. Показано, что в нефтепромысловых расчетах смесь пластовых нефтей можно рассматривать как пластовую нефть гипотетической залежи с известными физико-химическими свойствами, что позволяет проводить аналитический расчет любых промысловых систем.

10. Впервые решена задача определения температуры и плотности смеси потоков нефтей с различной плотностью, различной температурой для заданного соотношения массовых потоков в смеси. При решении задачи учитывалось, что удельная изобарная теплоемкость нефтей и их фракций является функцией относительной плотности нефти, зависящей, в свою очередь, от температуры.

11. Разработана полуэмпирическая методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти при 20 °С в зависимости от давления разгазирования с использованием эмпирических рекомендаций отраслевого института Гипровостокнефть, позволяющая производить расчеты при ограниченной исходной информации.

12. Рекомендована для практического применения корреляционная методика проф. Мищенко И.Т. для построения кривых разгазирования пластовых нефтей при 20 °С при минимальной исходной информации: а. газовый фактор пластовой нефти, b. давление насыщения пластовой нефти газом, c. объемные доли азота и метана в нефтяном газе ОСР пластовой нефти.

13. Разработаны и рекомендованы для использования в нефтепромысловой a. корреляционные формулы и алгоритмы расчета i. вязкости нефти в зависимости от температуры и количества растворенного в ней нефтяного газа, ii. плотности и вязкости минерализованной воды в зависимости от ее минерализации (массовой концентрации растворенных в ней солей) и температуры b. аналитическая формула вычисления пересчетного коэффициента товарной нефти в пластовую Кь и наоборот вт на базе экспериментально контролируемых параметров: практике Л

1 = Рпп Kb рнт + prG( диф

Заключение

К настоящему времени развитие теории жидкого состояния вещества достигло значительных успехов. Усилия отечественных и зарубежных ученых позволяют достаточно интенсивно развивать это направление физики в сторону не только высокомолекулярных соединений, но и смесей веществ, в частности фракций нефти, которые характеризуются с одной стороны узким диапазоном интегральных характеристик, а с другой стороны не полной характеристикой их компонентного состава.

Современное состояние теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений убедительно показывает, что доля много пластовых эксплуатационных объектов становится преобладающей в перечне объектов нефтедобычи, как разрабатываемых нефтяных месторождений, так и планируемых для освоения.

В системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений достаточно типичной является ситуация, когда состав углеводородной составляющей скважинной продукции неизвестен из - за смешения потоков нефтей различных залежей. Такое положение обостряет необходимость грамотной и достаточно надежной оценки физико-химических свойств нефтегазовых потоков, потоков нефтеводогазовых смесей в технологических ® процессах их разделения до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

Все больше месторождений углеводородов характеризуется сравнительно высокими значениями термобарических условий и, как следствие, проблемами в характеристике их агрегатного состояния, что существенно затрудняет рациональное извлечение их из недр.

Доля открытых месторождений жидких углеводородов в недрах земли с трудно извлекаемыми запасами ежегодно возрастает и увеличивает актуальность разработки надежных методов оценки физико-химических свойств нефти и прогнозирования динамики их изменения в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти.

Одним из перспективных направлений развития теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является обоснование требований необходимой точности прогнозов и мониторинга технологических показателей разработки залежей, подбора оборудования для эксплуатации добывающих скважин, рационального проектирования промы-ф елового обустройства месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Дунюшкин, Иван Игнатьевич, Москва

1. Квасников И.А. Молекулярная физика. М.: «Эдиториал УРСС», 1998. -232 с.

2. Сивухин Д.В. Общий курс физики. Том II. Термодинамика и молекулярная физика: Учеб. пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп. -М. Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1990. - 592 с. - (Общий курс физики; Т. II). - ISBN 5-02-014187-9 (Т. II)

3. Рэмсден Э.Н. Начала современной химии: Справ, изд.: Пер. с англ. /Под ред. В.И. Барановского, А.А. Белюстина, А.И. Ефимова, А.А. Потехина -Л.: Химия, 1989 784 е.: - Пер. изд.: Великобритания, 19851.BN 5-7245-0127-9

4. Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П. Метод расчета объемного коэффициента и плотности нефти. М.: РНТС ВНИИОЭНГ. сер. Нефтепромысловое дело. 1978, № 10, с. 19 - 21.

5. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982.-79 с.

6. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Ш Советского Союза. Справочник. 2-е изд., доп. и перераб. М., Недра,1980, 583 с.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Дунюшкин И. И. и др. М., Недра. 1983, 463 с.

8. Азингер. Ф. Введение в нефтехимию. Пер. с немецкого под ред. Б.В. Лосикова. М.: Гостоптехиздат, 1961 г, 285 с.

9. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. -621 с.

10. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2 х ч. Ч. 1. Пер. с англ. - М.: Мир, 1989. - 304 е.; Ч. 2. Пер. с англ. - М.: Мир, 1989. - 360 с.

11. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. 272 с.

12. Ф 12. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природногогаза: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. М.: Химия, 2001. - 568 с.

13. Ф 13. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти отгаза в промысловых условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.283 с.

14. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Куйбышев.: «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ», 1974, 237 с.

15. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник. Авт.: Рабинович Г.Г. и др. Под ред. Е.Н. Судакова. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979, 402 с.

16. Амерханов И.А. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения их параметров в зависимости от различных факторов. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1975, 483 с.

17. Андриасов Р.С. Определение молекулярного веса на основе данных о плотности нефти. В книге «Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти». Труды МИНХ и ГП, вып. 99. М., «Недра», 1972, с. 193 — 202.

18. Дунюшкина Е.И. Разработка методики расчета свойств нефтяного газа в процессах добычи, сбора и подготовки нефти при неполной исходной информации. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. М. РГУ нефти и газа. 2000. 207 с.

19. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа.- М.: «Грааль»,2002, 575 с.

20. Викторов М.М. Методы вычисления физико-химических величин и прикладные расчеты.-Л.: «Химия», 1977, 360 с.

21. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза. СТО 51.00.021-84. Тюмень, СибНИИНП, 39 с.

22. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие Ф для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный М.:1. Недра, 1984 .-272с.

23. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: М 71 ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816с.

24. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие /Пер. с англ. под ред. Б.И.Соколова. 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1982. - 592 с.

25. Рябов В.Д. Физико-химические методы исследования углеводородов нефти. М.: МИНХ и ГП, 1979. - 64 с.

26. Сюняев З.И. Физико-химическая механика и основы интенсификации процессов их переработки. М.: МИНХ и ГП, 1979, 94 с.

27. Сюняев 3. И. Нефтяной углерод. М.: Химия, 1980, 272 с.

28. Нефти восточных районов СССР. Справочная книга/Сост. С.Н. Павлова, З.В. Дриацкая, З.Н. Баранова и др. Под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. Л.: Гостоптехиздат, 1958, 506 с.

29. Нефти восточных районов СССР. Справочная книга/Сост. С.Н. Павлова, З.В. Дриацкая, З.Н. Баранова и др. Под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. М.: Гостоптехиздат, 1962, 608 с.

30. Информационный банк данных по качеству нефтей СССР и нефтепродуктов. Каталог справочник. Часть 1, часть 2/ Сост. Е.Д. Радченко, Э.Ф. Каминский, З.В. Дриацкая и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1983, Часть 1 197 е., часть 2 189 с.

31. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998, 400 с.

32. Броунштейн Б.И., Щеголев В.В. Гидродинамика, массо- и теплообмен в колонных аппаратах. Л.: Химия, 1988. - 336 с.

33. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов. Рекомендуемые значения. Под ред. проф. Татевского В.М. М.: Гостоптехиздат, 1960, 412 с.

34. Сивухин Д.В. Механика: Учеб. пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп. - М. Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 576 с. - (Общий курс физики; Т. I). - ISBN 5-02-014054-6

35. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия: Учеб. для университетов и химико-технолог. вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 2004. - 445 с.

36. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (Поверхностные явления и дисперсные системы): учебник для вузов. М.: Химия, 1982. - 400 с.

37. Нигматуллин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука, 1977. 336 с.

38. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Механика сплошной среды. М.: ГИТТЛ, 1953,788 с.

39. Справочное руководство по проектированию разработки и . эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра. 1983, 455 с.

40. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат. Москва.: 1963, 396 с.

41. Бан А, Богомолова А.Ф., Максимов В.А. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости. Гостоптехиздат. Москва.: 1962, 275 с.

42. Глоговский М.М., Казаков А.А. Расчеты технологических показателей разработки для жесткого водонапорного режима пласта. Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина. Москва.: 1980, 52 с.

43. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 211 с.

44. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992, 270 с.

45. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью Йорк - Даллас, 1971. Пер. с англ. Под ред. проф. В.Л.Данилова. М„ Недра, 1974, 192 с.

46. Одишария Г.Э. и др. Двухфазный транспорт нефти и газа. М., ВНИИОЭНГ, 1977, 56 с.

47. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов/ Под ред. В.А. Проскурякова и А.Е. Драбкина. Л.: Химия, 1981.- 359 с.

48. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник нефтепереработчика./Под ред. М.Г. Рудина. ЦНИИТЭнефтехим, 2004. - 336 с.

49. Ривкин С.Л. Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980.-424 с/

50. ОСТ 39 112-80 Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов.

51. Ф 53. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фазнефтегазоконденсатных систем. РД 39-1-348-80.

52. Дьяконов В.П. Maple 7; учебный курс. СПб.: Питер, 2002. - 672 с.

53. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001 - 238 с.

54. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных систем,

55. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. ВНИПИнефть, Термодинамический центр, В/О Нефтехим, М.: Химия, 1974, 248 с.

56. Елисеев Н.Ю. Вязкость дисперсных систем. М.: Фирма «Блок», 1998. -80 с.

57. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 398 с.

58. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, 1998. - 448 с.

59. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976, 182 с.

60. Ш 62. Гуревич Г.Р. О замене многокомпонентной углеводородной смеситройной системой. В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. МИНХ и ГП. - М.: Недра 1970, вып.88, с. 217-220.

61. Дунюшкин И.И., Скрипка В.Г., Ненартович Т.П. Фазовые равновесия в системах двуокись углерода н.бутан - н.декан, двуокись углерода -метан - н.декан. - Журнал физической химии А.Н. СССР, 1978, том III, вып. 1, с. 222, ВИНИТИ за № 2180 - 77 от 2.06.2977.

62. Дунюшкин И.И., Скрипка В.Г., Бокша О.А. Фазовые равновесия в смесях нормальных углеводородов и двуокиси углерода при 60 °С. -Журнал физической химии А.Н. СССР, 178, том LII, вып. I, с. 232, ВИНИТИ за № 2181 77 от 02.06. 1977.

63. Дунюшкин И.И. Расчет критических давлений смесей углеводородов с двуокисью углерода и метаном. Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1978, № 7, с. 4 - 7.

64. Ф 66. Дунюшкин И. И. Константы фазового равновесия газообразныхпродуктов горения в смеси дегазированной нефти Боровского

65. Ф месторождения. Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело,

66. ВНИИОЭНГ, 1978, № 8, с. 9 12.

67. Дунюшкин И. И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 51 с.

68. Дунюшкин И. И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.

69. Скрипов В. П. Метастабильная жидкость. М.: Наука, 1972. 376.С.

70. Филиппов Л.П. Подобие свойств веществ. М.: Изд-во МГУ, 1978.

71. Филиппов Л.П. Закон соответственных состояний . М.: Изд-во МГУ, 1983.

72. Филиппов Л.П. Прогнозирование свойств жидкостей и газов. Успехи и перспективы/Яеплофизические свойства веществ. ГСССД. М.: Изд-во стандартов, 1986. № 23. С. 5 35.

73. Григорьев Б.А. Исследование теплофизических свойств нефтей, нефтепродуктов и углеводородов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку, АЗИНефтехим, 1979.

74. Щ 74. Филиппов Л.П. Новые методы расчета свойств нефтепродуктов //

75. ИФЖ. 1984. Т. 46, № 6. - с. 964 - 974.

76. Анисимов М.А. Уравнение состояния и методы расчета теплофизических свойств в окрестности критической точки. Обзоры по теплофизическим свойствам веществ. № 5 (25). М., Изд. ИВТАН, 1980. с. 44 76.

77. Филиппов Л.П. Об особой роли молярного объема в описании свойств жидкостей и газов//Ультразвук и физико-химические свойства вещества. Вып.9.Курск, 1975. с. 7-21.

78. Riedel L. Die Flussigkeitsdichte im Sattigungszustnad. Untersuchungen uber eine Erweiterung des Theorems der ubereinstimmenden Zustande. // Chemie Ing. - Techn. - 1954. Bd 26, № 5. - s. 259 - 264.

79. Баталин О.Ю. Методы представления тяжелых фракций нефти в задаче расчета отложений парафинов в скважинах и трубопроводах./Сборник статей. Фундаментальный базис новыхф технологий нефтяной и газовой промышленности. М. Наука. 2000, с.262 268.

80. Филиппов Jl.П. Методы расчета и прогнозирования свойств веществ. М.: Изд-во МГУ, 1988. 252 с.

81. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Статистическая физика. М.: Наука, 1964. Т.5.

82. Sim W.J., Daubert Т.Е. Prediction of vapor-liquid equilibria of undefined mixtures // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1980, v. 19. № 3, pp. 386 -393.

83. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. - 382 с.

84. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1988. - 302с.

85. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1985, с. 135.

Информация о работе

Дунюшкин, Иван Игнатьевич
доктора технических наук
Москва, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы