Расчет физических свойств нефти

в процессе ее одкратного разгазирования при р≤ р_нас и Т≤Т_пл

Данный метод расчета необходим для характеристики движения газожидкостных смесей в пласте и особенно в скважинах, в которых разгазирование нефти рассматривается как однократный процесс при переменных термодинамических условиях, зависящих от режима работы скважины, ее конструкции, геотермического градиента.

Исходные данные для расчета

ρ_нд – плотность дегазированной нефти (р_о = 0,1 МПА, Т _ст = 293 К), кг/м³;

µ_нд – динамическая вязкость дегазированной нефти при тех же условиях, МПа∙с;

Г – газонасыщенность (газосодержание) пластовой нефти, т.е. отношение объема газа, растворенного в нефти, к массе сепарированной нефти, м³/т (объем газа приведен к нормальным условиям);

- относительная по воздуху плотность газа;

Т_пл – пластовая температура, К;

р_пл – пластовое давление, МПа;

р_нас – давление насыщения пластовой нефти при пластовой температуре, МПа;

у_а, у_с1 – молярные доли азота и метана в попутном газе однократного разгазирования нефти до р_о = 0,1 МПА при Т _ст = 293 К.

Последовательность расчета

1. Определяем термодинамические условия разгазирования: р и Т.

2. Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения при Т ≤ Т_пл

(1.26)

3. Находим приведенный к нормальным условиям удельный объем выделившегося газа:

V_гв (р, Т) = Г R (p) m (T) [Д (T) (1+R(p)-1] (1.27)

где

4. Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования:

V_гр (р, Т) = Г m (T) - V_гв (р, Т). (1.28)

5. Определяем относительную плотность выделившегося газа:

[ρ ̅_го-0,0036(1+R(р))(105,7+uR ) ], (1.29)

где а = 1 + 0,0054 (Т – 293); и = 10^-3 ρ_нд Г – 186.

6. Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях ее разгазирования:

(1.30)

7. Рассчитываем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности λ(Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти α_н при стандартном давлении:

b_н (р, Т) = 1 + 1, 0733∙10^-3 ρ_нд V_гр (р, Т) λ (Т) / m (T) + α_н (Т – 293) – 6,5∙10^-4 р (1.31)

где

(1.32)

8. Определяем плотность газонасыщенности нефти:

кг/м³. (1.33)

9. Рассчитываем вязкость дегазированной нефти при р_о и заданной температуре.

Для расчета нужно знать вязкость дегазированной нефти при р_о и какой-либо температуре (например, Т _ст = 293 К). Если при этих условиях вязкость неизвестна, ее значение можно оценить по плотности дегазированной нефти, используя корреляцию И.И.Дунюшкина:

(1.34)

Этот параметр можно рассчитать по формуле П.Д.Ляпкова, аппроксимирующей универсальный график зависимости вязкости нефти от температуры

µ_нд (Т) = µ_нд (Т - 293)^a e^b(293-T),

где а = 10^{-0,0175(293-Т)-2,58} (1.35)

10. Определяем вязкость газонасыщенной нефти µ_нг (р, Т) на основании эмперической корреляции указанной вязкости с вязкостью дегазированной нефти при р_о = 0,1 МПА и заданной температуре µ_нд(Т) по (1.35) и количеством газа V_гр (р, Т) по (1.28), растворенного в ней при текущем равновесном давлении насыщения р_{нас Т} по (1.26)

(Т), (1.36)

где А и В – графические функции газосодержания нефти V_гр (р, Т), представленные Чью и Коннели (рис.1.1) и которые с погрешностью ±3 % в области V_гр (рТ)<300 м³/м³ могут быть аппроксимированы следующими уравнениями:

(1.37)

Рис.1.1 Зависимость величин А и В от газосодержания нефти (по Чью и Коннели)

Здесь V_гр (р, Т) – удельный объем растворенного в нефти газа, приведенный к р_о = 0,1 МПА, Т _ст = 288,6 К (t = 15,6 ⁰С), м³/м³.

Перерасчет V_гр (р, Т) из нормальных условий (м³/т) (1.28) в условия р_о = 0,1 МПА, Т _ст = 288,6 К осуществляется следующим образом:

V_гр(р, Т) – 1,055∙10^-3(1 + 5α_н) V_гр(р, Т) ρ_нд (1.38)

11. Рассчитываем поверхностное натяжение (плотность поверхностной энергии σ, характеризуется работой, требующейся для образования единицы площади поверхности раздела фаз. Единица СИ [σ] = Дж/м² = Н/м.) газонасыщенной нефти на границе с выделившимся газом. Зависимость поверхностного натяжения нефти от термодинамических условий (р, Т), количества полярных компонентов очень сложная. Для ориентирочной оценки этого параметра можно рекомендовать аппроксимационную формулу П.Д.Ляпкова:

σ_нг = 1/10^1,58+0,05р - 72∙10^-6 (Т – 305) (1.39)