437
.pdf
Расчетная длина подъемной колонны, соответствующая давлению Pi, будет равна сумме приращений длин Hi, соответствующих интервалам Pi в диапазоне изменения давления от Pу
до Pнас.
Длина участка однофазного потока
|
|
|
|
dH |
dH |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
L |
(P |
P |
) |
dP заб |
dP у |
(7.41) |
||
|
|
|
|
|||||
ж |
заб |
нас |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рассчитав длины участков Hi, соответствующих заданным Pi, находят распределение давления P = f(H) в скважине.
Пример построения кривой распределения давления в скв. 341 Сибирского месторождения приведен на рис. 7.2.
Рис. 7.2. Кривая распределения давления в скв. 341 Сибирского месторождения
51
elib.pstu.ru
7.4. Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине
Формула для определения температуры насыщения нефти парафином приводится в трудах ВНИИнефть:
tнпл tнд 0,2 Pпл 0,1 Г0 , |
(7.42) |
где tнд – температура кристаллизации парафина в поверхностных условиях, °C; Pпл – текущее пластовое давление, МПа.
Коэффициенты 0,2 для давления и 0,1 для газосодержания в (7.42) являются коэффициентами корреляции, которые получены при обработке данных для различных месторождений при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином.
Так как давление в скважине и газосодержание нефти в процессе подъёма газожидкостной смеси изменяются, формулу (3.42) для определения температуры насыщения нефти парафином в скважинных условиях (tн.скв) по известной температуре насыщения для дегазированной нефти (tнд) можно записать в следующем виде [49]
t |
н.скв |
t |
нд |
A |
Pt |
A |
Гt |
, |
(7.43) |
|
P |
|
|||||||||
|
|
1 |
2 |
Г |
0 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
нас |
|
|
|
|
|
где Рt – давление в скважине; Рнас – давление насыщения нефти газом; Гt – газонасыщенность нефти при Рt и Тt (температура потока в скважине); Г0 – газонасыщенность пластовой нефти; А1 и А2 – корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных
исследований по определению tнд и tн.скв.
Температура tнд определяется в лабораторных условиях. Для нефтей многих разрабатываемых или вводимых в разработку объектов данных о tнд не имеется. Очевидно, что tнд зависит не только от содержания парафина, но и от совокупного влияния температуры плавления парафина, вязкости дегазированной нефти и наличия в ней парафинов, смол и асфальтенов [89].
52
elib.pstu.ru
В специальной литературе приводятся следующие эмпирические зависимости для определения tнд:
– формула ВНИИнефть [54]:
tн.д 11,398 34,084 lgСП; |
|
|
|
(7.44) |
|||
– формула в справочнике [73]: |
|
|
|
|
|
|
|
tн.д 18,132 ln СП 0,0444; |
|
|
|
(7.45) |
|||
– формула, полученная в ПермНИПИнефть: |
|
|
|
|
|
||
|
|
3,686 |
|
|
|
|
|
tн.д 70,5 e |
|
СП ; |
|
|
|
|
(7.46) |
– формула, полученная в ТГНУ [17]: |
|
|
|
|
|
||
|
|
СА ln tпл |
|
|
|
; |
(7.47) |
tн.д [ ] СП СС |
|
20 |
|
||||
|
|
|
50 |
|
|
|
|
где СП, СС, СА – содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов, % масс.; [δ] – поправочный коэффициент, °С/ % масс; μ20, μ50 – динамическая вязкость нефти при 20 °С и 50 °С, мПа·с; tпл – температура плавления парафина, °С.
Формула (3.46) в дальнейшем рассматривается в виде [40]:
|
Х (С |
П |
;С ;С |
А |
; |
20 |
) |
|
|
tн.д tпл e |
|
С |
|
|
50 |
|
(7.48) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4.1. Определение температуры насыщения нефти парафином для северной группы нефтяных месторождений Пермского Прикамья
Для проведения расчётов по формулам (7.47) и (7.48) проведена обработка данных по 14 объектам разработки Уньвинского и Шершнёвского месторождений (табл. 7.2) с целью оценки значений поправочного коэффициента [δ] и показателя степени Х [76]. Результаты представлены на рис. 7.3 и 7.4.
53
elib.pstu.ru
pstu.elib |
54 |
ru. |
|
Таблица 7 . 2
Геолого-физическая характеристика объектов разработки Уньвинского и Шершнёвского месторождений
|
Объект |
Динамическая вяз- |
Давление |
Газонасы- |
|
Содержание |
|
||
Месторожде- |
кость нефти, МПа·с |
насыщения |
щенность |
|
в нефти, % масс. |
||||
ние |
разработ- |
|
|
нефти газом, |
пластовой |
|
|
|
|
ки |
μ20 |
μ50 |
прафинов |
смол (С) |
|
асфальтенов |
|||
|
МПа |
нефти, м3/м3 |
(П) |
|
(А) |
||||
|
Бш-Срп |
5,2 |
1,45 |
15,0 |
90 |
3,47…4,33 |
9,37…9,54 |
|
0,86…0,99 |
Уньвинское |
Тл |
5,2…6,87 |
1,57…1,64 |
15,0…15,5 |
108,8…122,5 |
2,62…6,02 |
8,62…11,4 |
|
0,44…0,92 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бб |
4,47…6,25 |
0,91…1,3 |
14,2…15,9 |
101,6…131,2 |
3,23…5,97 |
8,36…10,3 |
|
0,34…1,39 |
|
|
|
||||||||
|
Т-Фм |
6,37 |
1,33 |
14,2 |
110,2 |
4,46 |
10,1 |
|
0,61 |
Шершнёвское |
Тл |
12,7 |
2,94 |
12,1 |
61,9 |
4,67 |
13,1 |
|
1,85 |
Мл |
13,7 |
3,5 |
12,2 |
63,9 |
5,12 |
16,2 |
|
2,3 |
|
|
Бб |
13,7 |
3,19 |
11,9 |
64,2 |
5,65 |
13,9 |
|
1,68 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 7.3. Зависимость поправочного коэффициента [δ] от суммарного содержания парафинов, смол и асфальтенов в нефти
Температура плавления парафина,°С
60
59
58
57
56
55
54
53
52
51
Содержание парафина П, %
6
4
2
15
14
13
12
11
|
10 |
Содержание силикагелевых смол С, % |
8 |
|
3,5
3,8
4,0
4,5
5,0
Отношение µ20/µ50, д.ед
3
2 |
|
0,5 |
|
1 |
Содержание асфальтенов А, % |
||
|
0,75
0,725
0,7
0,675
0,65
0,625
0,575
0,55
0,525
Х степени ьПоказател
Рис. 7.4. Номограмма для определения показателя степени в (7.48) для Уньвинского и Шершнёвского нефтяных месторождений
55
elib.pstu.ru
Для рассмотренных объектов разработки выполнены расчёты по определению tнд по формулам (7.44)–(7.47) и (7.48), результаты приведены в табл. 7.3 и 7.4.
Минимальное расхождение расчётных и экспериментальных (лабораторных) данных получено по формуле (7.48).
Значения tн.скв по формуле (7.43) совпадают с определенными в лаборатории ПермНИПИнефть значениями температуры насыщения нефти парафином в условиях, соответствующих забойным (пластовым), при значениях коэффициентов А1 и А2, которые приведены в табл. 7.5.
Рис. 7.5. Кривая распределения температуры насыщения нефти парафином в скв. 341 Сибирского месторождения
56
elib.pstu.ru
ru.pstu.elib
Таблица 7 . 3
Результаты определения температуры насыщения нефти парафином для дегазированной нефти (Уньвинское месторождение (4 поднятия))
Объ- |
|
Лаборатор- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отклонение от фактических значений ( %) |
|||||
ект |
|
ные |
|
Результаты расчетов tнд |
(°С) по формулам |
||||||||||||
|
данные |
|
|
при расчетах по формулам |
|
||||||||||||
раз- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
tн.д, |
tпл., |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
работ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ки |
|
°С |
°С |
|
(3.44) |
|
|
(3.45) |
(3.46) |
|
(3.47) |
(3.48) |
(3.44) |
(3.45) |
(3.46) |
(3.47) |
(3.48) |
Бш- |
|
27 |
55…56 |
|
29,8…33,1 |
|
22,6…26,6 |
24,4…30,1 |
29,0…29,2 |
27,3…27,4 |
–10,4…–22,6 |
1,4…16,3 |
–11,5…9,7 |
–8,2…–7,3 |
–1,1…–1,5 |
||
Срп |
|
|
|
||||||||||||||
Тл |
|
29…30 |
53…56 |
|
25,7…38,0 |
|
17,5…32,6 |
17,3…38,2 |
28,5…29,9 |
28,4…29,4 |
–30,9…11,5 |
–12,4…39,6 |
–31,8…40,5 |
–3,0…2,8 |
0,2…2,0 |
||
Бб |
|
30…31 |
52…59 |
|
28,8…37,8 |
|
21,3…32,4 |
22,5…38,0 |
29,2…29,9 |
29,7…30,2 |
–26,2…7,2 |
–8,1…31,3 |
–26,7…27,4 |
0,3…4,8 |
–0,6…3,2 |
||
Т-Фм |
|
31 |
53 |
|
33,5 |
|
|
27,2 |
30,9 |
|
29,7 |
31,2 |
–8,2 |
12,4 |
0,5 |
4,3 |
–0,6 |
Средние |
|
значения( |
|
относительные |
|
) |
|
|
|
|
|
14,6 |
14,8 |
15,4 |
3,9 |
1,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
57
.elib |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
.pstu |
58 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7 . 4 |
||
|
|
|
Результаты определения температуры насыщения нефти |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
парафином для дегазированной нефти |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
ru |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(Шершнёвское месторождение) |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
Лабораторные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отклонение от фактических значений ( %) |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
Объект раз- |
данные |
|
Результаты расчетов tнд (°С) по формулам |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
при расчетах по формулам |
|
|
|||||||||||||||
|
|
работки |
tн.д, °С |
tпл., °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
(3.44) |
|
|
(3.45) |
(3.46) |
(3.47) |
(3.48) |
(3.44) |
|
(3.45) |
(3.46) |
(3.47) |
(3.48) |
|
||
|
|
Тл |
30,4 |
57 |
|
34,2 |
|
|
28,0 |
32,0 |
30,7 |
30,4 |
–12,5 |
|
7,9 |
–5,3 |
–1,0 |
0,1 |
|
|||
|
|
Мл |
30,4 |
57,7 |
|
35,6 |
|
|
29,7 |
34,3 |
30,2 |
31,4 |
–17,0 |
|
2,4 |
–12,9 |
0,8 |
–3,1 |
|
|||
|
|
Бб |
30,4 |
55,9 |
|
37,0 |
|
|
31,4 |
36,7 |
30,5 |
31,1 |
–21,8 |
|
–3,4 |
–20,8 |
–0,3 |
–2,4 |
|
|||
|
|
|
Средние значения ( |
|
относительные) |
|
|
17,1 |
|
4,6 |
15,4 |
3,2 |
1,8 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7 . 5 |
||
|
|
|
|
|
|
|
Корреляционные коэффициенты А1 и А2 в (7.43) |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
Месторождение |
|
|
|
Объект |
|
|
|
|
Значения коэффициентов |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
разработки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А1 |
|
|
|
|
|
А2 |
|
|
||||
|
|
Уньвинское |
|
|
|
Бш-Срп |
|
|
|
2,3 |
|
|
|
|
|
6,4 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
Тл+Бб |
|
|
|
|
1,9 |
|
|
|
|
|
6,2 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Т-Фм |
|
|
|
|
1,9 |
|
|
|
|
|
5,0 |
|
|
||
|
|
Шершнёвское |
|
|
|
Тл+Мл+Бб |
|
|
|
1,3 |
|
|
|
|
|
7,3 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Построение кривой распределения температуры насыщения нефти парафином по (7.43) с учётом уравнений, записанных в разделах 7.2 и 7.3, для скв. 341 Сибирского месторождения показано на рис. 7.5.
7.4.2. Определение температуры насыщения нефти парафином для Ножовской группы нефтяных месторождений
Восемь нефтяных месторождений Ножовской группы включают более 70 объектов разработки в башкирских, тульских, бобриковских и турнейских отложениях. Лабораторные данные о температуре насыщения нефти парафином имеются по ограниченному количеству объектов. Вопросы оценки глубины интенсивной парафинизации скважин рассматриваются для объектов разработки в отложениях тульского горизонта, общее количество которых составляет 26. В табл. 7.5 приведена геологофизическая характеристика тульских объектов, по которым имеются лабораторные данные о tнд и tн.пл (температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях – при пластовом давлении и газонасыщенности пластовой нефти).
С учетом приведенных в табл. 7.6 лабораторных данных о tнд и tн.пл определены для тульских пластов значения корреляционных коэффициентов А1 и А2: А1 = 2,6; А2 = 6,3. При этих значениях коэффициентов и известных данных о tнд расчёты по определению tн.скв можно выполнить по формуле (7.43).
Для коэффициента δ в (7.47) получена зависимость, приведенная на рис. 3.5, для определения показателя Х в формуле (7.48) по фактическим данным построена номограмма (рис. 7.6).
Результаты расчёта температуры образования АСПО для дегазированной нефти по формулам (7.47) и (7.48) приведены в табл. 7.7.
59
elib.pstu.ru
pstu.elib |
60 |
ru. |
|
Таблица 7 . 6 .
Геолого-физическая характеристика тульских объектов разработки Ножовской группы месторождений
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
|
|
Вязкость |
|
|
Давление |
Газонасы- |
Темпера- |
Содержание в нефти, % масс. |
насыщения |
|||||
|
|
|
нефти парафи- |
||||||||||
|
|
|
насыще- |
щенность |
тура плав- |
|
|
|
|||||
Месторо- |
пластовой |
Отноше- |
|
|
|
ном, °С |
|||||||
ния нефти |
пластовой |
ления |
|
|
|
||||||||
ждение |
нефти, |
ние μ |
/μ |
газом, |
нефти, |
парафина |
|
|
|
|
|
||
|
мПа·с |
20 |
50 |
парафи- |
|
асфальте- |
пласт. |
|
|||||
|
|
|
МПа |
м3/м3 |
t |
пл |
, °С |
смол (С) |
дегаз. t |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
нов (П) |
|
нов (А) |
tн.пл |
нд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Бугровское |
19,3 |
1,64 |
9,7 |
11,1 |
|
54 |
3,43 |
18,84 |
4,41 |
14 |
17,5 |
||
|
|
||||||||||||
Западное |
15,3…27,9 |
1,86…2,14 |
7,4…9,2 |
10,1 |
55–57 |
1,67…3,18 |
18,18…19,25 |
4,3…5,32 |
15–16 |
19…19,5 |
|||
Змеевское |
20,8…22,0 |
1,62…1,88 |
9,0…9,8 |
11,2 |
53–58 |
2,82…5,01 |
18,01…19,04 |
4,09…6,09 |
13–15 |
17…19 |
|||
Первомай- |
22,7 |
2,23 |
7,1 |
8,9 |
|
57,4 |
2,56 |
18,15 |
5,41 |
15,5 |
19 |
||
ское |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|