Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Рис. 111.9. Влияние растворенного газа на вязкость нефти

Вязкость дегазированной нефти |1Ж(рст» Т) при заданной Т можно опре­ делить, если известны ее значения при двух других температурах: \1г= |хж (рСт, 7\) и \i2 = И-ж (РстГ2).

71

§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ ПО КОРРЕЛЯЦИОННЫМ ЗАВИСИМОСТЯМ

Характеристические параметры нефти

О т н о с и т е л ь н а я п л о т н о с т ь н еф ти р^° отношение плотности

нефти при 20 °С и атмосферном давлении к плотности воды при 4 °С и атмосферном давлении. Ее значение численно совпадает со значением плотности нефти при 20 °С и атмосферном давлении (в г/см3).

В интервале температур 0—50 °С относительная плотность нефти при 20 °С

где Мн — молекулярная масса нефти.

В более широком интервале температур (20—120°С) относительная плотность нефти

/кипi — температура кипения чистого компонента при атмосферном давлении, °С; хI — молярная доля /-го компонента; г* — объемная доля /-го компонента.

72

Для нефти рассчитать среднемолярную температуру кипения/ср# м и среднюю кубическую точку кипения /ср.к довольно сложно, поэтому характеристический фактор нефти может быть определен по формуле

к числу молей нефти. Точность экспериментального определения молекулярной массы нефти характеризуется максимальной погрешностью 3 %.

где |ЛН— вязкость дегазированной нефти при температуре 20 °С и атмосферном

+ 11,6 % и —9,5 %, средняя погрешность — 2,9 %.

Молекулярную массу нефти можно оценить и по значению ее плотности по

Формулы (111.50) и (II 1.51) проверены по 105 нефтяным месторождениям Советского Союза, при этом средняя погрешность не превышала 10%.

Молекулярную массу легкой нефти можно определить по формуле Воинова практически с погрешностью, равной погрешности при ее экспериментальном определении:

Мн = (7Ф — 21,5) + (0,76 — 0,04Ф) /ср.м + (0.0003Ф - 0,00245) t\? м (I11.52)

Плотность нефти

Плотность нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях

где b — объемный коэффициент пластовой нефти (отношение объема нефти с рас­ творенным в ней газом в пластовых условиях к.объему той же нефти без газа при атмосферном давлении и температуре 20 °С); ри — плотность дегазированной нефти при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м3; рг — плотность растворенного в нефти газа при 20 °С и атмосферном давлении, кг/м3; Г — газосодержание нефти (отно­ шение объема газа, растворенного в нефти при пластовой температуре и давлении насыщения, к объему дегазированной нефти, в которой был растворен газ). Объемы газа и нефти приведены к атмосферному давлению и температуре 20 °С.

73

где X — безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти в результате растворения в ней газа к газосодержанию нефти, определяемый по эмпирической формуле

Х= КГ3 [4,30 4- 0,858;рг + 5,2-10~3 (l - 1,5010~3Г) Г — 3,54pJ®];

ан рассчитывается по формуле (III.43); ftH— коэффициент сжимаемости нефти,

принимается равным 6,5-10“4 i ^пл> Рпл — пластовые температура в °С и

давление в МПа.

Сравнение расчетных и экспериментальных данных объемных коэффициентов и плотностей пластовой нефти по месторождениям, расположенным на территории Коми АССР, Удмуртии, Башкирии, Татарии, Ставропольского края, Западной Сибири, Куйбышевской, Оренбургской, Ульяновской, Саратовской, Волгоград­ ской областей, Казахстана, Украины и Белоруссии, показало, что среднее откло­ нение расчетной плотности пластовой нефти от экспериментальной составляет

Теплоемкость нефти

где Ср — изобарная теплоемкость нефти, кДж/кг-К. Формула (III.55) описывает экспериментальные данные со средней погрешностью 5 %.

Для расчета средней теплоемкости нефти в интервале температур tx — t2

Формула (II 1.56) справедлива до температур 260 °С (в отдельных случаях до 380 °С).

В более широком диапазоне температур среднюю теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле Уотсона и Нельсона

Ср = (0,55Ф + 0,35) [2,95319 — 1,32167р20 4- 1 (0,00613 - 0,00229р2н°)]. (I11.57)

Проверка модификации уравнения (II 1.57) при изменении температур от —15°С до +500 °С показала, что средняя теплоемкость нефтей рассчитывается с погрешностью 4 %. Однако при давлениях выше 1,5 МПа расчетные данные

74

где Сд, Сж — изобарные теплоемкости паров и нефти, равновесно сосуществующих при одной и той же температуре, кДж/кг- К.

Теплоемкость паров слабо зависит от давления, но при повышенных его значениях она выше, чем при атмосферном давлении.

Теплопроводность нефти

Коэффициент теплопроводности нефти при атмосферном давлении в интервале температур 20—200 °С рассчитывается по формуле

Я/ = (0,1233 f 0,03510“3/i) [1 — (0,00491 — 0,00447р20) (/ — 30)], (II 1.59)

где %t — теплопроводность нефти при заданной температуре и атмосферном давлении, Вт/(м-°С); п — массовая доля твердых парафинов в нефти, %.

Молекулярная масса пластовой нефти

При известном составе растворенного в нефти газа и известном газосодержа-

где Мг — молекулярная масса растворенного в нефти газа.

Если неизвестен состав растворенного в нефти газа, то молекулярная масса пластовой нефти

i + г - ^

(III.61)

+ Рн 24,06

так как молекулярная масса газа при температуре 20 °С и атмосферном давлении Мг = 24,06рг. (III.62)

При известных плотности и вязкости пластовой нефти молекулярную массу пластовой нефти рассчитывают по следующим корреляционным формулам:

где \1цг — вязкость нефти с растворенным в ней газом при пластовых условиях, мПа-с.

Формулы (II 1.63) проверены по 77 нефтяным месторождениям Советского Союза в следующих диапазонах изменения параметров:

Средняя погрешность расчета молекулярной массы пластовой нефти по уравнению (III.60) составляет 2,5%, по формуле (III.63) — 5,3%.

75