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

Вязкость нефти

О ц е н к а в я з к о с т и при о т с у т с т в и и э к с п е р и м е н ­ т а л ь н ы х д ан н ы х . Если нет экспериментальных данных, вязкость нефти при 20 °С и атмосферном давлении (в мПа-с) можно оценить по ее относительной плотности

Формулы (II 1.64) проверены по 73 нефтяным месторождениям Куйбышевской области, Удмуртской АССР, Оренбургской области, Татарской АССР, Мангы­ шлака и Сибири. Средняя погрешность расчета вязкости нефти составляет 15 % в диапазоне изменения ее в пределах 1,7—188 мПа-с. Для нефтей Сахалина расчет по формулам (II 1.64) дает завышенные результаты и они не могут быть исполь­

где р / — вязкость нефти при температуре /, мПа-с; р/0— известное значение вязкости нефти при температуре t0, мПа-с; t—температура, при которой нужно определить вязкость нефти, °С; а, с — постоянные коэффициенты, значения кото­ рых зависят от вязкости нефти и принимаются в соответствии с условиями (III.66)—(III.68).

Определяют вязкость р* по формуле (II 1.65) с коэффициентами, соответствую­ щими вязкости р/„. Если вновь полученное значение при температуре t не вышло из диапазона изменения вязкости, соответствующей выбранным коэффициентам а и суто расчет на этом заканчивается.

Если рассчитанная вязкость р/ не удовлетворяет условиям, которым удовлет­ воряет вязкость р/„, то поступают следующим образом.

По формулам (II 1.69), (II 1.70) или (II 1.71) определяют температуру, при которой вязкость нефти становится равной граничному значению вязкости условий (III.66), (III.67) или (III.68):

76

Где /ц= юсо — температура, при которой вязкость нефти становится равной 1Па • с,

Формула (III.65) проверена по 100 различным типам нефтей Советского Союза в диапазоне изменения температуры от 10 до 50 °С. Средняя погрешность расчетов составила 7,5 %. В этом случае вязкость нефтей при 20 °С и атмосферном давлении колебалась в пределах 1,81—286 мПа-с.

П р и м е р 1. Рассчитать вязкость нефти при атмосферном давлении и температуре 150 °С. При атмосферном давлении и температуре 20 °С вязкость нефти

Н160 = о, 1(10-2000)^+2.52 • 10- Осо-20) 1« (10 • 2С00)]- = 6Л мПа ,с.

Вчисловом примере формула (II 1.65) решена предварительно относительно |i/:

1, Л' + а (‘- 'о ) 12(с'11о)Г

—(Ф/оГ

Так как вязкость изменилась от диапазона вязкостей условий (II 1.66) до диапазона (111.68), то ее определяем поформуле (III.73) с учетом (III.71) и (III.69)*

(150 =0.01 (100.17,6)11+ 1+ . 10-450-20) lg(10D. 17,6,]-« =7)02 мПа.с.

Расчет повторяем по формуле (II 1.74) с учетом (II 1.70):

/ „ „ 0 = 20 ,. 231 [ | - т - п ! т П Г ] _ 3 7 15°С.

ы = I 4- 3.04* КГ3 (50 — 37.5) ~ 3 ~ °'8536* Рво = 7,14 мПа с.

77

Экспериментальное значение вязкости нефти Нрй Температуре 506С равно

И с п о л ь з о в а н и е д в у х э к с п е р и м е н т а л ь н ы х з н а ч е н и й . Кинематический коэффициент вязкости нефти при какой-либо температуре и атмосферном давлении можно определить по известному уравнению Вальтера

температуре 20 °С ее вязкость равна 5,14 мм2/с, а при температуре 50 °С соответ­ ственно 2,87 мм2/с.

Подставив исходные данные в уравнение Вальтера, получим систему урав­

вязкость нефти при температуре 30 °С и сравнить ее с экспериментальным значе­ нием 4,28 мм2/с.

Подставляем исходные данные в уравнение (II 1.80)

lg lg (v + 0,8) = 7,867 — 3,234 lg (30 + 273) = —0,1580, lg (v + 0,8) = 0,695,

Погрешность расчета составляет 2,8 %.

Значительно более проще формула температурной зависимости вязкости нефти, учитывающая два значения вязкости (при 20 °С и 50 °С):

где |i2u, |х5.,, \it — абсолютная вязкость дегазированной нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50 и t°С, соответственно, мПа-с.

Формула (II 1.81) проверена по 109 температурным зависимостям вязкости нефтей месторождений Советского Союза. Средняя погрешность расчетов вязкости

78

нефти и вязкости дегазированной при той же пластовой температуре можно определить по формуле Чыо и Коннели

где — вязкость газонасыщенной нефти при пластовой температуре и давлении насыщения, мПа-с; \it — вязкость дегазированной нефти при пластовой темпе­ ратуре и атмосферном давлении, мПа-с; А, В — графические функции газосодержания нефти, представленные Чыо и Коннели, которые апроксимированы следую­ щими уравнениями:

температуре и давлении насыщения, к объему дегазированной нефти, в которой был растворен газ. Объемы газа и нефти в м3/м3 приведены к атмосферному давле­ нию и температуре 15°С.

Р а с ч е т в я з к о с т и п л а с т о в ы х н еф тей . Вязкость газонасы­ щенных нефтей значительно реагирует на изменение давления. Влияние пережа­ тия, т. е. превышения давления над давлением насыщения, можно определить по формулам, полученным из графических зависимостей Била.

1*пл = Ц5 + 6(Рпл-Р5)> (III.90)

где [Хпл — вязкость нефти с растворенным в ней газом при пластовых давлении и температуре, мПа-с; \i$ — вязкость газонасыщенной нефти при пластовой темпе­ ратуре и давлении насыщения, мПа-с; рил — пластовое давление, МПа (рпл > > ps); ps — давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа.

Коэффициент 6 аппроксимирован следующими уравнениями:

Согласно рекомендациям Амикса и др. [3], средняя погрешность графической корреляции Била, с учетом которой получены уравнения (III.90)—(III.96), менее 3 %.

Таким образом, для определения вязкости пластовой нефти при известных значениях: вязкости дегазированной нефти при атмосферном давлении и темпе­ ратуре 20 °С, газосодержания нефти, давления насыщения нефти газом, пластовых давлении и температуры необходимо провести расчеты в следующей последова­ тельности.

79

1. По методике, описанной в разделе «Расчет вязкости при какой-либо температуре, если ее значение известно при другой температуре», определить вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре по формуле (II 1.65).

2. По методике, описанной в разделе «Вязкость газонасыщенных нефтей при давлении насыщения и пластовой температуре», определить вязкость газонасы­ щенной нефти по формуле (II 1.82).

127,4 м3/т (объем газа приведен к 0 °С), давление насыщения нефти газом 9,60 МПа, пластовое давление 30,0 МПа, плотность дегазированной нефти при 20 °С и атмо­ сферном давлении 0,8161 г/см3.

Определяем газосодержание на единицу объема нефти (объем газа приводим

нефти при давлении насыщения и пластовой температуре = 0,4398■ 1,840,6539 = 0,655 мПа-с.

По формуле (III.90) с учетом (III.91) находим вязкость пластовой нефти

^пл= 0,655 + 0,0114-0,655 (30 — 9,6) = 0,81 мПа-с.

Экспериментальное значение вязкости нефти в пластовых условиях состав­ ляет 0,82 мПа-с (погрешность равна 1,5 %).

Методика расчета вязкости пластовой нефти проверена по 66 нефтяным месторождениям Куйбышевской, Оренбургской и Ульяновской областей, Удмурт­ ской АССР и Западной Сибири в диапазоне изменения параметров:

и —16,9 %.

80