Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 276
Скачиваний: 1
§ 5. РАСЧЕТНЫЕ |
МЕТОДЫ |
ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТИ |
С РАСТВОРЕННОЙ |
В НЕЙ |
ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА |
Растворимость двуокиси углерода в нефти
Растворимость двуокиси углерода в нефти зависит от физических свойств нефти и ее состава, от давления насыщения и температуры. На рис. III. 10 пред ставлена обобщенная корреляционная зависимость по растворимости двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором 11,7. Эта зависимость удовлетво рительно отражает результаты экспериментальных данных по растворимости двуокиси углерода в нефтях, как отечественных, так и зарубежных исследова телей. Пунктиром отмечены корреляционные зависимости, в основе которых очень мало экспериментальных данных, поэтому пользоваться ими рекомендуется для грубых оценок.
Для расчета растворимости двуокиси углерода в нефтях с характеристическим фактором, не равным 11,7, рекомендуется пользоваться обобщенными корреля ционными формулами, описывающими растворимость двуокиси углерода в нефтях в пределах погрешностей исходных экспериментальных данных:
0,893 |- 0,204 (Ф — 11,0) — Ft при 11,0 < Ф < 11,5,
Ыф = yvn>7 F 2 -F , |
при 11,5<Ф < 11,7 (III.98) |
F2-8,571-Ю-s (Ф - 11,7) (/-4 0 ) при 11,7<Ф<12,4,
Рис. Ц1.10. Растворимость двуокиси углерода в. нефти с характеристическим факто ром Ф = 11,7 в зависимости от давления насыщения и температуры
где |
|
|
|
Fx = 1,646. Ю"3 (11,7 - Ф) (/ - 40), |
(III.99) |
||
F2 = 0,995 + |
1,667 10-2 (Ф — 11.5), |
(III.100) |
|
I N (t) + N (p) при p > 4 МПа, |
|||
Nu,i = l 0,25 pN (t) при |
4 МПа, |
(III.101) |
|
|
|||
( 0,511 — 2,94-10-3/ при 40°C<<<76°C, |
|||
N(t) = |
|
|
(111.102) |
[ 0,404 — 1,54-10-3/ |
при 7 6 °C < /< 100° C, |
||
|
|
|
(III.103) |
Здесь УУф— молярная доля двуокиси углерода в нефти с характеристическим |
|||
фактором Ф; t — пластовая температура, |
°С; р — давление насыщения нефти |
||
двуокисью углерода, МПа. |
массовую |
растворимость двуокиси углерода |
|
П р и м ер |
1. Рассчитать |
в нефти при температуре 42 °С и давлении 7,5 МПа, если плотность нефти при
20 °С и атмосферном давлении равна 856 кг/м3, |
вязкость при тех же условиях |
|
10,7 мПа-с. |
|
|
Определяем молекулярную массу нефти |
|
|
М = |
200-0,856-10,70,11 = 222 кг/кмоль. |
|
Находим характеристический фактор нефти |
|
|
* - |
(Ш Г ( 2’72 + °'48 ■°’8“ - - Й г ) = |
1''6в- |
По формуле (III. 103) находим
N (р) = In (0,25-7,5) = 0,18. 3,49
По формуле (III. 102) находим
N (t) = 0,511 — 2,94-10_3-42 = 0,388.
По формуле (III. 101) находим ^ц,7 = 0,388 + 0,18 = 0,568.
Молярную долю двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором 11,7, т. е. Мц>7, в зависимости от температуры и давления насыщения нефти дву окисью углерода можно определять графически с помощью рис. ШЛО, откуда следует, что Мц>7 = 0,57, что совпадает с уже найденным значением.
По формуле’(П1.98) устанавливаем молярнуюдолюдвуокиси углерода в нефти при температуре 42 °С и давлении насыщения 7,5 МПа:
Ыф = 0,568 [0,995 + 1,667-10"? (11,68— 11,5) — 1,646-10"3 (11,7 —
— 11,68) (42 — 40)] = 0,567.
Как известно, массовуюдолю растворенного в нефти газа qr при известной его молярной доле Nr можно рассчитать по уравнению
1
где для нашего примера Мц = 222; Мг = 44; Nv = Nq>,
32
Следовательно, |
|
1 |
|
|
|
qг = |
222 |
100 = 20,6% . |
|
||
( J L |
|
||||
1+ |
') |
|
|
||
44 |
V 0,567 |
|
|
||
И з м е н е н и е |
о б ъ е м а неф ти при р а с т в о р е н и и |
в ней |
|||
д в у о к и с и |
у г л е р о д а . |
Эта величина |
характеризуется коэффициентом |
||
набухаемости |
нефти |
bs — отношением объема |
нефти, насыщенной |
двуокисью |
углерода при температуре t и давлении ps, к объему нефти без двуокиси углерода при атмосферном давлении и той же температуре. Графическая зависимость коэф фициента набухаемости нефти от молярной доли двуокиси углерода представлена на рис. III. 11. Молярный объем дегазированной нефти определяется как отноше ние молекулярной массы нефти к ее плотности.
П р и м е р 2. Для условий примера 1 рассчитать увеличение объема нефти при растворении в ней двуокиси углерода.
По определению |
|
|
|
Vt + LVs _ . |
ДУ, |
* - |
7} |
+ ~ |
где Vt — объем нефти, не содержащей С02 при температуре /; ЛГ5 — увеличение объема нефти при температуре t в результате насыщения ее двуокисью углерода.
Из примера 1 известно, что молярная доля С02 в нефти равна 0,57.
Найдем молярный объем дегазированной нефти при 20 °С и атмосферном давлении
.. |
Мн |
222 |
_ |
UH= — — = |
0,ООО |
= 259 дм3/кмоль. |
|
|
Рн |
|
Из рис. III. 11 следует, что коэффициент набухаемости нефти при молярном объеме 259 дм3/кмоль и молярной доли С02 в ней 0,57 равен 1,25. Следовательно, объем нефти Vt>если в ней растворяется двуокись углерода при 42 °С и давлении 7,5 МПа, возрастает на 25 %:
17,100 = (*s - 1) 100 = (1,25- 1) 100 = 25%.
И з м е н е н и е п л о т н о с т и в ней д в у о к и с и у г л е р о д а , набухаемости нефти, легко показать, что
Рн/ Рл М1-<7г) ’
неф ти |
при р а с т в о р е н и и |
Исходя из |
определения коэффициента |
|
(III.104) |
где р* — плотность газированной нефти, насыщенной двуокисью углерода при
температуре /; рн/ — плотность дегазированной нефти при температуре t и атмо сферном давлении; bs — коэффициент набухаемости нефти; qr — массовая доля
двуокиси углерода, растворенной в нефти.
П р и м е р 3. Найти плотность нефти с растворенной в ней двуокисью углерода, используя результаты примеров 1 и 2. Из примера \ qr = 0,206, из примера 2 bs = 1,25. Найдем
bs (1 — qr) = 1,25 (1 — 0,206) = 0,9925.
Следовательно, Р,*>Р„/. так как знаменатель правой части уравнения (III. 104) меньше единицы. С учетом того, что
Рн/ |
Рн |
0,856 |
= 0,8407 г/см3, |
1-f a (t — 20) |
14- 0,8249. Ю'3 (42 — 20) |
83
Коэффициент набухаемости нефти
массы нефти к се плотности, дм3/кмоль)
где а — коэффициент термического расширения нефти,
а = кг* (з 08з _ 2,638-0,856) = 0,8249-КГ3 1/°С,
то плотность газированной нефти, насыщенной двуокисью углерода при темпе ратуре /,
рГ« |
0,8407 |
= 0,847 г/см3. |
0,9925 |
Как показали экспериментальные исследования, плотности пластовой нефти месторождений (Туймазинского, Арланского, Шкаповского и Узеньского) также увеличиваются с увеличением концентрации СО., в ней:
Рнг = Рнг
где р*г — плотность пластовой нефти с растворенной в ней двуокисью углерода
при пластовой температуре, кг/м3; р„г — плотность |
пластовой |
нефти, |
кг/м3; |
qr — массовая доля двуокиси углерода в нефти, %. |
плотности |
нефти |
место |
Экспериментальные исследования по зависимости |
рождения Павлова Гора от количества растворенной в ней двуокиси углерода представляют качественно иную картину: плотность нефти в зависимости от растворения в ней двуокиси углерода уменьшается. Таким образом, при растворе нии в нефти двуокиси углерода отмечается изменение ее плотности качественно различного характера, т. е. как увеличение, так и уменьшение ее.
З а в и с и м о с т ь в я з к о с т и неф ти от к о н ц е н т р а ц и и д в у о к и с и у г л е р о д а в ней. Характер влияния растворения двуокиси углерода в нефти на ее вязкость такой же, как при растворении углеводородных газов. Вязкость нефти, насыщенной двуокисью углерода,
V = А (д) и? <«>, |
(Ш. 105) |
где \i*— вязкость нефти с растворенной двуокисью углерода, мПа-с; р,/ — безразмерная вязкость, численно равная вязкости нефти в мПа-с при температуре процесса, в которой растворяется двуокись углерода; A (q), 6 (q) — эмпирические коэффициенты;
, . ч |
0,22 |
|
(III.106) |
|
W |
0,22 -f (g*)2 ’ |
|||
|
||||
b(q) = |
0,362 |
0,295 |
(111.107) |
|
0,28 + q* |
Здесь q* —- массовая доля двуокиси углерода в нефти.
Корреляционная зависимость (III. 105) получена по данным эксперименталь ных исследований влияния двуокиси углерода на вязкость пластовых нефтей Туймазинского, Узеньского, Шкаповского и Арланского месторождений. Полу ченная корреляция для пластовых нефтей при насыщении их двуокисью углерода показывает принципиальную возможность обобщения экспериментальных данных в виде уравнения (III. 105). Однако при вытеснении нефти оторочками двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения основная масса двуокиси углерода воздействует на нефть, лишенную легких углеводородных компонентов (пласто вого газа). Поэтому представляет значительно больший интерес влияние растворе ния двуокиси углерода на вязкость дегазированных нефтей.
85
Давление насыщенной нефти СО^, МПа
Рис. III. 12. Обобщенная корре 282 ляция по зависимости вязкости нефтей от давления насыщения
их двуокисью углерода
Рис. II1.13. Номограмма для оп ределения критических давлений смесей двуокиси углерода с неф тями
На рис. III. 12 приведены обобщенные корреляционные зависимости вязкости нефтей, насыщенных двуокисью углерода, от вязкости исходной нефти и давления насыщения ее двуокисью углерода. Сопоставление расчетных (найденных по рис. III. 12) и экспериментальных значений вязкости нефти, насыщенной дву окисью углерода при пластовой температуре, показано в табл. II 1.3.
Н е о г р а н и ч е н н о е с м е ш и в а н и е д в у о к и с и у г л е р о д а с н еф тью . В диапазоне температур 40—100°С по номограмме (рис. III.13) можно определить давление смешивания двуокиси углерода с нефтью. При задан ной пластовой температуре, принимая в качестве характеристики нефти в первом приближении молекулярную массу дегазированной нефти, по номограмме можно найти максимальное давление смешивания нефти с двуокисью углерода. Если давление в системе больше определенного по номограмме или равно ему, то между нефтью и оторочкой двуокиси углерода, вытесняющей нефть, граница раздела отсутствует.
86
Если давление соответственно меньше, то требуются дополнительные исследо вания условий массопереноса углеводородных компонентов для решения вопроса о возможности возникновения неограниченного смешивания двуокиси углерода с формирующимся на фронте вытеснения валом облегченной нефти.
ТАБЛИЦА III.3
СОПОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛ ЬН ЫХ ЗНАЧЕНИЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ, НАСЫЩЕННОЙ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА ПРИ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ, ОТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
t, °с |
мПа.с |
Гнас* МГ1а |
* |
* |
Погреш |
цэ, мПа -с |
М-р , мПа-с |
ность, |
|||
|
|
|
|
|
% |
48,9 |
4,4 |
2,84 |
2,0 |
2,05 |
—2 |
|
|
6,27 |
1,13 |
1,10 |
+3 |
71,1 |
2,65 |
8,86 |
0,66 |
0,77 |
—16 |
3,41 |
1,38 |
1,25 |
+9 |
||
48,9 |
74 |
6,96 |
0,82 |
0,72 |
+ 12 |
6,87 |
8,50 |
8,50 |
0 |
||
121,1 |
5,0 |
10,31 |
5,40 |
5,90 |
—9 |
3,79 |
1,80 |
1,85 |
—3 |
||
|
|
7,75 |
1,18 |
1,04 |
+ 12 |
48,9 |
105 |
9,65 |
1,03 |
0,81 |
+21 |
7,69 |
8,60 |
8,9 |
—3 |
||
Средняя погрешность |
|
|
|
8% |
|
26,7 |
4 |
5,51 |
0,85 |
1.11 |
—31 |
|
31 |
4,14 |
1,20 |
1,45 |
—21 |
|
5,17 |
4,0 |
5,4 |
—35 |
|
|
|
3,9 |
5,8 |
7,1 |
—22 |
|
|
2,69 |
8,7 |
9,8 |
-13 |
|
|
1,38 |
15,0 |
17,7 |
—18 |
Средняя погрешность |
|
|
|
23 % |
|
23,9 |
2,86 |
5,5 |
1.4 |
0,92 |
+34 |
93,3 |
9 |
1,85 |
6,0 |
5,1 |
+ 15 |
51,7 |
85 |
7,0 |
8,5 |
9,0 |
—6 |
51,5 |
2,2 |
8,98 |
0,5 |
0.48 |
+4 |
Итого средняя |
погрешность |
|
|
14 % |