Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

«» (Т’пл) = 1,8- КГ* + 0,18-1<Г⁴(313 - 293)⁰-⁶⁷⁴⁶ = 3,16- 1(Г ⁴ 1/градус;

ДЬ(7пл) =3,1610^-4 (313 — 29?) = 6,32 10-³;

АЬ (Г_и) = [1,8829 + 0,0102 (313 - 273)] 9,2.0,5145- 1Q-⁴ = 1,08-10-³.


23



б- Коэффициент сжимаемости пресной воды р_в (Т) при Т_п„ (1.57) и соответственно А6 (р) (1.56)

Рв (Т_пл) = 4,7 -10—⁴ Ч- (313 — 293) 13,125 • 10“⁴ (313 — 293) —

— 2,5-10-²) 10-⁴ = 4,32-10-¹ 1/МПа;

ЛЦ/>_нас) = — 4,32-10-*-9,2 = — 3,97-Ю-³.

^в- Объемный коэффициент пластовой воды при р_нас и Т_пл окон­чательно будет

^йв = 1 + 6,32- Ю-з + 1,08. Ю-з - 3,97- К)-³ = 1,0034.

4. 
   Объемный коэффициент пластовой воды 6_впл при р_пл и Т_пл (1.58), предварительно определив газонасыщенность пластовой воды Г_в (1.61) и коэффициент сжимаемости газонасыщенной воды В_вг (1.59) при Т_ПЛ,
   

Г в = 0,15-9,1 -0,5145 = 0,71 м³/м³;

Рвг = 4,32- 10^-4 (1 +0,05-0,71) = 4,47-КМ 1/МПа;

*в п_Л = 1,0034(1 —4,47-10-⁴ (17,5 — 9,2)] =0,9997.

5. 
   Плотность пластовой воды р_ВШ1при р_пл и Т_пл (1.62), пред­варительно определив плотность при стандартных условиях на основании условий (1.63),
   

так как 12 < е 5^:20, р_{в ст} = 1010,5 + 6,08-13 = 1089,5 кг/м³.

Рв пл = 1089,5/0,9997 = 1089,9 кг/м³.

6. 
   Вязкость пластовой воды р_в (1.64)
   

Р_в = [1,4 +3,8-Ю-³ (1089,5- 1000)]/Ю⁰'^{0065 (313} “ ²⁷³⁾ = 0,96 мПа • с.

РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВОДОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ

Нефть и вода, движущиеся в скважинах, вследствие гидроди­намических возмущений потока (переход ламинарного течения к турбулентному, деформация и разрыв поверхности раздела фаз, флуктуация плотности и др.), образуют дисперсную систему раз­личной структурной формы. Область существования дисперсной системы определяется давлением, которое должно быть выше дав­ления насыщения жидкости газом, т. е. р > р_иа *■ Наиболее важ­ными физическими свойствами водонефтяной смеси, необходимость определения которых возникает при решении технологических задач добычи нефти, являются плотность и кажущаяся вязкость. Для расчета указанных физических параметров ** при соответст­


* При р < р_иас поток переходит из двухфазного в трехфазный (водо­нефтегазовый), физические свойства которого могут быть определены по ме­тодике, изложенной в [24]. Для ориентировочной оценки физических свойств такого потока можно воду и нефть принять за одну жидкую фазу с физиче­скими характеристиками, определяемыми аналогично характеристикам во­донефтяного потока.


** В основу излагаемой методики расчета физических свойств водонеф­тяных смесей положены расчетные зависимости, полученные П. Д. Ляпко- вым [24].


24





вующих термодинамических условиях потока, его расходных ха­рактеристиках, структурных особенностях и типа смеси предва­рительно определяет следующие факторы.

1. 
   Объемная расходная доля воды в смеси р_вст при стандарт­ных условиях:
   

при известных объемных дебитах скважины по жидкости и воде

Рв ст = Ов ст/Рж ст! (1.66)

при известной массовой расходной доле воды в смеси п_ъ

Рв СТ ⁼ П_в/[п_в -\- (1 П_в) *р_в ст/Рнд], (1-67)

где Q_B ст, Q* ст — соответственно дебит воды и жидкости при стан­дартных условиях, м³/с; р_{в ст}, р_нд — соответственно плотность воды и нефти при стандартных условиях, кг/м³.

2. 
   Объемные расходы нефти и воды при заданных р и Т
   

Он = Ож СТ^Н (1 Рв ст)- (1.68)

Qb ⁼ Рж ст^в* Рв ст» (1.69).

где Ь„— объемный коэффициент нефти, определяемый по (1.31); Ь_в — объемный коэффициент воды при р и Т, определяемый по

52. 
    ; приближенно можно принять Ь_в & 1.
    

3. 
   Объемная расходная доля воды в смеси при р и Т
   

Рв ⁼ Qb/(Qb “Ь Он) ⁼ Рв ст/[Рв СТ “Ь (1 Рв ст) ^н]- (1-70)

4. 
   Скорость потока водонефтяной смеси в рассматриваемом се­чении канала
   

w_CM = (Он + Qb)/F, м/с, (1.71)


где F — площадь сечения канала.

5. 
   Структура потока. Для водонефтяной дисперсной системы характерны две основные структурные формы [24], область су­ществования каждой из которых оценивается по критической ско­рости смеси:
   

шснкр = 0,487-VgD^, ^м/с- О-⁷²)

где D_r = 4F/P — гидравлический диаметр канала,* м; Р — смо­ченный периметр поперечного сечения канала.

При щ_См<^смкр водонефтяной поток имеет капельную струк­туру: диспергированная фаза в виде отдельных капель диаметром 0,5—2 см распределена во внешней, непрерывной фазе.

При ШсмЖ'смкр поток имеет эмульсионную структуру, дис­пергированная фаза представлена сферическими капельками диа­метром 10^-5—10^_3 см. Дисперсную систему такой структуры на­зывают эмульсией**.


* Для вертикальной круглой трубы гидравлический диаметр равен геометрическому диаметру (D_r = D_r).


** Эмульсия — микрогетерогенная дисперсная система, состоящая из двух жидкостей, одна из которых образует изолированные капельки.


25



Капельная структура. Физические свойства водо­нефтяной смеси рассчитываются после предварительного определе­ния типа водонефтяной смеси. В зависимости от расходной объем­ной доли воды смесь может быть двух типов:

если р_в < 0,5, то смесь будет типа вода (дискретная, внутрен­няя фаза) в нефти (непрерывная, внешняя фаза) (В/Н);

если р_в>0,5, то смесь будет типа нефть (дискретная, внутренняя фаза) в воде (непрерывная, внешняя фаза) (Н/В).

а. Поверхностное натяжение нефти на границе с водой

0_Нв