авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Методология прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений

-- [ Страница 3 ] --

Максимальное расхождение между экспериментальными и расчетными значениями составляет не более 3-5%.

Определив параметры теплофизических свойств каждого слагаемого пластовой жидкости по определенным правилам, можно аналитически рассчитать теплофизические свойства смеси - пластовой жидкости. Параметры теплофизических свойств любой смеси определяются теплофизическими свойствами и долями составляющих веществ.

В третьей главе предложена модель прогнозирования теплофизических свойств пластовой и промысловой нефти, нефтегазовой смеси, водонефтяной эмульсии и скважинной продукции в целом на основании информации о параметрах отдельных составляющих пластовых жидкостей.

Пластовая нефть (НП), которая является многокомпонентным соединением и молекулярным раствором, может быть представлена двумя условными или приведенными компонентами – разгазированной нефтью и растворенным газом. Строго говоря, использовать правила аддитивности для определения параметров теплофизических свойств пластовой нефти как смеси этих двух условных компонентов, нельзя.

Но, используя понятие «кажущейся» плотности растворенного газа в нефти и принимая пластовую нефть как смесь с неравноправными составляющими: основа – разгазированная нефть, а включения – растворенный газ (Г), можно определить ее теплофизические свойства аналитически. В этом случае для определения долей двух условных компонентов пластовой нефти и ее удельной изобарной теплоемкости можно, с допустимой степенью точности для теплотехнических расчетов, использовать правило аддитивности.

В диссертации для пластовой нефти Приразломного месторождения при термобарических условиях залегания: температура и давление приведен расчет плотности, удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности. Расчетные значения плотности пластовой нефти при газовом факторе отличаются от опытного значения менее чем на .

Так как в пластовых условиях значения удельной теплоемкости растворенного газа практически на больше, чем у разгазированной нефти, то, соответственно, удельная теплоемкость пластовой нефти больше, чем у разгазированной.

Теплопроводность разгазированной нефти больше, чем у растворенного газа примерно на . Расчет теплопроводности пластовой нефти, независимо от модели смеси, дает практически один и тот же результат, значения которого меньше величины разгазированной нефти.

При уменьшении давления до давления насыщения и дальнейшего его снижения в пласте и скважине будет находиться двухфазная система, которую можно представить как смесь двух условных компонентов – нефть с растворенным в ней газом (промысловая нефть) и выделившийся газ. Эта нефтегазовая смесь (НГС) рассматривается как система с неравноправными составляющими. Основа – промысловая нефть (НПр), включения – выделившийся газ (Г).

Доли составляющих нефтегазовой смеси определяются на основании кривой разгазирования.

Плотность и удельная теплоемкость смеси рассчитываются по правилу аддитивности, коэффициент теплопроводности - по формуле Г.Н. Дульнева для неравноправных составляющих

, (17)

где объемная доля выделившегося газа в нефтегазовой смеси.

Динамика изменения значений удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности безводной продукции и ее составляющих для условий Приразломного месторождения при фонтанном способе добычи по глубине скважины приведена на рис. 4 и рис. 5.

На графиках показано, что при подъеме нефти до отметки примерно 1750 м и снижении давления до давления насыщения , происходит разделение кривых удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности. Здесь из жидкой фазы промысловой нефти выделяется растворенный газ.

Значения удельных теплоемкостей разгазированной, промысловой нефти и нефтегазовой смеси практически равны, максимальное расхождение между ними не более , и наблюдается незначительное их уменьшение от забоя до устья скважины.

Рис. 4. Изменение удельной теплоемкости безводной продукции

по глубине скважины при фонтанном способе добычи

Рис. 5. Изменение коэффициента теплопроводности безводной продукции

по глубине скважины при фонтанном способе добычи

Коэффициент теплопроводности нефтегазовой смеси, с момента начала разгазирования нефти, примерно на 10 % меньше значений разгазированной нефти. При дальнейшем подъеме НГС по стволу скважины различие в значениях коэффициентов теплопроводности нефтегазовой смеси и разгазированной нефти достигает 70 % на устье.

Динамика изменения теплофизических свойств нефтегазовой смеси при снижении давления на забое скважины до давления насыщения и использовании для подъема безводной продукции погружной установки УЭЦН представлена на рис. 6 и рис.7.

Рис. 6. Изменение удельной теплоемкости безводной продукции

по глубине скважины при механизированном способе добычи

Как видно из графиков, в отличие от удельной теплоемкости, значения коэффициентов теплопроводности промысловой и разгазированной нефти существенно отличаются от нефтегазовой смеси.

Это различие наиболее заметно при термобарических параметрах, соответствующих условиям на уровне входа потока в насос ( 750 м) и на устье скважины.

Рис. 7. Изменение коэффициента теплопроводности безводной продукции

по глубине скважины при механизированном способе добычи

Графики, приведенные на рис. 4 – 7, свидетельствуют о том, что недопустимо при расчете температурного режима скважины делать допущение о неизменности значений теплофизических свойств добываемой нефти.

Водонефтяная эмульсия - жидкая составляющая пластовой жидкости и скважинной продукции. В зависимости от термобарических условий обратная водонефтяная эмульсия может представлять собой смесь пластовой воды с промысловой или разгазированной нефтью. Так как нефть является дисперсионной средой, а вода – дисперсной фазой, то с точки зрения теплопроводности, водонефтяную эмульсию следует рассматривать как смесь с неравноправными составляющими.

Плотность и удельная теплоемкость водонефтяной эмульсии рассчитываются по правилу аддитивности, зная параметры нефти, воды и обводненность скважинной продукции. Коэффициент теплопроводности эмульсии рассчитывается по формуле Г.Н. Дульнева для неравноправных составляющих (17).

Теплофизические свойства водонефтяной эмульсии зависят, в основном, от обводненности, вследствие того что теплопроводность воды в 5, а удельная теплоемкость в 2 раза, больше, чем у нефти.

Показано, что данных типового исследования нефти достаточно, чтобы прогнозировать значения удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности водонефтяной эмульсии с погрешностью менее . Проверка расчетных соотношений проводилась по эмульсиям 8 нефтяных месторождений при изменении температуры и давления в пределах , .

Пластовая жидкость или скважинная продукция может быть смоделирована как смесь, состоящая из условных компонентов: пластовой или промысловой нефти, нефтегазовой смеси, водонефтяной эмульсии. Тогда для модели пластовой жидкости как смеси с неравноправными составляющими рассчитываются теплофизические свойства.

Динамика изменения значений удельной теплоемкости и коэффициента теплопроводности пластовой жидкости подобна (рис. 4 - 7) динамике изменения свойств нефтегазовой смеси, отличие будет лишь в численных значениях параметров теплофизических свойств.

Следует отметить, что значения коэффициента теплопроводности пластовой жидкости при подъеме от забоя до устья скважины могут уменьшиться более чем в три раза. При использовании погружных центробежных электронасосов наблюдается скачок изменения значений коэффициента теплопроводности пластовой жидкости при ее подъеме, связанный с процессами разгазирования нефти и растворения газа.

Алгоритм расчета параметров теплофизических свойств пластовой жидкости представлен на рис. 8. В качестве исходных данных используются только результаты типового исследования продукции скважин, а также соответствующие термобарические условия.

 Алгоритм расчета теплофизических свойств пластовой жидкости Четвертая глава-107

Рис. 8. Алгоритм расчета теплофизических свойств пластовой жидкости

Четвертая глава посвящена исследованию теплофизических свойств скелета осадочных горных пород.

Наиболее сложным объектом изучения теплофизических свойств в нефтегазовом деле является горная порода, в порах которой находится пластовая жидкость.

Теплофизические свойства горных пород изучаются давно. К настоящему времени накоплен и обобщен большой экспериментальный материал для конкретных пород отдельных месторождений, исследовано влияние различных параметров (плотность, пористость, температура, давление и насыщенность пор флюидами) на значения теплофизических свойств конкретных образцов пород.

Экспериментальное определение параметров теплофизических свойств практически всегда проводится на кернах пород, добытых из скважин. При этом данные экспериментов достоверны лишь для конкретных пород и условий и должны использоваться в качестве эталонных.

Состав пород, образующих коллектор, кровлю и подошву пластов, пористость породы и состав пластовых жидкостей изменяются в широком диапазоне.

Так как теплофизические свойства пород зависят от свойств минералов, их объемного содержания, пористости и степени насыщенности пластовыми флюидами и т.п., наблюдается значительное различие в экспериментальных данных по параметрам теплофизических свойств пород близкой литологии.

Диапазоны изменения параметров физических свойств осадочных пород, представленные в диссертации, показывают, что применение усредненных значений параметров может привести к ошибке в 2 раза и более.

Горную породу можно представить в виде системы из двух составляющих частей. Первая и основная, рассматриваемая как единое целое, твердый каркас (скелет) горной породы, вторая – пластовая жидкость. В свою же очередь скелет породы представляет собой многокомпонентную смесь минералов и обломков пород.

Исследование свойств минералов позволяет прогнозировать параметры теплофизических свойств скелета породы, а далее, при известном составе пластовой жидкости, и теплофизические свойства породы при различных термобарических условиях.

Проведен анализ и обобщение данных по температурным зависимостям теплофизических свойств 26 основных породообразующих минералов осадочных пород.

Значения плотности и удельной теплоемкости полиминерального скелета породы можно определить исходя из правила аддитивности. Для определения наиболее точного соотношения для расчета коэффициента теплопроводности полиминерального скелета проведена обработка экспериментальных данных по теплопроводности 83 образцов водонасыщенных песчаников с учетом объемной доли каждого из 12 минералов, составляющих скелет.

Анализ результатов обработки показал, что расчет коэффициента теплопроводности скелета следует проводить по самосогласованному методу Дульнева Г.Н., в котором предполагается, что минералы взаимно проникают друг в друга и рассматриваются как равноправные составляющие. Средняя ошибка расчета коэффициента теплопроводности песчаников при этом составила менее 9 %.

Но такой вариант, когда известны объемные доли большинства минералов породы с точностью до процента, практически не встречается в нефтепромысловом деле. Поэтому впервые предложено оценивать параметры теплофизических свойств полиминерального скелета осадочных пород на основании классификации пород и литологических треугольников.

В качестве примера приводится прогноз теплофизических свойств скелета карбонатных смешанных пород (табл. 4) на основании классификации карбонатных пород. В табл. 4 средние значения плотности , коэффициента теплопроводности и удельной массовой теплоемкости рассчитаны при равенстве объемных долей составляющих минералов.

Таблица 4

Средние значения и диапазон изменения теплофизических свойств

скелета карбонатных смешанных пород

№№ пп Ряд , кг/м3 , Вт/(м.К) , Дж/(кг.К)
1 Известняк–доломит–глина (по-левые шпаты)
2 Известняк–доломит–гипс
3 Известняк–доломит–ангидрит
4 Известняк–доломит–кварц


Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.