Содержание к диссертации
Введение
1. Температурное поле нефтяной скважины 8
1.1. Особенности теплообмена в добывающей скважине 10
1.2. Анализ расчетных соотношений температурных полей в скважине 14
1.3. Температурное поле добывающей скважины 21
1.4. Коэффициент теплопередачи в скважине 38
1.5. Температура элементов конструкции скважины и скважинного оборудования 50
1.6. Основные соотношения определения параметров смеси 59
2. Теплофизические свойства компонентов пластовой жидкости 65
2.1. Основные характеристики нефти 66
2.2. Теплофизические свойства разгазированной нефти 68
2.2.1. Теплофизические свойства разгазированной нефти при стандартных условиях 68
2.2.2. Теплофизические свойства разгазированной нефти при различных термобарических условиях 76
2.2.3. Алгоритм определения теплофизических свойств разгазированной нефти при различных термобарических условиях 83
2.3. Теплофизические свойства газа 86
2.3.1. Основные характеристики газа 86
2.3.2. Теплофизические свойства газа при различных термобарических условиях
2.3.3. Показатели адиабатного и дроссельного процессов газов 97
2.3.4. Алгоритм определения теплофизических свойств газа при различных термобарических условиях 99
2.4. Теплофизические свойства пластовой воды 100
2.4.1. Характеристики пластовой воды 101
2.4.2. Теплофизические свойства пластовой воды при стандартных условиях 103
2.4.3. Теплофизические свойства пластовой воды при различных термобарических условиях ПО
2.4.4. Алгоритм определения теплофизических свойств пластовой воды при различных термобарических условиях 113
3. Теплофизические свойства пластовой жидкости . 116
3.1. Теплофизические свойства пластовой нефти 116
3.1.1. Основные характеристики пластовой нефти 117
3.1.21 Плотность пластовой нефти 119
3.1.3. Удельная теплоемкость пластовой нефти 122
3.1.4. Коэффициент теплопроводности пластовой нефти 123
3.1.5. Алгоритм определения теплофизических свойств пластовой нефти при различных термобарических условиях . 125
3.2. Теплофизические свойства нефтегазовой смеси 127
3.3. Теплофизические свойства водонефтяной эмульсии 135
3.3.1. Характеристики водонефтяных эмульсий 136
3.3.2. Теплофизические свойства водонефтяной эмульсии при стандартных условиях 137
3.3.3. Теплофизические свойства водонефтяной эмульсии при различных термобарических условиях 142
3.3.4. Прогнозирование параметров теплофизических свойств водонефтяной эмульсии 147
3.4. Теплофизические свойства пластовой жидкости Г48
3.5. Алгоритм определения теплофизических свойств пластовой жидкости при различных термобарических условиях 155
4. Теплофизические свойства скелета осадочных горных пород 158
4.1. Теплофизические свойства основных породообразующих минералов при стандартных условиях 161
4.2. Теплофизические свойства основных породообразующих минералов при различных термобарических условиях 167
4.3. Теплофизические свойства полиминерального скелета осадочных горных пород 178
4.4. Теплофизические свойства скелета карбонатных пород 185і
4.5. Теплофизические свойства скелета песчано-алевритовых пород . 191
4.6. Алгоритм определения теплофизических свойств скелета пород при различных термобарических условиях 199
5. Теплофизические свойства осадочных горныхпород 202
5.1. Пористость и насыщенность 203
5.2. Теплофизические свойства породы 206
5.3. Алгоритм определения теплофизических свойств осадочных горных пород 220
Выводы и результаты 229
Литература 231
Приложение 239
- Температура элементов конструкции скважины и скважинного оборудования
- Алгоритм определения теплофизических свойств разгазированной нефти при различных термобарических условиях
- Алгоритм определения теплофизических свойств пластовой нефти при различных термобарических условиях
- Теплофизические свойства основных породообразующих минералов при различных термобарических условиях
Температура элементов конструкции скважины и скважинного оборудования
Температурное поле вокруг эксплуатационных нефтяных скважин представляет интерес с точки зрения выбора надежной конструкции, недопущения образования парафиновых отложений и оттаивания участков веч-номерзлого грунта.
Температура элементов конструкции скважины в горизонтальном сечении, с достаточной степенью точности, так же как и при рассмотрении температуры добываемой жидкости по стволу, определяется методом последовательной смены стационарных состояний [37]:
Распределение температур в элементах конструкции скважины по базовому варианту в 4-х горизонтальных сечениях показано на рис. 1.15.
Как видно из графиков на рис. 1.15, начиная с обсадной колонны, влияние флюида в кольцевом зазоре на стационарное распределение температур практически незаметно. Наибольшее изменение температуры в системе «добываемая жидкость - НКТ - ОК» наблюдается при заполнении КЗ газом.
При добыче скважинной продукции с большой температурой в цементном камне могут возникнуть недопустимые температурные напряжения, вызванные перепадом температур на ЦК.
Перепад температур на цементном камне можно оценить согласно формуле (1.45). С учетом (1.46) получаем разность температур на стенках ЦК
Для подбора скважинного оборудования желательно знать температуру жидкости на уровне его подвески и температуру поверхности (электродвигателя, насоса, электронагревателя и кабеля).
Температура жидкости на уровне подвески источника теплоты определяется согласно (1.6) или (1.33). При обтекании источника теплоты или скважинного оборудования наблюдается увеличение температуры жидкости. Теплота, выделяемая при работе электродвигателя, передается добываемой нефти, которая при этом нагревается (рис. 1.16).
На рис. 1.16 графически показано изменение температуры нефти по стволу скважины для двух способов добычи. При фонтанной эксплуатации рассматривается изменение температуры нефти в НКТ для трех возможных вариантов заполнения кольцевого зазора. График изменения температуры нефти при эксплуатации погружной УЭЦН имеет характерный скачок в области подвески подземного оборудования. С увеличением температуры добываемой нефти происходит и повышение температуры стенок электродвигателя, которая ограничивается допустимым значением. Следовательно, при выборе режима работы подземного оборудования необходимо учитывать температуру наружной поверхности электродвигателя.
Температуру стенок оборудования, например температуру наружной поверхности стенки погружного электродвигателя УЭЦН, в условиях стационарного теплового режима можно определить исходя из следующих рассуждений. Тепловой поток, выделяемый электродвигателем (1.37), передается конвективной теплоотдачей обтекаемой нефти &.=а»-я- « »( »- ,, ) О-48) где аэл- коэффициент теплоотдачи от поверхности стенок электродвигателя к жидкости; йэл -диаметр погружного электродвигателя; tC3Jl, tH - средние температуры поверхности стенки электродвигателя и жидкости. Тепловой поток, воспринятый жидкостью 2жЬ расходуется на ее нагрев от tHj до tH2 и потери теплоты Qnom от жидкости в окружающую горную породу с температурой tzn Температура жидкости на уровне верхней точки погружного электродвигателя определяется по первым четырем слагаемым уравнения (1.32). В качестве проверки правильности определения температуры жидкости, и поверхности электродвигателя, следует использовать уравнения теплового потока (1.37) и (1.48) - (1.50): Для уточнения определяемых температур, расчеты необходимо, вести пошагово, разбивая длину электродвигателя на отдельные интервалы. Температура стенки наружной поверхности погружного электродвигателя в верхней части будет больше усредненного значения температуры по всей длине электродвигателя (рис. 1.17).
Изменение температуры нефти и элементов конструкции скважины при использовании УЭЦН На рис. 1.17 показано изменение температуры нефти в стволе скважины, элементов конструкции скважины (обсадной колонны, цементного камня) и подземного оборудования (погружные электродвигатель и центробежный насос),на глубине в области подвески оборудования.
Аналогичные соотношения получаются и для расчета температуры наружной поверхности погружного центробежного насоса, электрического кабеля идругогопогружногооборудования;
Температура жидкости перед погружным центробежным насосом принимается равной температуре жидкости после электродвигателя.
Температуру жидкости в центробежном насосе можно определить исходя из следующих рассуждений.
Так как теплообмен между жидкостью и внутренними деталями насоса значительно интенсивней внешнего теплообмена от наружной поверхности, жидкость внутри насоса воспринимает практически всю теплоту трения, поэтому, принимаем, что температура в горизонтальном сечении жидкости и стенок насоса практически одинакова. От стенок насоса, в условиях квазистационарного процесса, теплота отводится через кольцевой зазор к стенкам обсадной колонны и далее в горную породу.
Алгоритм определения теплофизических свойств разгазированной нефти при различных термобарических условиях
Анализ экспериментального материала, аналитических методик определения теплофизических свойств и результатов типового исследования нефти показал, что в качестве исходных данных для определения теплофизических свойств нефти необходимо и достаточно знать: плотность разгазированной нефти при стандартных условиях р р и содержание в ней парафина п.
Предлагаемая методика прогнозирования теплофизических свойств разгазированной нефти использует в качестве исходных данных только два стандартных параметра - плотность при, стандартных условиях и содержание парафина. Методика позволяет рассчитывать параметры теплофизических свойств нефти при условии, что ее характеристики и термобарические усло-вия.изменяются в диапазоне:
- плотность разгазированной нефти при стандартных условиях рнр=780 + 930кг/м3;
- содержание парафина в нефти п до 13% (не исключена возможность до 20%);
- температура t = 20+125 С. Возможная максимальная температура (без кипения нефти) до 165 С; - давление р = 0,1-т- 40 МПа.
Алгоритм расчета параметров теплофизических свойств разгазированной нефти представлен на рис. 2.6.
Методика позволяет определять параметры теплофизических свойств разгазированной нефти (р , сРРнр- нР и анр ) с максимальной погрешностью от 3 до 8 %. Средняя погрешность обычно в 2 + 3 раза меньше. Заметим, что многопараметрическая методика [15], с использованием дополнительной информации по нефти, определяет теплопроводность и удельную теплоемкость разгазированной нефти со средними погрешностями 2 +3 %.
В качестве примера проведены результаты расчетов параметров тепло-физических свойств нефтей некоторых месторождений при различных термобарических условиях по предлагаемой методике. Расчетные и экспериментальные данные [15,42, 59] по теплофизическим свойствам разгазированной нефти представлены в табл. 2.4. Исходные данные по нефти взяты из табл. П.1.
Сопоставление значений параметров тегогофизических свойств разгазированной нефти Самотлорского месторождения по предлагаемой методике с данными, полученными с использованием программного пакета HYSYS, показало хорошую сопоставимость результатов. Заметим, что для методики достаточно лишь две исходных величины рнр и п, а для HYSYS нужны сведения по разгонке нефти,
Надежность расчетов и доступность, исходных данных позволяют рекомендовать данную методику для прогнозирования, параметров теплофизи-ческих свойств разгазированной нефти.в.широком диапазоне изменения температуры и давления.
Природный и нефтяной газ представляет из себя многокомпонентную смесь различных «чистых» газов, находящихся в термодинамическом равновесии: Природный или v нефтяной газ нас интересует как составляющий условный компонент пластовой жидкости нефтяных месторождений: Поэтому будут рассмотрены только газы, которые выделяются при разгазировании нефти.
Теплофизические свойства смеси газов определяются аналитически с приемлемой погрешностью [19, 47, 50, 61,.65, 76 и др.]. Расчетные соотношения по определению теплофизических свойств газов в качестве исходной информации используют комплекс термодинамических характеристик и тепло-физических свойств компонентов газа при нормальном давлении.
Типовое исследование нефти позволяет определить плотность газа при стандартных условиях рг и молярные доли компонентов г,- растворенного в нефти газа. Газ, растворенный или выделившийся из нефти, как правило, состоит из.гомологов метана, включая изомеры бутана и пентана, а также азота, углекислого газа и сероводорода [13].
Алгоритм определения теплофизических свойств пластовой нефти при различных термобарических условиях
Для прогнозирования теплофизических свойств пластовой нефти-в«зависимости от температуры и давления необходимо и достаточно иметь стандартную информацию типового исследования нефти: Это плотность разгази-рованной нефти рнр и растворенного газа.ргр при стандартных условиях, содержание парафина в нефти п, газосодержание пластовой нефти Г0, объемный коэффициент нефти Ь, состав и доли газообразных компонентов;.
Алгоритм»расчета теплофизических свойств пластовой нефти при-различных термобарических параметрах приведен на рис. З.Г.
На основании исходных данных, согласно приведенным ранее методикам, определяются параметры теплофизических свойств разгазированной нефти и растворенного газа в пластовых условиях.
Далее вычисляются массовые доли растворенного.газа и.разгазирован-нойшефти в пластовойнефти: Если не задана плотность пластовой нефти, то ее нетрудно найти по формулам (3.2), (3.12) или (3.13).
Удельная теплоемкость пластовой нефти определяется через массовые доли и теплоемкости составляющих компонентов (3.14).
Для правильного выбора-расчетного соотношения по определению теплопроводности пластовой нефти необходимо сопоставить значения коэффициентов теплопроводности разгазированной нефти и растворенного в ней газа. Если соотношение значений X разгазированной нефти, и газа окажется больше 2, то необходимо определять объемные доли. В этом случае, коэффи-циент теплопроводности пластовой нефти рекомендуется определять по формуле Дульнева Г.Н. для изолированных компонентов (1.65). В других вариантах рекомендуется использовать формулу (3.17).
При движении пластовой нефти по стволу скважины, до начала процесса разгазирования нефти, плотность и объемные доли разгазированной нефти и растворенного газа рекомендуется определять по формулам (3.10) + (3.12), а коэффициент теплопроводности рассчитывать по формуле Дульнева Г.Н.
Учитывая точность определения свойств разгазированной нефти и существенное их влияние на теплофизические свойства пластовой нефти, можно предположить, что максимальная погрешность (8+9%) ожидается при расчете удельной теплоемкости и- коэффициента температуропроводности пластовой нефти.
Область применения данного алгоритма расчета теплофизических свойств пластовой-нефти полностью совпадает с подобным расчетом разгазированной нефти, представленным во второй главе.
Безводную, часть продукции скважин - нефтегазовую смесь, с точки зрения.теплопроводности, можно представить в виде смеси.газ в нефтих.не-равноправными, составляющими. ОсновойНГС, в основном, будет нефть, состояние которой изменяется-от начального — пластового до конечного — раз-газированного. Выделившийсяиз нефти газ является включением-в нефтегазовой смеси. Так как состав смеси и доли условных компонентов, в процессе движения нефтиизменяются, исследуем динамику изменения параметров теплофизических свойств нефтегазовой смеси.
Теплофизические свойства. НГЄ определяются по общим правилам расчета свойств смесей, состоящих из двух невзаимодействующих составляющих. Поэтому параметры теплофизических свойств нефтегазовой смеси определяются аналогично расчету данных параметров для пластовой нефти.
Плотность НГС можно рассчитать, зная кривые разгазирования и структуру смеси, согласно [23,49].
В качестве примера, рассмотрим динамику изменения удельной теплоемкости с и коэффициента теплопроводности А, нефтегазовой смеси при движении по стволу скважины глубиной 3000 м Приразломного месторождения при различных способах добычи безводной продукции скважин [39].
В первом варианте, при давлении на забое, намного превышающем давление насыщения (ps рзаб Рт), запас пластовой энергии достаточен для фонтанного способа. Во втором варианте, при давлении на забое рзаб « ps добыча осуществляется механизированным (УЭЦН) способом. Глубина подвески погружного насоса составляет 750 м.
Давление на устье скважины поддерживается примерно руст=0,6+0,8 МПа, температура нефтегазовой смеси на устье порядка tycm & 37 С для I варианта.
Исходные данные по нефти и газу приведены ранее во второй главе, там же приведен расчет теплофизических свойств отдельных условных компонентов - разгазированной нефти и газа. Параметры пластовой нефти рассмотрены в предыдущем разделе.
Количество растворенного и выделившегося газа, плотности и доли-компонентов пластовой жидкости определяются по объемным расходам нефти и газа согласно [45, 49] с учетом влияния давления и температуры. Для упрощения задачи принимается, что состав и свойства растворенного и вы-делившегосятаза будут примерно одинаковыми при равных t и р.
Впервом приближении, с учетом уменьшения давления и температуры добываемой нефти при движении по стволу скважины, по кривой разгазиро-вания, определяем количество выделившегося газа, отнесенного кім2 разгазированной нефти на поверхности. Термобарические параметры и объемьг выделившегося (ТВ) и растворенного (ГР) газов по глубине скважины, приведенные к стандартным условиям, отражены в табл. 3.1.
При соответствующих значениях давления и температуры рассчитываются массовые и объемные доли выделившегося, растворенного газа и разгазированной нефти. Растворенный газ и разгазированная нефть образуют смесь, называемую промысловой нефтью (НПр), которая, в свою очередь, являться основой нефтегазовой смеси — газ в нефти.
Теплофизические свойства основных породообразующих минералов при различных термобарических условиях
Теплофизические свойства породообразующих минералов исследованы в широком диапазоне температур и давлений [54, 64, 72 и др.]. Влияние температуры-и давления на значения теплофизических свойств минералов неоднозначно. Принимая,во внимание, что минералы представляют собой сплошное итвердое вещество; можно утверждать практическую независимость значений-р , срм инесущественное изменение Хм с ростом давления.
Плотность Плотность минералов практически не зависит от температуры в-пределах ее изменения-в нефтепромысловой, практике. Поэтому следует ориентироваться на значения плотности минералов ри (табл..4.2) независимо от термобарических параметров.
Удельная теплоемкость
Температурная1 зависимость удельной теплоемкости, минералов достаточно хорошо изучена; так- как минералы представляют собой чистые химические соединения: Литературные источники [5, 6; 54, 64 и-др.] свидетельствуют об увеличении численных значений удельной массовой» теплоемкости минералов с ростом температуры (табл. П.7).
Наиболее вероятный характер зависимости удельной массовой теплоемкости минералов с от температуры математически описывается в виде где ac,bc, сс- эмпирические коэффициенты (табл. П.7).
Уравнение (4.3) позволяет прогнозировать удельную теплоемкость основных породообразующих минералов в широком диапазоне температур (до 200 С) со средней погрешностью менее 3 + 5%.
Графическое представление температурной зависимости удельной теплоемкости минералов отражено на рис. 4.2 - 4.4.
Теплоемкость кварца, микроклина и всех плагиоклазов практически одинакова и имеет подобную температурную зависимость (рис. 4.2). При стандартной температуре среднее значение удельной теплоемкости для плагиоклазов составляет 752 Дэю /(кг.К), а для всех отмеченных минералов составляет величину 749Z\l Дою/(кг.К). Такое же значение характерно для см основного породообразующего минерала - кварца С ростом температуры,наблюдается монотонное увеличение значений теплоемкости (рис. 4.2). Так для рассматриваемых минералов при t = 100 С среднее значение удельной теплоемкости равно 876 Дэю /(кг.К), т.е. увеличилось примерно на 17% по сравнению с t = 20 С. Это значительноfпревышает погрешность экспериментов и свидетельствует о необходимости учета температурной зависимости теплоемкости минералов песчано-алевритовых пород.
Если не учитывать удельную теплоемкость ортоклаза, то для кварца, полевых шпатов и плагиоклазов, с большой степенью точности, можно принять удельную теплоемкость и температурную зависимость как у Лабрадора. Погрешность при этом составит менее -2 %. Характерной особенностью удельной теплоемкости минералов, группы карбонатов (рис..4.3) является.значительное отклонение от среднего значения с по группе и уменьшение степени влияния, температуры по сравнению с минералами песчано-алевритовых пород. Так. при температуре 20 С среднее значение удельной теплоемкости минералов, карбонатных пород составляет величину 817 ц8 Дж/(кг:К), с ростом температуры до 100 С численные значения с возрастают в среднем на 12 %. На рис. 4.4 отражены» температурные зависимости удельной теплоемкости минералов разных групп. Наличие воды, обладающей повышенным значением теплоемкости, приводит к существенному увеличению с , что видно на примере сульфатов. Значение удельной теплоемкости гипса, хими 170 ческая формула которого содержит воду, практически в 1,5 раза больше с ангидрита. Такой же характер изменения теплоемкости следует ожидать для окислов и гидроокислов железа (гематит — лимонит). Различие в значениях удельной теплоемкости слоистых алюмосиликатов мусковита (слюда) и каолинита (глина) при небольших температурах постепенно уменьшается и при t 100 С составляет менее 3 %. 171 Для галоидов зависимостью теплоемкости от температуры в диапазоне 20+100 С можно пренебречь. Коэффициент теплопроводности Изменение теплопроводности породообразующих минералов с ростом давления находится в пределах экспериментальной погрешности. При увеличении давления от 0,1 до 20 МПа наблюдается увеличение коэффициента теплопроводности, в среднем, на 5% [54]. Учитывая глубину залежей углево 172 дородов можно вводить поправку на приращение значений Xм по сравнению с данными при.нормальном давлении. Влияние температуры на, изменение значений коэффициентов теплопроводности минералов, слагающих осадочные горные породы, менее изучено, чем температурная зависимость теплоемкости минералов; Для», большинства минералов.с ростом температуры происходит снижение значений коэффициента теплопроводности, однако отмечается w противоположная зависимость [30 54, 70]. Экспериментальные данные по коэффициентам теплопроводности при различных температурах в литературе представлены только для следующих минералов: кварц; кальцит, доломит, галит и сильвин. Есть расчетные значе-ншгтеплопроводности микроклина, которые отличаются от характера .температурной зависимости Хм [54].
Похожие диссертации на Методология прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений
