Методология прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru

На правах рукописи

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Методология прогнозирования ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИх СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», технические науки

Купцов Сергей Михайлович

Москва 2010

Работа выполнена на кафедре «Термодинамика и тепловые двигатели» Российского Государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Дунюшкин Иван Игнатьевич;

доктор технических наук, профессор Максимов Вячеслав Михайлович;

доктор технических наук, профессор Брусиловский Александр Иосифович.

Ведущая организация:

ОАО «ВНИИнефть имени акад. А.П. Крылова», г. Москва

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Ученый секретарь

диссертационного совета

д.т.н., профессор

Общая характеристика работы

Актуальность темы диссертации. Решение комплекса энерготехнологических задач проектирования и разработки нефтяных и газовых месторождений невозможно без достоверных знаний теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород. Такие задачи возникают при тепловом воздействии на пласт и призабойную зону, определении температурного режима скважины и оборудования.

Исследованию теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых систем: нефти, природного газа, пластовой воды и горных пород посвящено большое число работ, выполненных ведущими отечественными и зарубежными учеными, из которых необходимо отметить работы Григорьева Б.А, Дульнева Г.Н., Зайцева И.Д., Проселкова Ю. М., Пугача В.В., Расторгуева Ю.Л., Филиппова Л.П., Бабаева В.В., Дьяконова Д.И., Липаева А.А., Любимовой Е.А., Попова Ю.А., Стерленко З.В., Юрчака Р.П., Яковлева Б.А., А. Миснара, Р. Рида, Дж. Праусница, С. Кларка, Т. МакКенна, У. Самертона и других, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.

В то же время, внедрение новых технологий разработки нефтегазовых месторождений, увеличение глубин эксплуатационных скважин, необходимость решения задач энергосбережения и экономии материальных ресурсов выдвигают новые требования к объему, точности и температурному диапазону определения теплофизических свойств.

Более того, для обеспечения расчетов тепловых процессов в нефтегазовом деле требуются знания не только отдельных составляющих пластовых систем, но пластовой жидкости, скважинной продукции и горных пород, насыщенных различными флюидами.

Отсутствие таких данных, при условии, что экспериментальный способ определения теплофизических свойств достоверен лишь для конкретных жидкостей, пород и может служить лишь для определения в качестве эталонных величин, приводит к тому, что в одной и той же модели технологического процесса используются данные различных источников, что неизбежно приводит к дополнительной погрешности теплотехнических расчетов.

Все это приводит к выводу о целесообразности специального исследования по обоснованию методологии определения и прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород.

Цель работы заключается в разработке методологии прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений с необходимой точностью.

Реализация поставленной цели обусловила необходимость решения следующих задач:

1. Анализа существующих подходов к определению температурного поля в скважине, теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород. скважина теплофизический нефтяной жидкость месторождение

2. Вывода обобщенного уравнения распределения температуры добываемой жидкости в скважине.

3. Оценки влияния погрешности определения теплоемкости и теплопроводности скважинной продукции, элементов конструкции скважины и окружающих пород на точность прогнозирования температуры в скважине.

4. Разработки методик определения параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых жидкостей и горных пород.

5. Разработки научно-обоснованного подхода к прогнозированию теплофизических свойств пластовых жидкостей и осадочных горных пород.

Методы исследования. В работе использованы теоретические и экспериментальные методы исследования. С использованием методов математического анализа проведено обобщение результатов по экспериментальным и теоретическим данным по параметрам теплофизических свойств пластовых жидкостей, горных пород и получены соотношения, которые апробированы на имеющихся собственных экспериментальных значениях и опытных данных других исследователей.

В качестве объекта исследования выбрана пластовая система:

1. Пластовая жидкость, состав и состояние которой непрерывно изменяются при подъеме в скважине от забоя до устья. Пластовая жидкость или скважинная продукция может быть последовательно представлена как смесь из отдельных составляющих: разгазированной нефти, природного (нефтяного) газа и минерализованной воды.

2. Осадочные горные породы, которые можно рассматривать как совокупность минералов - скелета породы и флюида, насыщающего поры породы.

Научная новизна работы в первую очередь заключается в следующем:

1. На основе теоретического обобщения работ отечественных и зарубежных ученых, результатов работ автора, впервые предложен научно обоснованный подход к определению теплофизических свойств пластовых систем нефтяных месторождений.

2. Осуществлена оценка влияния параметров теплофизических свойств жидкости, элементов конструкции скважины и горных пород на точность определения коэффициента теплопередачи и температуры в эксплуатационной скважине.

3. Предложены расчетные соотношения для прогнозирования параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых систем: разгазированной нефти, газа, пластовой воды и скелета горных пород.

4. Разработана методология прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовой жидкости, горных пород при различных термобарических условиях.

Практическая значимость результатов исследований определяется тем, что рассмотренные задачи ставились и решались, исходя из потребностей нефтедобывающей отрасли.

Использование предложенных в работе соотношений и методик позволяет:

1. Уточнить уравнение распределения температуры добываемой жидкости с учетом тепловых процессов при изменении состава и долей составляющих пластовой жидкости, а также фазовых переходов, наблюдающихся при подъеме в скважине.

2. Прогнозировать изменение параметров теплофизических свойств пластовой жидкости при ее подъеме по стволу скважины и оценивать их влияние на определение температуры добываемой жидкости и скважинного оборудования.

3. Использовать комплексную методику прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород для расчета температур добываемой жидкости и скважинного оборудования.

Практические результаты исследований теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых жидкостей, природных газов и горных пород переданы в Коминефть, ВНИИнефть, отраслевой координационный совет «Нефть» (подпрограмма «Нефтеотдача»), ОАО «Газпром» и использованы при создании методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов, методики термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора доложены и получили положительную оценку на следующих конференциях и научных семинарах:

? Всесоюзной научно-технической конфеpенции «Пpоблемы pазpабот-ки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в условиях Кpайного Севеpа и Сибири», г. Кисловодск, 1977 г.

? 2-й - 8-й научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 1997 г.- 2010 г.

? Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа», Москва, 1996 г.

? Третьей Международной конференции «Энергодиагностика и Condi-tion Monitoring», Н. Новгород, 2000 г.

? Заседании кафедр «Термодинамика и тепловые двигатели» (2009 г.), «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» (2009 г., 2010 г) Российского Государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, заседании научно-технических советов и совещаний, в том числе в объединении «Коминефть», ВНИИнефть, Ярегском нефтешахтном управлении.

Публикации. Автором опубликовано 78 работ, из них по теме диссертации 33 печатные работы, в том числе 13 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора наук, монография и 2 учебных пособия.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, библиографического списка литературы, включающего 84 наименования и приложения. Работа изложена на 252 страницах машинописного текста и включает 80 рисунков и 43 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

В первой главе рассматриваются особенности теплообмена в эксплуатационной нефтяной скважине и проводится оценка влияния теплофизических свойств на расчет температурного поля скважины.

Изучение температурных полей в стволе нефтяных и газовых скважин началось в 50-60 г.г. прошлого века. Известны аналитические уравнения для расчета температуры несжимаемой жидкости и газа по стволу скважины А.Ю. Намиота, Э.Б. Чекалюка, К.Х. Шотиди, Ю.М. Проселкова, И.Т. Мищенко, И.И. Дунюшкина и других исследователей, которые получены на основании решения дифференциальных уравнений термодинамики и теплопередачи при определенных допущениях. В этих работах рассматривается теплообмен между жидкостью и окружающими породами, учитывающий в лучшем случае эффект дросселирования газа.

Есть и эмпирические соотношения для определения температуры скважинной продукции И.Т. Мищенко и Д.В. Окунева, полученные на основании обработки промысловых данных.

Для уточнения температуры скважинной продукции с учетом процессов теплообмена при разгазировании нефти, растворения газа и взаимодействия с погружным оборудованием необходимо новое обобщенное уравнение распределения температуры в скважине.

Расчет температуры скважинной продукции при подъеме по стволу от забоя до устья в условиях квазистационарного процесса базируется на совместном решении уравнений первого начала термодинамики для потока (1) и теплопередачи при переменных температурах (2) с учетом или без учета внутренних источников теплоты

, (1)

. (2)

Элементарный тепловой поток, воспринимаемый добываемой жидкостью, определяется как сумма тепловых потоков между скважинной продукцией и окружающей горной породой и получаемого (отдаваемого) от источников (стоков) теплоты

. (3)

При подъеме по стволу скважины жидкость обычно охлаждается, отдавая теплоту окружающей горной породе

, (4)

где - температура скважинной продукции; - естественная температура горной породы на глубине h; ? температура нейтрального слоя земли; ? геотермический градиент; - коэффициент теплопередачи от жидкости к горной породе; - площадь поверхности теплопередачи; ? внутренний диаметр подъемных труб; - расстояние от забоя скважины глубиной H.

В качестве источников (стоков) теплоты можно рассматривать явления выделения теплоты от скважинного оборудования - установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), электрокабеля, а также при разгазировании нефти или растворения газа в нефти.

На элементарном участке скважины длиной тепловой поток от источника теплоты можно выразить через произведение линейного теплового потока и длины участка

. (5)

Изменение энтальпии в единицу времени для скважинной продукции

, (6)

где - массовый дебит скважины; - удельная массовая изобарная теплоемкость потока; - коэффициент Джоуля-Томсона для потока; - уменьшение давления на участке.

При движении потока к устью, располагаемая потенциальная работа в единицу времени расходуется на изменение высоты центра тяжести и скорости потока

. (7)

Принимая значения коэффициентов, характеризующих свойства потока

и горной породы по длине элементарного участка неизменными, а давление и скорость скважинной продукции линейно зависящими от длины участка и обозначив , , с учетом выражений (3) ч (7), получаем линейное дифференциальное уравнение первого порядка с правой частью

. (8)

Интегрирование выражения (8) при граничных условиях, соответствующих забою скважины, позволяет получить уравнение распределения температуры на участке ствола добывающей скважины длиной от забоя

(9)

где з ? индекс для параметров на забое скважины.

Расчет температуры добываемой жидкости по стволу скважины от забоя до устья затруднителен, так как значения температуры входят в зависимости по определению ряда свойств жидкости (вязкость, плотность). А это, в свою очередь, влияет и на изменение давления и скорости.

Для обеспечения точности определения температуры необходимо весь интервал от забоя до устья скважины разбивать на отдельные участки, в пределах которых можно принимать свойства жидкости неизменными.

При фонтанном способе добычи однофазной жидкости - нефти, отсутствии источников теплоты и термодинамических эффектов () уравнение (9) упрощается до следующего вида

. (10)

В качестве иллюстрации распределения температуры добываемой нефти приведен рис. 1, где показано, как изменяется температура фонтанирующего потока при различных флюидах в кольцевом зазоре между колоннами насосно-компрессорных и обсадных труб, различных значениях коэффициента теплопроводности окружающих горных пород.



Рис. 1. Распределение температуры нефти по стволу скважины

Там же (рис. 1) показано, как изменяется температура потока при работе УЭЦН.

Температуру добываемой жидкости в скважине невозможно рассчитать без надежной оценки коэффициента теплопередачи от жидкости к окружающим породам. Этот коэффициент зависит от большого количества факторов (рис. 2) и может быть определен аналитически и экспериментально.

Рис. 2. Зависимость коэффициента теплопередачи от расхода добываемой нефти

При одинаковом массовом расходе значения коэффициента теплопередачи возрастают с увеличением теплопроводности окружающих горных пород. Графики наглядно свидетельствуют о значительной зависимости коэффициента теплопередачи в скважине от коэффициентов теплопроводности горных пород и флюида ? заполнителя кольцевого зазора.

Влияние погрешностей определения коэффициентов теплоотдачи от потока к стенкам насосно-компрессорных труб и теплопроводности флюида-заполнителя кольцевого зазора, цементного камня и горной породы на погрешность расчета коэффициента теплопередачи при заполнении зазора воздухом показано на рис. 3.

Рис. 3. Влияние погрешностей определения коэффициентов теплоотдачи и теплопроводности на погрешность расчета коэффициента теплопередачи при заполнении кольцевого зазора воздухом

При 15% погрешности в определении значений коэффициентов теплопроводности ожидается ошибка в расчете коэффициента теплопередачи примерно на 10%, что приведет к ошибке в определении температуры нефти в стволе скважины более чем на 1 ч 2 ^оС.

Аналитические методы позволяют прогнозировать теплофизические свойства пластовых жидкостей с ошибкой, сопоставимой с погрешностью эксперимента. Для прогнозирования теплофизических свойств надо знать, что представляет собой изучаемый объект, какие его параметры известны и при каких термобарических условиях он находится.

Для прогнозирования значений параметров теплофизических свойств предлагается разделение объекта исследования на отдельные составляющие и изучение их свойств, а затем постепенный переход к сложной системе.

Главной проблемой в прогнозе параметров теплофизических свойств является оценка значений коэффициента теплопроводности, так как плотность и удельная теплоемкость обычно подчиняются правилу аддитивности.

Во второй главе на основании анализа теоретических и экспериментальных исследований отечественных и зарубежных ученых и специалистов предложены расчетные соотношения и алгоритмы определения параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовой жидкости.

Для оценки возможного диапазона изменения параметров пластовой нефти были обработаны статистические данные по типовому исследованию нефти месторождений России. Можно утверждать, что для 97% нефтяных залежей России характерны следующие параметры:

- плотность разгазированной нефти при стандартных условиях ;

- содержание парафина в нефти ;

- пластовая температура ;

- пластовое давление ;

- газовый фактор .

Указанные параметры в дальнейшем будут представлять собой границы применения всех рекомендуемых расчетных соотношений.

Основной составляющей пластовой жидкости для нефтяных месторождений является разгазированная нефть (НР), которая является сложной смесью химических, в том числе высокомолекулярных, соединений. Теплофизические свойства разгазированной нефти определяются экспериментально и аналитически с примерно одинаковой погрешностью. Особое место в этой области занимают работы Грозненского нефтяного института имени академика М.Д. Миллионщикова (Расторгуев Ю.Л., Григорьев Б.А.).

Проанализированы экспериментальные данные по свойствам разгазированных нефтей 67 месторождений бывшего Советского Союза и расчетные методики ряда исследователей. Показано, что с достаточной для решения комплекса энерготехнологических задач точностью значения удельной изобарной теплоемкости и коэффициента теплопроводности разгазированной нефти при стандартных условиях можно определить в зависимости только от данных типового исследования скважин: плотности и содержания парафина в нефти . Для определения указанных величин рекомендуется использовать следующие расчетные соотношения:

, (11)

. (12)

Влияние термобарических условий на значения плотности и теплопроводности разгазированной нефти учитывается по формулам Тейта.

Предлагаемый алгоритм расчета параметров теплофизических свойств разгазированной нефти при различных термобарических условиях (, , ) проверен на экспериментальных данных Б.А. Григорьева и В.В. Пугача. Результаты проверки приведены в табл. 1, из которой видно, что максимальные расхождения находятся в пределах .

Таблица 1

Опытные и расчетные значения параметров теплофизических свойств разгазированной нефти

№№ пп	Месторождение	t, оС	р, МПа	Плотность, кг/м3	Коэффициент теплопроводности, Вт/(м.К)	Удельная теплоемкость, Дж/(кг.К)
1	Жонажол	60	20	804,4	797,7	0,129	0,128	1888	2003
2	Каражанбас	100	12,5	890,0	889,8	-	-	-	-
3	Каратюбинское	60	20	-	-	0,131	0,126	2210	2026
4	Мангышлак *	50 101	20,4 10	836,7 802	850,2 810,4	- 0,139	- 0,129	- -	- -
5	Мартыши	140	44,3	807,0	824,0	-	-	-	-
6	Самотлорское	20 69,1	39,9 10	876,2 826	873,7 825,1	- 0,125	- 0,121	- -	- -
7	Сосновское	40	20	-	823	0,127	0,130	2179	2026
8	Тенгиз **	90	10	773,3	763,5	0,123	0,120	2015	2264

* - исходные параметры нефти: _нр = 863 кг/м³, n = 22%,

** - расчеты проведены без учета содержания парафина.

Достаточная точность прогноза по сравнению с результатами многопараметрических методик Б.А. Григорьева, для которых необходимо знание молярной массы и температуры застывания нефти и экспериментальными данными, позволяет рекомендовать алгоритм расчета к применению.

В диссертации приведены результаты расчетов параметров теплофизических свойств разгазированной нефти Приразломного месторождения Западной Сибири в диапазоне температур и давлений , которые использовались при определении температуры скважинной продукции в НК «ЮКОС».

Природный и нефтяной газ представляют собой многокомпонентную смесь. Как показано в исследованиях отечественных и зарубежных ученых, теплофизические свойства смеси газов определяются аналитически с приемлемой погрешностью.

Данных типового исследования нефти (плотность газа при стандартных условиях и молярные доли компонентов растворенного газа) достаточно для прогноза теплофизических свойств.

Параметры теплофизических свойств газа определялись согласно методике, предложенной Р. Ридом и Дж. Праусницом.

Для определения параметров газа вблизи критической точки добавлены значения поправок на изобарную теплоемкость на основании стандартов на углеводородные газы.

Для учета процессов дросселирования и адиабатного сжатия газа потребовалось получить эмпирические формулы для определения значений показателя адиабаты и коэффициента Джоуля-Томсона метана в диапазоне термобарических условий, соответствующих процессам разгазирования нефти в скважине.

Предлагаемая методика расчета позволяет определять параметры теплофизических свойств газов (, , и ) с максимальной погрешностью до 10 % в диапазоне от нормальных до пластовых условий.

Достоверность определения параметров теплофизических свойств газов подтверждается как экспериментальными и теоретическими данными других исследователей, так и данными автора при сравнении с табличными значениями метана, этана, пропана и н-гексана, а также расчетными значениями, полученными с помощью лицензионного пакета программ HYSYS (табл. 2).

Таблица 2

Параметры теплофизических свойств растворенного газа Приразломного месторождения при пластовых условиях ()

Параметр	Автор	HYSYS	Расхождение, %
Плотность, кг/м3	265	283	6,4
Удельная теплоемкость, Дж/(кг.К)	3110	3150	1,3
Коэффициент теплопроводности, Вт/(м.К)	0,0736	0,0755	2,5

Пластовая вода может составлять большую часть добываемой жидкости. Поэтому ее свойства могут быть определяющими для расчета теплофизических свойств пластовой жидкости.

На основании обработки экспериментальных и справочных данных по пластовой воде и подобных водных растворов солей получены эмпирические формулы для определения параметров теплофизических свойств пластовой воды при стандартных условиях

, (13)

, (14)

, (15)

где ? масса растворенных солей в воде, .

Теплофизические свойства пластовой воды при различных термобарических параметрах определяются на основании термодинамического подобия с дистиллированной водой

, (16)

где , , и - параметры теплофизических свойств (, , ) пластовой и дистиллированной воды при стандартных и пластовых () условиях.

Предложенные формулы (13) - (16), действующие в диапазоне давлений и температур при общей минерализации до 300 г/л, показывают хорошую корреляцию с экспериментальными данными (табл. 3).

Таблица 3

Опытные и расчетные значения параметров теплофизических свойств пластовой воды нефтяных месторождений

№№ пп	Месторождение	Плотность, кг/м3	Коэфициент теплопроводности, Вт/(м.К)	Удельная теплоемкость, Дж/(кг.К)
1	Вишнево-Полянское	-	1110	0,633	0,648	-	3572
2	Каражанбас	-	1002	0,675	0,671	-	4022
3	Усинское	-	1034	0,672	0,666	-	3934
4	Харьягенское IY	1059	1056	0,626	0,623	4110	3901
5	Харьягенское YI	1045	1041	0,637	0,617	4138	3977

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.

Размещено на http://www.allbest.ru

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

Данные табл. 4 свидетельствуют, что при неизвестном процентном содержании минералов диапазон изменения плотности и удельной теплоемкости скелета от среднего значения составляет и , а коэффициента теплопроводности - от 16 % до 85 %.

Если известно описание породы и есть возможность построить литологический треугольник (рис. 9), то точность прогноза можно улучшить практически в 2 раза по удельной теплоемкости и в 5 раз по коэффициенту теплопроводности скелета карбонатных пород.

На рис. 9 показаны различные поля, соответствующие разновидностям глинисто-карбонатных пород. В центре каждого поля указано прогнозируемое значение коэффициента теплопроводности, рассчитанное по формуле К. Лихтенеккера для трех равноправных компонентов при одинаковых их объемных долях.

В качестве примера рассматривается затемненное поле на рис. 9, которое ограничено линиями с объемными содержаниями кальцита , доломита и глины . По рекомендуемой схеме классификации карбонатных пород прогнозируем, что коэффициент теплопроводности скелета известняка глинистого доломитового при стандартных условиях равен .

Рис. 9. Коэффициент теплопроводности скелета известково-доломитовых пород с примесью глинистых минералов

Для оценки значений коэффициента теплопроводности обломочной части песчано-алевритовых пород предлагается также использовать классификацию по однородности минерального состава - литологический треугольник (рис. 10).



Рис. 10. Коэффициент теплопроводности обломочной части песчано-алевритовых пород

Применение литологического треугольника для песчано-алевритовых пород из-за существенного разброса в значениях коэффициентов теплопроводности минералов обломочной части дает возможность прогнозирования с погрешностью до 8% по удельной теплоемкости и примерно 50% по коэффициенту теплопроводности.

На основании классификации песчано-алевритовых пород (рис.10) и принятых значений плотности и теплоемкости минералов можно предположить, что средние значения и диапазоны изменения параметров теплофизических свойств обломочной части при стандартных условиях будут изменяться в пределах, указанных в табл. 5.

Таблица 5

Средние значения и диапазон изменения теплофизических свойств обломочной части песчано-алевритовых пород

№№ пп	Тип	, кг/м3	, Вт/(м.К)	, Дж/(кг.К)
1	Кварцевые
2	Олигомиктовые
3	Мезомиктовые
4	Аркозы
5	Кварцевые граувакки
6	Граувакки
7	Полево-шпатовые граувакки
8	Полево-шпатовые

Для повышения точности прогноза по теплопроводности необходимо иметь более точную литологическую характеристику, чем треугольник.

В пятой главе рассмотрено влияние пористости и флюида - заполнителя порового пространства на теплофизические свойства осадочных горных пород.

Для прогнозирования теплофизических свойств осадочных пород выбрана модель смеси из двух равноправных условных компонентов «скелет породы - флюид в порах». Чем больше исходной информации о составе смеси, тем более вероятным будет прогноз по параметрам теплофизических свойств породы. Поэтому для расчета теплофизических свойств надо знать следующие численные значения характеристик скелета и флюида - заполнителя порового пространства:

1. Минералогический состав породы;

2. Пористость породы ;

3. Состав флюида;

4. Степень заполнения порового пространства;

5. Пластовые условия - температура и давление.

Если минералогический состав породы отсутствует, а известен лишь тип породы и ее плотность, то оценка теплофизических свойств будет весьма приблизительна.

Для расчета плотности и удельной теплоемкости породы надежно работает правило аддитивности. Как известно, правило аддитивности требует знания численных значений параметров составляющих компонентов смеси. Для горных пород в геофизической и промысловой практике известна пористость породы, которую определяют различными методами. Поэтому будем считать, что пористость пород известна, а, соответственно, известна объемная доля скелета породы.

На основании анализа соотношений для определения значений коэффициента теплопроводности сухих несцементированных пород показано, что для них стандартные формулы для расчета теплопроводности смеси дают большую погрешность.

Значения коэффициента теплопроводности для таких пород при стандартных условиях с вероятной погрешностью менее 12% следует определять по соотношению

. (18)

Коэффициент теплопроводности нефтенасыщенных и водонасыщенных несцементированных или рыхлых пород с наименьшей погрешностью, по сравнению с другими моделями, прогнозируется как среднегеометрическая величина между минимальным и максимальным значениями смеси

, (19)

где ? коэффициент теплопроводности флюида в порах.

Для сухих, газо- и нефтенасыщенных известняков и песчаников наиболее приемлемые результаты по коэффициенту теплопроводности получаются при использовании формулы Г.Н. Дульнева для равноправных составляющих: скелета и флюида

, (20)

где . (21)

Результаты расчетов по определению значений коэффициентов теплопроводности водонасыщенных осадочных пород дают примерно одинаковые значения по различным формулам для смесей с равноправными составляющими. Это объясняется тем, что при соотношении между скелета и флюида в диапазоне практически нет отличий в результатах, полученных по формулам, учитывающим различную структуру смеси.

В данном случае проще использовать формулу К. Лихтенеккера

. (22)

Если есть информация о минеральном составе скелета породы с точностью порядка 10%, то погрешность прогноза значений коэффициентов теплопроводности водонасыщенных осадочных пород менее 10%.

Разработан алгоритм определения теплофизических свойств осадочных пород (рис. 11), который включает предварительные расчеты свойств пластовых жидкостей, скелета породы с учетом структуры смеси.

Размещено на http://www.allbest.ru

Рис. 11. Алгоритм вычисления параметров теплофизических свойств осадочных горных пород

Согласно приведенному алгоритму в диссертации приведены расчеты теплофизических свойств газо-нефте-и водонасыщенных известняков, песчаников алевролитов и глинистого сланца Усинского, Ярегского и Узеньского нефтяных месторождений.

Алгоритм прогноза параметров теплофизических свойств осадочных пород проверен на экспериментальных данных автора (табл. 6) по породам Усинского и Ярегского месторождениям, а также для контроля ? на работах зарубежных исследователей (табл. 7).

Таблица 6

Опытные и расчетные значения параметров теплофизических свойств образцов горных пород Усинского и Ярегского месторождений

Образец	Состояние*	, кг/м3	, Дж/(кг.К)	, Вт/(м.К)
		Опыт	Расчет	Опыт	Расчет	Опыт	Расчет
УИ-3	гн	2057	1971	1330	823	1,61	1,46
	вн	2344	2266	1350	1231	2,03	2,07
УИ-24	гн	2623	2639	818	827	2,26	2,75
	вн	2638	2668	1100	862	3,08	3,19
УИ-42	нн	2213	2457	1020	879	1,75	2,10
	вн	2336	2470	1420	1023	2,57	2,60
ЯНП-2	нн	2047	2307	1050	891	3,22	2,79
	вн	2216	2321	1070	1109	3,53	3,33
ЯП-5	гн	1858	1888	1070	811	2,9	2,19
	вн	2150	2183	1140	1257	2,76	2,77
ЯА-12	гн	2405	2422	1100	809	2,72	3,01
ЯС-7	гн	2486	2620	967	852	3,01	2,86

* гн, нн, вн ? газо-, нефте- и водонасыщенное состояние.

Таблица 7

Характеристика и коэффициент теплопроводности сухих песчаников

Сухие песчаники		Минеральный состав, %	, Вт/(м.К)
		Кварц	Иллит	Другие	Опыт	Расчет
Ob-N07	0,074	60,1	12,4	27,5	3,8	3,35
Ob-N08	0,067	83,4	0,9	15,7	5,0	4,61

Приведенные расчеты (табл. 6 и табл. 7) свидетельствуют о вполне приемлемых результатах прогноза параметров теплофизических свойств горных пород и правомерности предлагаемых методик расчета.

К сожалению, на сегодняшний момент, погрешность в 15% и более в прогнозе параметров теплофизических свойств особенно сухих и газонасыщенных пород вполне реальна.

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Решение комплекса вопросов повышения нефтеотдачи с применением термических методов воздействия на пласт и энергосбережения при добыче нефти невозможно без использования данных по параметрам теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород.

1. Предложен научно-обоснованный подход к определению теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений.

2. Получено новое обобщенное уравнение температурного поля в стволе добывающей скважины при фонтанном и насосном способах подъема жидкости, учитывающее особенности теплообмена при наличии источников и стоков теплоты.

3. Осуществлена оценка влияния параметров теплофизических свойств жидкости и горных пород на точность определения коэффициента теплопередачи и температуры в скважине.

4. Впервые проведено комплексное исследование теплофизических свойств пластовых систем нефтяных месторождений, включающих в себя пластовую жидкость и горную породу.

5. Предложены расчетные соотношения для прогнозирования параметров теплофизических свойств как отдельных составляющих пластовой жидкости: разгазированной нефти, газа, пластовой воды, так и всей водонефтегазовой смеси в целом.

6. Значения коэффициента теплопроводности скважинной продукции при подъеме от забоя до устья скважины могут измениться примерно в три раза, что необходимо учитывать при исследовании температурного режима скважины и подземного оборудования.

7. Показана возможность определения коэффициента теплопроводности скелета осадочных пород и породы на основании литологических треугольников.

8. Коэффициент теплопроводности осадочных горных пород в пластовых условиях можно прогнозировать с приемлемой точностью только при наличии исходной информации о составе минералов, пластовой жидкости и пористости породы.

9. Разработана методология прогноза параметров теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород при различных термобарических условиях.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ПРЕДСТАВЛЕНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ПУБЛИКАЦИЯХ:

1. Исследование теплофизических свойств гоpных пород, теплового баланса и энергетических показателей при паротепловом воздействии на пласт в шахтных условиях /Б.А. Романов, В.Н. Мишаков, Е.И. Гуров и др. // Всесоюзный семинаp «Состояние и пеpспективы пpименения новых методов увеличения нефтеотдачи». БашHИПИнефть, Уфа, 1976. - С. 81-83.

2. Исследование энеpгетических показателей при паротепловом воздействии на пласт Ярегского месторождения / Б.А. Романов, В.Н. Мишаков, Е.И. Гуров и др. // Hефтепpомысловое дело. - 1977. -№4. - С. 18.

3. Купцов С.М. Особенности стpоения гоpных поpод как теpмодина-мических систем // Научно-технический сборник «Нефть и газ». МИНХ и ГП, М., 1977. - С. 80-82.

4. Тепловой баланс и энеpгетические показатели нагнетания паpа в нефтяной пласт Яpегского местоpождения / Б.А. Романов, И.В. Люри, К.Х. Шотиди и др. // Hефтепpомысловое дело. - 1977. -№8. - С. 46-49.

5. Исследование теплофизических свойств горных пород в проблеме повышения нефтеотдачи /Б.П. Поршаков, Б.А. Романов, К.Х. Шотиди и др.

// Нефтяное хозяйство. - 1980. - №7. - С. 44-47.

6. Романов Б.А., Купцов С.М., Шатилов А.И. Теплофизические свойства гоpных поpод местоpождения Каражанбас // Hефтепpомысловое дело. - 1982. - №8. С. 6-7.

7. Романов Б.А., Купцов С.М., Афонин В.В. Опpеделение теплофизических паpаметpов грунта и горных пород // Hефтепpомысловое дело. - 1983. -№6. - С. 3-4.

8. Купцов С.М. К вопpосу о теплообмене в гоpных поpодах // Научно-технический сборник «Добыча, тpанспоpт и пеpеpаботка газа и нефти». МИHХ и ГП, М., 1984. Депониpовано в ЦИHТИ- химнефтемаш N1236хн-84, 1984.

9. Купцов С.М., Афонин В.В. Исследование влияния акустических волн на теплофизические свойства горных пород // Научно-технический сборник «Добыча, тpанспоpт и пеpеpаботка газа и нефти». МИHХ и ГП, М., 1984. Депониpовано в ЦИHТИ- химнефтемаш N1236хн-84, 1984.

10. Шотиди К.Х., Купцов С.М. Hомогpаммы для опpеделения потеpь тепла в паpонагнетательной скважине // Hефтяное хозяйство. - 1988. - №11. - С. 30-31.

11. Выбор аналитических зависимостей для определения теплофизичес-ких свойств известняков /А.Ф.Калинин, С.М. Купцов, Б.А. Романов и др.

// Сборник научных трудов Межвузовская научно-техническая программа «Нефтегазовые ресурсы» ГАНГ, М., 1994. - С. 195-199.

12. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовой воды // Сборник научных трудов Межвузовская научно-техническая программа «Нефтегазовые ресурсы» ГАНГ. Выпуск II. М., 1995. - С. 68-70.

13. Опытная установка для определения теплофизических свойств пластовых жидкостей и буровых растворов /А.Ф.Калинин, С.М. Купцов, Б.А. Романов и др. // Сборник научных трудов Межвузовская научно-техническая программа «Нефтегазовые ресурсы» ГАНГ. Выпуск II. М., 1995. - С. 71-74.

14. Исследование теплофизических свойств водных растворов ПАА /Г.Е. Малофеев, Е.И. Богомольный, Б.А. Романов и др. // Hефтяное хозяйство. -1997. - №5. - С. 21-23.

15. Купцов С.М. Аналитическое определение теплофизических свойств пластовой нефти // Научно-технический сборник «Термогазодинамическое обеспечение энерготехнологических задач нефтяной и газовой промышленности». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999. - С. 88-95.

16. Купцов С.М. Методика определения теплофизических свойств дегазированной нефти // Научно-технический сборник «Термогазодинамическое обеспечение энерготехнологических задач нефтяной и газовой промышленности». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999. - С. 81-87.

17. Купцов С.М. Теплофизические свойства горных пород и пластовых жидкостей нефтяных месторождений // Научно-технический сборник «Термогазодинамическое обеспечение энерготехнологических задач нефтяной и газовой промышленности». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999. - С. 121-125.

18. Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С. Определение термодинамических характеристик природного газа для решения энерготехнологических задач // Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергоснабжения». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, №1, с. 3-10.

19. Калинин А.Ф., Купцов С.М. Прогнозирование температуры и давления природного газа на границах линейных участков магистральных газопроводов // Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергоснабжения». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, №1, с. 10-21.

20. Купцов С.М. Теплофизические свойства карбонатных пород // Известия Вузов. Сер. Нефть и газ. ? 2004. - №4, - С. 23-27.

21. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовой жидкости // Известия Вузов. Сер. Нефть и газ. - 2005. - №2. - С. 53-63.

22. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовых жидкостей нефтяных месторождений. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 125 с.

23. Трошин А.К., Купцов С.М., Калинин А.Ф. Термодинамические и теплофизические свойства рабочих тел теплоэнергетических установок. Справочное пособие. - М.: МПА-Пресс, 2006. - 78 с.

24. Купцов С.М. Теплоемкость и теплопроводность пластовой воды нефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. - 2006. - №6. - С. 69-71.

25. Купцов С.М. Теплоемкость и теплопроводность каркасных и слоистых алюмосиликатов // Известия Вузов. Сер. Нефть и газ. - 2007. - №1. - С. 48-53.

26. Купцов С.М., Лукьянов С.В. Аппроксимация значений таблично заданных термодинамических функций двух переменных // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007, № 1. - С. 22 -26.

27. Купцов С.М. Показатели адиабатного и дроссельного процессов метана // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008, № 1. - С. 20 -23.

28. Купцов С.М. Коэффициент теплопередачи в добывающей скважине // Hефтепpомысловое дело. - 2008. - №8. - С. 30-35.