37 Описание: Метод расчета распределения давления вдоль

МЕТОД РАСЧЕТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВДОЛЬ СТВОЛА
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
(Шайхутдинов И.К., ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»)
Для оценки, каким образом происходит распределение давления вдоль ствола
добывающей скважины, необходимо рассмотреть совместное решение двух задач:
1. Приток жидкости к горизонтальной скважине из пласта;
2. Течение жидкости в стволе горизонтальной скважине.
Для
совместного
решения
этих
двух
задач
используется
метод
численного
интегрирования и метод итерационных приближений.
Задаются исходные данные:
Свойства флюида
1. Пластовая температура, К
2. Плотность нефти дегазированной в стандартных условиях (при 20 С), кг/м3
3. Плотность выделившегося газа при н.у., кг/м3
4. Объемный коэффициент нефти, м3/м3
5. Плотность пластовой воды в стандартных условиях (при t=20 С), кг/м3
6. Давление насыщения, МПа
7. Газовый фактор при стандартных условиях, м3/м3
8. Вязкость дегазированной нефти в стандартных условиях (при t=20 С),
мПа*с
Данные по скважине
1. Дебит жидкости в стандартых условиях, м3/сут
2. Объемная обводненность в стандартных условиях, %
3. Забойное давление, МПа
4. Внутренний диаметр горизонтального участка ствола, мм
5. Пластовое давление, МПа
6. Длина горизонтального участка, м
Дополнительные данные
1. Шероховатость горизонтального участка, м.
Горизонтальный ствол скважины разбивается на n частей (участков) длиной по 10м
каждый, dL=10м, n=Lгор/dL.
Уравнение притока жидкости к скважине записывается в виде
1
Qтек = K прод ( Pпл − Рзаб )
Здесь Qтек - текущий дебит жидкости, м3/сут; K прод - коэффициент продуктивности,
м3/(сут*МПа); Pпл - текущее значение пластового давления в районе скважины, МПа; Рзаб
- забойное давление в скважине, МПа.
I. ОБЩИЙ АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
1. По известным значениям текущего дебита жидкости Qтек , пластового давления
Pпл
и забойного давления
Рзаб
из формулы (I.1) определяется коэффициент
продуктивности K прод .
K прод =
Qтек
Pпл − Pзаб
(I.1)
2. В первом приближении оценивается коэффициент продуктивности 1 метра
горизонтального ствола K прод 0 .
K прод 0 =
K прод
(I.2)
Lгор
3. Задается значение давления p i и расхода Qi на рассматриваемом в настоящий
момент участке скважины i. В первом участке (i=1) давление p1 будет равно забойному
давлению, а расход Q1 будет равен общему дебиту скважины, приведенному к условиям
p1 , и Tпл .
4. Оценивается приток жидкости на рассматриваемом участке
qi = K прод 0 ⋅ ( Pпл − рi ) ⋅ dL
(I.3)
5. Определяется расход на следующем участке i+1 горизонтального ствола. Он
будет меньше ровно на количество жидкости, вошедшее в i-й участок горизонтального
ствола Qi +1 = Qi − qi .
⎛ dP ⎞
6. Рассчитываются потери на трение ⎜
i-го участка горизонтального ствола
⎟
⎝ dH ⎠ тр (i )
исходя из известных значений
⎛ dP ⎞
p i и расхода Qi , здесь ⎜
- градиент потерь на
⎟
⎝ dH ⎠ тр (i )
трение, Па/м.
7.
Определяется
значение
давления
в
начале
следующего
участка
i+1
горизонтального ствола
2
⎛ dP ⎞
pi +1 = pi − ⎜
⎟
⎝ dH ⎠ тр ( i )
(I.4)
8. Пункты 3-7 повторяются. пока i не будет равно n, т.е. не будет достигнут
конечный участок горизонтальной скважины.
9. На основе сравнения суммарного дебита по участкам
n
∑q
1
Q1 ,
скважины
уточняется
принятый
коэффициент
i
и общего дебита
продуктивности
1
метра
горизонтального ствола K прод 0 . Выполняются снова пункты 3-8.
Уточнение K прод 0 производится до тех пор, пока разница между
n
∑q
1
i
и Q1 не
приблизиться к нулю (допускается 2% от Q1 ).
II.
ОСНОВНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТА
Для расчета необходимо задаться следующими начальными данными:
Q
ж ст
(Q
нд
)
- дебит жидкости при стандартных условиях (дебит дегазированной
нефти), м3/сут;
условиях;
Т пл
B
-
в
ст
пластовая
- объемная обводненность жидкости при стандартных
температура,
К;
d внут .Э / К
-
внутренний
диаметр
эксплуатационной колонны (горизонтального участка), м; ρ нд - плотность дегазированной
нефти при стандартных условиях, кг/м3; μ нд - динамическая вязкость дегазированной
нефти, мПа*с; Pнас
- давление насыщения при пластовой температуре, МПа; G0 -
газосодержание пластовой нефти (газовый фактор), м3/м3;
ρ го
- плотность газа,
выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях,
кг/м3; ρ
в
ст
- плотность воды при стандартных условиях, кг/м3.
При расчете распределения давления газосодержание пластовой нефти (газовый
фактор) необходимо привести к нормальным, условиям используя следующую формулу:
Г 0 = G0
T0
,
Tст
(II.1)
где Г 0 - газовый фактор при нормальных условиях, м3/м3; G0 - газовый фактор при
стандартных условиях, м3/м3.
Необходимо определить массовый дебит скважины
q ж = Qж ст (1 − Bв ст ) ρ нд + Qж ст Bв ст ρ в ст ,
(II.2)
3
где qж - массовый дебит скважины, т/сут; ρ нд =
ρ нд
1000
; ρ в ст =
ρ в ст
1000
.
Расчет коэффициента сверхсжимаемости смеси нефтяных газов
Определяется значение относительной плотности газа при соответствующих
термодинамических условиях ( Pi , Ti ) [5].
ρ г ( Pi , Ti ) = 2( ρ г − 0,5)(e −αP − 0,5) + 0,5 ,
ρг =
(II.3)
ρ го
,
ρ воз
α = A + BP ,
A = 0,0964e −0, 0127 t ,
B = −0,0044e −0,02t
здесь ρ г - относительная (по воздуху) плотность газа, выделяющегося из нефти при
однократном разгазировании, при нормальных условиях;
ρ го
- плотность газа,
выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях,
кг/м3; ρ воз - плотность воздуха, кг/м3 (при нормальных условиях равна 1,293); ρ a относительная по воздуху плотность азота ( ρ a = 0,97 ); t - температура, градусы Цельсия.
Определяется
значение
коэффициента
сверхсжимаемости
газа
при
соответствующих термодинамических условиях ( Pi , Ti ) [5].
z = α 1 + β 1 ( z1 − 0,5),
(II.4)
α 1 = 0,9573e −0, 0433 P ,
β 1 = 0,2582 P 0,5 ,
z1 = A1t 2 + B1t + C1 ,
(
)
A1 = − 10 ρ г ( Pi , Ti ) + 0,5 10 −6 ,
(
)
B1 = 5 ρ г ( Pi , Ti ) − 0,2 10 −3 ,
C1 = −0,8 ρ г ( Pi , Ti ) + 1,18
Расчет
плотности
газа,
выделяющегося
из
нефти
при
однократном
разгазировании ρ г i выполняется по следующей формуле:
ρ г i = a[ ρ г − 0,0036(1 + Ri )(105,7 + U Ri )]ρ воз ,
(II.5)
где a,U - коэффициенты, определяемые по формулам:
4
где ρ нд =
ρ нд
1000
, Г 0м =
a = 1 + 0,0054 (t − 20),
(II.6)
U = ρ нд Г 0 м − 186,
(II.7)
Г0
ρ нд
, Г 0 м - газонасыщенность (газовый фактор), м3/т, ρ воз -
плотность воздуха при нормальных условиях ( ρ воз = 1,293 кг/м3).
Ri =
1 + lg Pi
− 1, Рнас ≥ Рi ≥ 0,1 .
1 + lg Pнас
(II.8)
Определение плотности газа, выделяющегося из нефти при заданных Р и Т
ρ г i PT0
ρ г ( P, T ) =
z ( P, T ) P0 T
,
(II.9)
где z( P, T ) - коэффициент сверхсжимаемости газа однократного разгазирования для
заданных Р и Т ; T0 = 273 K , P0 = 0,1 МПа .
Расчет удельного объема выделившегося газа при заданных Р и Т , м3/т
G0 м i = Г 0 м Ri m[ D (1 + Ri ) − 1] ,
(II.10)
m = 1 + 0,029(Ti − 293)( ρ нд ρ г − 0,7966),
(II.11)
D = 4,06( ρ нд ρ г − 1,045) .
(II.12)
Расчет плотности газа оставшегося в растворе ρ г. р.i
Находим удельный объем растворенного газа
G р. м i = Г 0 м m − G 0 мi .
(II.13)
Определяем плотность растворенного газа
ρ г . р.i =
здесь ρ г i =
⎛
G
⎜⎜ am ρ г − ρ г i 0 мi
Г 0м
⎝
Г 0м
G р. м i
⎞
⎟⎟ ρ воз ,
⎠
(II.14)
ρг i
- относительная плотность выделившегося газа.
ρ воз
Расчет объемного коэффициента нефти bн i
bн i = 1 + 1,0733⋅10 −3 ρ нд G р. м i
λ
m
⎛
ρ г. р i
⎜
⎝
a
λ = 10 −3 ⎜ 4,3 − 3,54 ⋅ 10 −3 ρ нд + 1,0337
+ α н (t − 20) − 6,5 ⋅10 − 4 Pi ,
(II.15)
⎞
+ 5,581 ⋅ 10 −6 ρ нд 1 − 1,61 ⋅ 10 −6 ρ нд G р. м i G р. м i ⎟ ,
⎟
⎠
(
α н = 10 −3 (3,083 − 2,638 ⋅ 10 −3 ρ нд ) ,
)
(II.16)
(II.17)
здесь Pi - давление, МПа.
Расчет плотности газонасыщенной нефти ρ н i
5
Методика расчета плотности газонасыщенной нефти ρ н i основана на взаимосвязи
плотностей газонасыщенной и дегазированной нефти, плотности выделившегося при
контактном однократном разгазировании нефти газа и объемного коэффициента.
Основным уравнением для расчета является уравнение следующего вида:
ρнi =
где ρ г. р i =
ρ г. р i
ρ нд ⎛⎜
bн i ⎜
⎝
1 + 1,293 ⋅ 10 −3
ρ г. р i G р. м i ⎞⎟
(II.18)
,
⎟
⎠
ma
- относительная плотность выделившегося газа, кг/м3;
ρ воз
bн i
- объемный
коэффициент нефти при заданных Р и Т ; ρ нд - плотность дегазированной нефти, кг/м3.
Определение объемных расходных параметров газожидкостной смеси
Для определения объемного расхода газа на уровне приема насоса при
предполагаемом давлении Pпр.нас = Рнач и рассчитанной температуре Т пр.нас необходимо
рассчитать ряд параметров.
Объемное
расходное
водосодержание
в
стандартных
условиях
(объемная
обводненность жидкости)
Bв ст =
Q в ст
Q
− Qн ст
,
= ж ст
Q в ст + Qн ст
Q ж ст
(II.19)
где Qв ст , Qн ст , Q ж ст - соответственно объемные расходы воды, нефти и жидкости в
стандартных условиях, м3/сут;
объемные расходы воды Qв и нефти Qн при заданных Р и Т :
Qв = Q ж ст bв Bв ст ,
(принимают bв = 1 ),
(II.20)
(II.21)
Qн = Q ж ст bн i (1 − Bв ст ),
где bв , bн - соответственно объемные коэффициенты воды и нефти при заданных Р и Т ;
объемное расходное водосодержание B при заданных Р и Т
B=
Bв ст bв
Bв ст bв + (1 − Bв ст )bн i
;
(II.22)
Рассчитывают объемные расходные параметры газожидкостного потока Q ж пр.нас и
Qг пр.нас на уровне приема насоса:
Q ж i = Q ж ст (1 − Вi )bн i + Q ж ст Вi ,
(II.23)
P0Ti
,
Pi T0
(II.24)
Q г i =G 0 м i (1 − Bi ) ρ н i Q ж ст z i
здесь ρ н i =
ρн i
1000
.
6
Плотность газожидкостной смеси
ρ см = ρ ж (1 − ϕ г ) + ρ гϕ г ,
(II.25)
где ρ ж , ρ г - соответственно плотность жидкой и газовой фаз при соответствующих
термодинамических условиях рассматриваемого сечения потока смеси, кг/м3; ϕ г истинное газосодержание в потоке смеси (объемная доля газа в смеси), которое
рассчитывается по следующему аналитическому выражению
ϕг =
β г wсм
w ги
− 0 ,5
= β г (С1 + С 2 Frсм
),
(II.27)
где β г - объемное расходное газосодержание в потоке смеси, вычисляемое так:
βг =
Qг , Qж
Qг
Qж + Qг
,
(II.28)
- соответственно объемный расход газовой и жидкой фаз при соответствующих
термодинамических условиях (определяются по формулам (II.23) и (II.24)), м3/с; wги , wсм соответственно средняя истинная скорость газовой фазы и средняя приведенная скорость
движения
смеси,
м/с;
-
C1 ,C 2
безразмерные
корреляционные
коэффициенты,
учитывающие гидродинамические особенности потока смеси и физические свойства фаз;
Frсм
- критерий Фруда, зависящий от скорости смеси wсм :
2
wсм
.
gd вн
Frсм =
wсм =
d вн
(II.29)
4(Q ж + Q г )
2
πd вн
,
(II.30)
- внутренний диаметр колонны НКТ (эксплуатационной колонны), по которой
движется газожидкостная смесь, м.
Для
расчета
корреляционных
коэффициентов
используются
следующие
зависимости:
C1 =
C2 =
2,2361e
0,049 μ ж
1 + 1,1002e
0,049 μ ж
1 + 0,1082e
0,049 μ ж
1 + 1,1002e 0,049 μ ж
−0,6
− 0,5447μ ж ( d вн − 0,015) ,
(
)
− 6,707 − 0,168( μ ж − 1) (d вн − 0,015) ,
(II.31)
(II.32)
где μ ж - относительная вязкость жидкости, равная отношению вязкости движущейся в
подъемнике при известных термодинамических условиях жидкости (в мПа с) к вязкости
воды при стандартных условиях ( μ в ст = 1мПа ⋅ с ).
μж =
μж
.
μ в ст
(II.33)
7
Зависимость (II.31) справедлива при следующих соотношениях внутренних
диаметров труб и диапазонов изменения относительной вязкости жидкости:
d вн = 0,0381 м,
1 < μ ж ≤ 1500
d вн = 0,0508 м,
1 < μ ж ≤ 750
d вн = 0,0635 м,
1 < μ ж ≤ 450
d вн = 0,0762 м,
1 < μ ж ≤ 300
(II.34)
Выражение (II.32) справедливо в интервале 1 < μ ж ≤ 40 . Если
μ ж > 40 , то
корреляционный коэффициент
C2 =
1 + 0,1082e
1 + 1,1002e
0,049 μ ж
0,049 μ ж
.
(II.35)
Градиент потерь на трение
2
λтр wсм
ρ см
⎛ dP ⎞
,
⎜
⎟ =
2d вн
⎝ dH ⎠тр
(II.36)
где λ - коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, движущейся со
скоростью смеси и рассчитываемый в зависимости от числа Рейнольдса по жидкой фазе
Re ж =
wсм d вн ρ ж
(II.37)
μж
по следующей формуле:
λтр
⎛ 158
∈
= 0,067⎜⎜
+2
Re
d
вн
⎝ ж
⎞
⎟⎟
⎠
0, 2
,
(II.14)
где ∈ - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб (для труб нефтяного
сортамента, не загрязненных отложением солей, смол и парафина, ∈= 1,4 ⋅ 10 −5 м ), м.
Следует указать, что зависимости (II.31), (II.32), (II.35) можно использовать при
внутренних диаметрах подъемника 0,015 м ≤ d вн ≤ 0,0762 м . В случае, если внутренний
диаметр подъемника d вн > 0,0762 м , то при расчетах принимают равенство истинного и
объемного расходного газосодержаний, т. е. ϕ г = β г .
Плотность газовой фазы при соответствующих термодинамических условиях
определяется по формулам (II.5)-(II.9).
Для определения плотности и вязкости жидкой фазы необходимо определить
структуру и тип водонефтяной смеси.
Прежде чем определять структуру водонефтяной смеси и ее тип, необходимо
рассчитать следующие характеристики смеси:
приведенную скорость (в м/с) водонефтяной смеси в данном сечении канала
wсм пр =
Qв + Qн
,
F
(II.15)
8
где F - площадь поперечного сечения канала, м2.
Определение структуры потока
Выделяют две структуры водонефтяной смеси: капельную и эмульсионную. Их
область существования оценивается по критической скорости смеси wсм кр (в м/с):
(II.16)
w см кр = 0,487 gDт ,
где Dт - внутренний диаметр трубы (внутренний диаметр эксплуатационной
колонны), м.
Если
(II.17)
w см пр < w см кр ,
то водонефтяной поток имеет капельную структуру: внутренняя диспергированная
фаза в виде капель диаметром 0,5-2 см распределена во внешней непрерывной фазе.
Если
(II.18)
w см пр > w см кр ,
то водонефтяной поток имеет эмульсионную структуру: диспергированная
внутренняя фаза представлена сферическими каплями диаметром 10-3 – 10-5 см.
Определение типа водонефтяной смеси
Для капельной структуры потока тип смеси определяется по расходному
объемному водосодержанию:
если B ≤ 0,5 , то смесь будет типа вода в нефти (В/Н) – дискретной внутренней
фазой служит вода, а непрерывной внешней фазой – нефть;
если B > 0,5 , то смесь будет типа нефть в воде (Н/В) – дискретной внутренней фазой
является нефть, а непрерывной внешней фазой – вода.
Для эмульсионной структуры потока тип смеси определяется не только В, но и
критической скоростью эмульсии wэ кр , вычисляемой так:
w э кр = 0,064 ⋅ 56 В gD т
.
(II.19)
Если B ≤ 0,5 и w см пр > w э кр - эмульсия типа В/Н; если B ≤ 0,5 и w см пр < w э кр или B > 0,5
- эмульсия типа Н/В.
Расчет плотности
Капельная структура
Рассчитывается поверхностное натяжение на границе с водой
σ нв = σ вг − σ нг ,
(II.20)
где σ нг , σ вг - поверхностное натяжение на границе «нефть-газ» и «вода-газ», мН/м.
Поверхностное натяжение σ вг определяется по формуле
9
σ вг =
1000
1,19+ 0,01Pi
10
,
(II.21)
здесь Рi - давление, МПа.
Поверхностное натяжение σ нг определяется по формуле
σ нг =
1000
1,58+ 0,05 Pi
10
− 72 ⋅ 10 −3 (T − 305).
(II.22)
Рассчитываются истинные объемные доли фаз в потоке.
Для смеси В/Н истинная объемная доля воды
wв пр
ϕв =
wсм пр
⎛
0,827wсм пр
− ⎜ 0,425 −
⎜
gDт
⎝
wв пр =
⎞⎛
⎞
⎟⎜ 4σ g ( ρ в − ρ н i ) ⎟
нв
2
⎟
⎜
⎟
ρнi
⎠
⎠⎝
Qв
F
0, 25
,
(II.23)
,
(II.24)
где w в пр - приведенная скорость воды, м/с; ρ в , ρ н - соответственно плотности воды и
нефти при заданных Р и Т , кг/м3.
Истинная объемная доля внешней фазы (нефти)
(II.25)
ϕн = 1−ϕв.
Для смеси Н/В истинная объемная доля нефти
wн пр
ϕн =
wсм пр
⎛
wсм пр
+ ⎜ 0,54(1,01 + В 0,152 ) −
⎜
gDт
⎝
wн пр =
Qн
F
⎞⎛
⎞
⎟⎜ 4σ g ( ρ в − ρ н i ) ⎟
2
⎟
⎟⎜ нв
ρв
⎠
⎠⎝
0, 25
,
,
(II.26)
(II.27)
где w н пр - приведенная скорость нефти, м/с.
Истинная объемная доля внешней фазы (воды)
ϕв = 1− ϕн.
(II.28)
Рассчитывается плотность водонефтяной смеси ρ вн :
ρ вн = ρ вϕ в + ρ нϕ н .
(II.29)
Динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной структуры принимается
равной динамической вязкости внешней фазы:
для смеси В/Н μ вн = μ н ,
для смеси Н/В μ вн = μ в ,
где μ н , μ в соответственно вязкости нефти и воды при заданных Р и Т, мПа с.
Эмульсионная структура
10
Вычисляются истинные объемные доли фаз эмульсии. Принимая во внимание, что
эмульсии характеризуются высокой степенью дисперсности фаз, относительное движение
между ними не учитывается, а истинные объемные доли принимаются равными
расходным содержаниям:
ϕ в = В,
⎫
⎬
ϕ н = β н = 1 − В.⎭
(II.30)
Определяется плотность водонефтяной эмульсии
(II.31)
ρ вн = ρ в (1 − B ) + ρ н B.
Рассчитывается кажущаяся вязкость водонефтяной эмульсии η э для эмульсии В/Н:
D (1 + 2,9 B )
,
1− B
ηэ =
(II.32)
где D - коэффициент, определяемый следующим образом:
при A ≤ 1 D = μ н ,
(II.33)
при A > 1 D = Aμ н ,
(II.34)
A
- параметр, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость:
A=
wсд
1 + 20 B 2
0, 48 В
wсд
,
(II.35)
- скорость сдвига водонефтяной эмульсии при данных Р и Т, 1/с:
wсд =
где w э пр
8w э пр
Dг
,
(II.36)
- приведенная скорость эмульсии, определяемая по формуле (III.15), м/с; Dг
- гидравлический диаметр канала, м.
Для эмульсии Н/В кажущаяся вязкость
η э = μ в 10 3,2(1− В ) .
(II.37)
Расчет вязкости нефти
Расчет вязкости дегазированной нефти
В
практике
добычи
нефти
встречаются
случаи
отсутствия
достаточной
информации о некоторых свойствах нефти, например о вязкости μ н . Для оценки вязкости
нефти при 20
о
С и атмосферном давлении можно использовать формулы И.И.
Дунюшкина:
μ н 20
⎛ 0,658 ρ 2
нд
= ⎜⎜
⎜ 0,886 − ρ 2
нд
⎝
⎞
⎟
⎟⎟
⎠
2
при 0,845 < ρ нд < 0,924 ,
11
μ н 20
⎛ 0,456 ρ 2
нд
= ⎜⎜
⎜ 0,833 − ρ 2
нд
⎝
⎞
⎟
⎟⎟
⎠
2
при 0,78 < ρ нд ≤ 0,845 ,
(II.38)
где μ н20 - относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20
о
С и атмосферном давлении.
Расчет вязкости дегазированной нефти при любой температуре
Зависимость
вязкости
дегазированной
нефти
от
температуры
выражается
формулой И.И. Дунюшкина:
1
c
μ нt = ( c μ нt1 ) a ,
где μ нt - относительная (по воде)
искомой температуре t;
(II.39)
динамическая вязкость дегазированной нефти при
μ нt1 - относительная (по воде)
динамическая вязкость
дегазированной нефти при известной температуре t1; а – коэффициент, определяемый по
уравнению:
a=
1
1 + b( t − t1 ) lg( c μ нt1 )
,
(II.40)
b, c – коэффициенты, зависящие от вязкости дегазированной нефти и вычисляемые по
следующим зависимостям:
при μ н ≥ 1000, b = 2,52 ⋅ 10 −3 1/ o C, c = 10 ;
(II.41)
при 10 ≤ μ н ≤ 1000, b = 1,44 ⋅ 10 −3 1/ o C, c = 100 ;
(II.42)
при μ н < 10, b = 0,76 ⋅ 10 −3 1/ o C, c = 1000 ;
(II.43)
Расчет вязкости газонасыщенной нефти при пластовой температуре
Расчет вязкости газонасыщенной нефти при пластовой температуре в зависимости
от изменения газонасыщенности нефти и вязкости дегазированной нефти при пластовой
температуре и атмосферном давлении ведется по формуле:
B
μ нг = Aμ нt ,
(II.44)
где μ нг - относительная вязкость газонасыщенной нефти при температуре t и давлении
насыщения; μ нt - относительная вязкость дегазированной нефти при температуре t
атмосферном давлении; А, В – корреляционные коэффициенты, зависящие от количества
растворенного в нефти газа:
A = exp[−87,24 ⋅ 10 −4 Г * +12,9 ⋅ 10 −6 ( Г *)2 ] ,
B = exp[−47,11 ⋅ 10 −4 Г * +8,3 ⋅ 10 −6 ( Г *)2 ] ,
Г*
- газонасыщенность нефти (объем газа приведен к 15
(II.45)
о
С и атмосферному
давлению), м3/м3
12
Г * = 0,983(1 + 5α н ) Г 0 ,
Г0
- газонасыщенность нефти (объем газа приведен к 20
(II.46)
о
С и атмосферному
давлению) м3/м3, α н - коэффициент термического расширения нефти, определяемый по
следующему соотношению:
⎧⎪2,638(1,169 − ρ ) при 0,78 ≤ ρ ≤ 0,86⎫⎪
нд
нд
⎬;
⎪⎩1,975(1,272 − ρ нд ) при 0,86 < ρ нд ≤ 0,96 ⎪⎭
α н = 10 −3 ⎨
(II.47)
13
Список литературы
1. «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений», под ред. Ш.К. Гиматутдинова, Москва, «Недра», 1983
г.
2. Мищенко И.Т., «Расчеты в добыче нефти», Москва, «Недра», 1989 г.
14