1.2 Расчеты плотности и вязкости пластовой воды

Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых солей:

• анионы OH^(-), CL(-), SO₄^2(-), CO₃^2(-), HCO₃^(-),

• катионы H⁽⁺⁾, K⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾, NH₄⁽⁺⁾, Mg²⁽⁺⁾, Ca²⁽⁺⁾, Fe^2(+), и др.

• ионы микроэлементов: Br^(-), J^(-), и др.

• коллоидные частицы: SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃;

• растворенные газы: CO₂, H₂S, CH₄, H₂, N₂ и др.

• нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод.

Из физических свойств пластовой и сточной вод наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют плотность и вязкость ее. Плотность пластовой (минерализованной) воды в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле

ρ_вп = ρ_в + 0.7647S, (1.18)

где ρ_в — плотность дистиллированной воды при 20 ^оС, кг/м³; S –концентрация соли в воде (растворе), кг/м³.

В диапазоне температур от 0 до 45 ^оС плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому влияние температуры может быть учтено следующим образом:

ρ_вп(T) = ρ_вп - 0.0714(t - 20), (1.19)

где ρ_вп(t), ρ_вп — плотность минерализованной воды при температуре t и 20 ^оС соответственно, кг/м³.

Важное значение имеет возможность учета изменения вязкости попутной воды при изменении ее температуры, солесодержания и, как следствие, плотности. Как показывает обработка экспериментальных данных, вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

при ∆ρ =< ∆ρ1 μ_вп = μ_в(t) * 10 ^{0.8831∆ρ * 10} , (1.20)

где μ_вп — вязкость пластовой воды при температуре t, мПа*с; μ_в(t) — вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа*с; значение ее может быть определено по справочнику или по формуле

μ_в(t) = 1353*(t + 50) ^-1.6928, (1.21)

де ∆ρ разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 ^оС, кг/м³;

∆ρ = ρ_вп - 998.3, (1.22)

где ρ_вп — плотность минерализованной воды при 20 ^оС, кг/м³; ∆ρ1 — параметр, определяемый по формуле

∆ρ1 = 0.793*(146.8 - t) (1.23)

при ∆ρ > ∆ρ1

μ_вп = μ_в(t)*10^у у=10^-3* А (ρ) (1.24)

где А (ρ) — функция, значения которой зависят от температуры и плотности

при 0 =< t =< 20 ^оС

A(ρ) = 2.096*(∆ρ - 0.5787*∆ρ1), (1.25)

при 20 < t =< 30 ^оС

A(ρ) = 2.096*(∆ρ - 0.5787*∆ρ1) - 0.032*(t - 20)*(∆ρ - ∆ρ1) (1.26)

при t > 30 ^оС

A(ρ) = 1.776*(∆ρ - 0.503*∆ρ1) (1.27)

Задача 1.2.1

Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения 0, 15, 25, 33 и 45 ^оС, а солесодержание ее равно 200 г/л. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе.

Дано: S = 200 г/л; t = 0, 15, 25, 33, 45 ^оС

Найти: ρ_вп(t) =?, μ_вп(t) =?

Решение:

ρ_вп = ρ_в + 0.7647*S

при 20 ^оС ρ_вп = 998.3 + 0.7647 * 200 = 1151 кг/л

при 0 ^оС ρ_вп(0) = 1151 - 0.0714(0 - 20) = 1152 кг/л

Рассчитываем параметр ∆ρ1

∆ρ1(t) = 0.793 * (146.8 - t)

∆ρ1(0) = 0.793 *(146.8 - 0) = 116.4 кг/м³

∆ρ = ρ_вп - 998.3

∆ρ = 1151 - 998.3 = 152.7 кг/м³

Так как 152.6 > 116.4 μ_вп = μ_в(t)*10^у у=10^-3* А (ρ)

A(ρ) = 2.096 * (∆ρ - 0.5787 * ∆ρ1)

A(ρ) = 2.096 * (152.7 - 0.5787 * 116.4) = 178.87

μ_в(0) = 1353 * (0 + 50) ^{- 1.6928} = 1.8 мПа*с

μ_вп(0) = 1.8 * 10 ^{(178.87 * 10 )} = 2.72 мПа*с

Результаты аналогичных расчетов для других заданных температур помещены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

t оС	ρвп кг/м3	∆ρ1 кг/м3	μв(t) мПа*с	А(ρ) мПа*с	μвп(t) мПа*с
0	1152	116,4	1,8	178,87	2,72
15	1151	104,5	1,15	193,31	1,79
25	1150	96,6	0,91	193,91	1,42
33	1150	90,2	0,76	190,62	1,18
45	1149	80,7	0,61	199,1	0,96

Из результатов следует, что вязкость уменьшилась почти в 3 раза, а плотность - на 3 кг/м³ при изменении температуры от 0 до 45 ^оС.

ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ