Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти


Коэффициент сжимаемости пластовой нефти - это... Что такое Коэффициент сжимаемости пластовой нефти?

 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти

21. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти

Количественная характеристика объемной упругости пластовой нефти, представляющая отношение относительного изменения объема пластовой нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

  • Коэффициент сжимаемости
  • коэффициент силы света

Смотреть что такое "Коэффициент сжимаемости пластовой нефти" в других словарях:

  • Коэффициент сжимаемости — отношение относительной вертикальной деформации (изменения коэффициента пористости) к давлению, вызвавшему эту деформацию. Источник: ГОСТ 30416 96: Грунты. Лабораторные испытания. Общие положения оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ОСТ 39-112-80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов — Терминология ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов: 12. Газосодержание Количество углеводородов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов — Терминология ОСТ 153 39.2 048 2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов: 14.2 Форма 1 «Титульный лист». Содержит четыре поля. поле 1 (вверху листа)… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Форма 3 — 14.4 Форма 3 «Пояснительная записка». Содержит 2 поля: в поле 1 (вверху справа) название месторождения и номер скважины; в поле 2 текстовый материал. В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

normative_reference_dictionary.academic.ru

Сжимаемость - пластовая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сжимаемость - пластовая нефть

Cтраница 1

Сжимаемость пластовых нефтей характеризуется посредством коэффициента сжимаемости ( коэффициента объемного упругого расширения) 3, показывающего, на какую часть от своего первоначального объема по отношению к этому первоначальному объему изменяется объем нефти при изменении давления на единицу.  [1]

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти зависит от состава, содержания в ней растворенного газа, температуры я абсолютного давления.  [2]

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти зависит от состава нефти и газа, количества растворенного газа, давления и температуры.  [3]

Знание значения коэффициента сжимаемости пластовой нефти необходимо для оценки упругих сил, развиваемых нефтью в пласте.  [4]

Как видно из рис. 1.23, коэффициент сжимаемости пластовой нефти является слабой функцией давления. Разность коэффициентов сжимаемости пластовой нефти из-за различия температуры, практически, не зависит от давления.  [6]

При подсчете запасов нефти методом материального баланса величины коэффициента сжимаемости пластовой нефти и объемного коэффициента определяют с учетом начального и текущего пластового давления на уровне середины залежи. Для этого по экспериментальным данным изучения глубинных образцов нефти строятся графики изменения указанных коэффициентов в зависимости от давления ( рис. 76) для конкретной залежи или группы залежей нефтяного района.  [7]

При разработке месторождений с упругим режимом необходимо располагать данными по сжимаемости пластовой нефти, сильно отличающейся от сжимаемости дегазированных нефтей. В ряде случаев коэффициент сжимаемости пластовой нефти дрсти-гает 30 X 10 - 5 I / am и выше.  [8]

В каких пределах меняется величина давления насыщения газом и коэффициента сжимаемости пластовых нефтей.  [9]

Однако в ряде случаев в настоящее время они определяются так же, как и коэффициенты сжимаемости пластовой нефти, на основании анализов глубинных проб.  [10]

По мере увеличения давления объемный коэффициент возрастает, достигает максимума при давлении насыщения и по мере дальнейшего роста давления несколько уменьшается вследствие сжимаемости пластовой нефти.  [11]

Целью лабораторной работы является изучение принципиальной схемы аппаратуры АСМ-ЗООМ, ознакомление с оборудованием для перевода глубинной пробы в аппаратуру АСМ-ЗООМ, определение на основе экспериментальных измерений давления насыщения нефти газом и коэффициента сжимаемости пластовой нефти.  [12]

К этому же периоду относится и изготовление первых качественных приборов для отбора глубинных ( забойных) проб пластовой нефти ( 1930), позволивших получать точные данные о количестве растворенного в нефти газа, изменении растворимости газа в зависимости от давления, о давлениях насыщения, сжимаемости пластовых нефтей. Опубликован ряд фундаментальных работ.  [13]

Как видно из рис. 1.23, коэффициент сжимаемости пластовой нефти является слабой функцией давления. Разность коэффициентов сжимаемости пластовой нефти из-за различия температуры, практически, не зависит от давления.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Физические свойства нефтей

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти — это объем газарастворенного в 1м3 объема пластовой нефти :

(8)

Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовымфактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газначинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :

, (9)

где — изменение объема нефти; — исходный объем нефти. — изменение давления. Размерность — 1/Па, или Па-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 - 5)*10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

. (10)

Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)*10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефтипоказывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

, (11)

где — объем нефти в пластовых условиях; — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; — плотность нефти в пластовых условиях; — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1.2 – 1.8.

Пересчетный коэффициент . (12)

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2 – 1.8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.

По плотности пластовые нефти делятся на:

ü легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;

ü тяжелые с плотностью более 0.850 г/.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

ü незначительной вязкостью — мПа × с;

ü маловязкие — мПа × с;

ü с повышенной вязкостью — мПа× с;

ü высоковязкие — мПа× с.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

 

Пластовые газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород h3S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м3 газ называют жирным).

Физические свойства газов

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа:

, (13)

где — молекулярная масса i-го компонента; — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20.

Плотность газарассчитывается по формуле:

, (14)

где — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение находится в пределах 0.73 – 1.0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху равной отношению плотности газа к плотности воздуха взятой при тех же давлении и температуре:

. (15)

Если и определяются при стандартных условиях, то кг/м3 и кг/м3.

Объемный коэффициент пластового газа представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа , который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

, (16)

где , , — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

 

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ — бутанов, пропана и этана, а также h3S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являетсяконденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называетсягазоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 – 200 °С. Молекулярная масса 90 - 160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0.6 до 0.82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150 – 300 см3/м3), высоким (300 – 600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, какдавление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.

 

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1.26 –1.32 см3/г (плотность льда 1.09 см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0.9 до 1.1 г/см3.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования).

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

 

Похожие статьи:

poznayka.org