Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Давление насыщения нефти газом


Давление насыщения нефти газом — КиберПедия

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).

 

Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

 

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

 

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

 

Рис. 4.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения  
Рис. 4.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

 

 

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

 

Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

 

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Го) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.

Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 4.11, находим кажущуюся плотность газа (rг.к.) для величин относительной плотности газа (ρог) равной 0,9 и плотности нефти (rн) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (rг.к) = 440 кг/м3 (0,44 кг/л).

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти оценивается по уравнению:

Gг = Го • rн • rог • Gв,

 

где Го – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т;

rн – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3,

rог – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

 

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м3/т] • т/м3]•[кг]).

 

 

 

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

 

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

 

V = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3

 

Вес насыщенной нефти газом определяется:

 

Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

 

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

 

rнг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).

 

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм Þ Drр составляет 22 кг/м3.

 

 

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5оС):

 

: Drt = 860–850 = 10 кг/м3.

 

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r'нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).

 

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

 

b = Vпл/Vдег, b = rдег/rп = 850/755 = 1,126.

 

 

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

 

То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:

 

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Тепловые свойства нефтей

Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномольновязких или высокопарафинистых нефтей, зависит от их теплоёмкости.

Под теплоёмкостью понимается количество теплоты, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей величина теплоёмкости (с) лежит в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) ≈ 350-600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К)

Для повышения температуры нефти объёма (V), c плотность. (ρ) от температуры (Т1) до значения (Т2) необходимо затратить количество (Q) энергии, равное:

 

Q =ρ · c · (Т2 - Т1) · V. (4.17)

 

Однако величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур.

Теплопроводность нефтейопределяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэффициент теплопроводности (l) описывается законом теплопроводностиФурье и характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

 

. (4.18)

 

Коэффициент теплопроводности (l) для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К).

Теплота сгоранияхарактеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

 

cyberpedia.su

Давление насыщения нефти газом.

 

Давление насыщения нефти газом – максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти в изотермическом процессе, в условиях термодинамического равновесия.

Кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её ростом.

Р, МПа

 

 

Т°

Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться за счёт снижения давления.

 

Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты) происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.

Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.

 

Коэффициент сжимаемости нефти. Объёмный коэффициент.

 

Нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости).

bн=-1/V×(dV/dр)

Он составляет величину порядка (0.4­¼0.7) ГПа-1 (для нефтей, не содержащих растворённый газ). Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (bн достигает 14 ГПа-1).

bн зависит от температуры и давления, причём чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.

       
   
 

b b Т°

 

 

40° 120°

Т° Р

 

Когда нефть из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется, меняется объём.

Объёмный коэффициент рассчитывается по формуле:

в=Vпл/Vдег,

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём дегазированной нефти (на поверхности).

 

Зависимость объёмного коэффициента от давления выглядит следующим образом:

В

 

 

Рнас Р

 

Коэффициент усадки.

 

U=(в – 1)/в×100% (изменение объёма нефти при подъёме на поверхность)

или

U=(в – 1)×100% (изменение объёма нефти на поверхности)

 

45. Плотность и вязкость пластовой нефти.

 

Плотность пластовой нефти зависит от давления и температуры.

Если плотность нефти составляет r=500 кг/м3, то такая нефть называется лёгкой, или малоплотной. Если плотность равна r=800-900 кг/м3, то такая нефть называется тяжёлой, или высокоплотной.

С ростом температуры плотность

нефтей падает, причём падение

происходит до давления

насыщения, после чего она

снова возрастает

 

Рнас Р

 

Диапазон значений вязкости колеблется в пределах (0.01¼1000) мПа×с.

Вязкость пластовой нефти не имеет ничего общего с вязкостью нефти на поверхности.

 

Вязкость нефти увеличивается

и изменяется сложным образом

в зависимости от давления.

 

 

Рнас Р

 

Зависимость вязкости от температуры следующая:

 
 

 

 

Т°

 

m

Если мы будем греть нефть,

то вязкость резко упадёт.

С ростом количества растворённого

газа вязкость нефти снижается.

 

м3/м3

 

Лекция №14. (Часть 2.)

 

Структурно-механические свойства нефти.

Аномальные жидкости.

 

Наличие смоло-асфальтеновых и парафиновых компонентов делает нефть коллоидной системой.

 
 

 

 

z h Эпюра скоростей

 

 

Величина деформации характеризуется величиной:

g=U¢/z

Скорость деформации:

g=dg/dt.

Для обычных твёрдых тел и классических жидкостей выполняются следующие соотношения для касательных напряжений t:

Для твёрдого тела - t=G×g, где G – модуль сдвига.

Для жидкостей - t=m×(dg/dt)

 

Жидкость неограниченно деформируется под действием касательных напряжений t. Такие жидкости называют ньютоновскими, и для них указывают на два момента:

1. однозначную связь t и g;

2. эта связь линейная с коэффициентом пропорциональности m.

 

Жидкости, для которых не соблюдаются эти два положения, называются аномальными, или неньютоновскими. Это:

@ нефти повышенной вязкости, со значительным содержанием смоло-асфальтеновых компонентов;

@ технологические жидкости на основе полимерных растворов, гелей.

В соответствии с этим выделяются разные типы связей (t(g)):

t=Т(dg/dt), dg/dt=Г(t),

где Т, Г – некоторые функции. Они взаимообратимые и в общем случае нелинейные.

 

В зависимости от вида функции различают:

вязкопластическую жидкость;

Она соответствует модели Бингама-Шведова.

dg/dt=0 при t<t0;

dg/dt=(t-t0)/m при t³t0;

 

t0 – некоторое предельное напряжение сдвига.

Этот тип жидкости называется жидкостью с аномальным напряжением, или бингамовской жидкостью.

d

 
 

Dh

 

 

L

 

Dh< (p×d×L×t0)/g

 

Начальное напряжение сдвига может быть связано с взаимодействием нефти с поверхностью.

Мирзаджанзаде выявил, что газ тоже может проявлять начальный градиент, связанный с взаимодействием газа с глинистой компонентой.

 

Степенная жидкость.

t=k×(dg/dt)n

При n<1 эта зависимость соответствует жидкостям, в которых структуры разрушаются.

При n>1 эта зависимость соответствует жидкостям (например, суспензиям), в которых сопротивление движению возрастает по мере движения, они с уплотняющейся структурой.

 

Старение нефти.

 

Изменение зависимостей, состава нефти от времени называется старением нефти.

Когда нарушается естественное пластовое состояние, из нефти улетучиваются лёгкие компоненты и вследствие наличия тяжёлых компонентов, которые могут выпадать, изменяется её химический состав. Т.о. свойства нефти в процессе разработки меняются.

 

Явление разрушения структуры при течении и восстановления в состоянии покоя называется тиксотропией.

 

(продолжение в лекции №15)

Лекция 15.

 

lektsia.com

Давление насыщения нефти газом - Справочник химика 21

    Для разработки методики определения состава газа при давлении на забое выше давления насыщения нефти газом были определены пределы изменения концентраций компонентов смеси в зависимости от давления сепарации и сопоставлены два способа определения состава газа — по глубинным пробам и измерением в трапах. [c.22]

    В настоящее время давление насыщения нефти газом определяют в лабораториях путем построения графической зависимости между давлением и изменением объема газонефтяной смеси, так называемым объемным методом. При этом на зависимости р — ДУ получается точка излома. Давление, соответствующее точке излома, принимают за давление насыщения. [c.30]

    Общепринятый объемный метод определения давления насыщения нефти газом дает завышенные результаты. [c.34]

    Исследования структурно-механических свойств пластовых нефтей связаны с многими экснериментальными трудностями. Основное затруднение — необходимость проведения опытов при высоких статических давлениях, соответствующих пластовым, измеряемых десятками атмосфер, а иногда даже и выше 100 кГ/см . Пластовые нефти месторождений Башкирии содержат значительное количество растворенного газа. Опыты должны проводиться при давлении выше давления насыщения, т. е. в условиях, когда газ полностью растворен в нефти. Следовательно, установка для изучения структурных свойств должна позволять определять давление насыщения нефти газом. [c.35]

    Давления насыщения нефти газом на ступенях разгазирования [c.43]

    Давление насыщения нефти газом в настоящее время находят объемным методом по точке излома зависимости Р — ДУ. Однако правая ветвь данной зависимости криволинейная и это затрудняет нахождение давления насыщения. [c.168]

    Определение давления насыщения пластовой нефти газом Для определения давления насыщения нефти газом необходимо переписать неравенство (2.7) в виде уравнения  [c.206]

    Исследование и составление алгоритма зависимости обводненности продукции от величины снижения рзб ниже давления насыщения нефти газом. [c.202]

    Промысловая практика работы добывающих скважин с давлением в прискважинной зоне пласта ниже начального давления насыщения пластовой нефти газом показывает, что газовый фактор добываемой нефти во времени возрастает. Следовательно, текущее давление насыщения пластовой нефти газом непрерывно возрастает, если под этим термином понимать то значение давления насыщения нефти газом при пластовой температуре, которое будет иметь добываемая нефть после растворения в ней всего газа, поступающего в свободном виде из залежи в скважину. [c.133]

    Следуя рекомендациям отраслевой методики расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем [53], определение давления насыщения нефти газом в зависимости от температуры производится в следующей последовательности  [c.205]

    Это уравнение справедливо для термобарических условий, при которых пластовая нефть находится в состоянии насыщения, а давление равно давлению насыщения нефти газом при температуре в системе Т. [c.206]

    Представленный алгоритм расчета давления насыщения нефти газом позволяет определить изменившуюся его величину из-за изменения температуры в системе при известном составе или из-за изменения состава системы при неизменной температуре, то есть определить величину нового давления насыщения нефти газом, необходимую для расчетов свойств скважинной продукции. [c.207]

    Вычисляются абсолютные давления по заданному ряду относительных давлений (2.149) с использованием вычисленного давления насыщения нефти газом (2.151) при 20 °С (см. примеры в пункте 1) [c.270]

    Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22]

    По окончании комплекса реологических исследований при давлении выше давления насыщения нефти газом с помощью ручных прессов давление снижали ниже давления насыщения и отбирали выделившийся газ. Давление в установке вновь повышали до пластового. [c.26]

    Установка позволяет исследовать фильтрацию нефти через капилляры различного размера и образцы песчаников разной проницаемости. На установке возможно определение давления насыщения нефти газом объемным методом. [c.49]

    Совершенно иная картина наблюдается, если миграция УВ происходит в растворенном состоянии. Если давление насыщения нефти газом ниже пластового давления, то при движении растворов по региональному восстанию слоев снижение давления и температуры будет способствовать выделению из раствора нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие УВ растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора должна выделяться нефть, -которая и заполнит нижнюю ловушку. В дальнейшем по мере снижения пластовых давлений и температуры наряду с жидким УВ будут выделяться и газообразные и поэтому в следующих по восстанию ловушках соответственно будут аккумулироваться нефть и газ, а еще выше только газ. Такая дифференциация У В напоминает размещение их по принципу гравитационного разделения флюидов. [c.148]

    Успех геохимических исследований зависит прежде всего от правильного отбора проб нефтей. Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба нефти дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить в известном смысле термодинамическую характеристику пласта. Пробы в этом случае отбирают специальным устройством — глубинным пробоотборником. Используя затем особую дополнительную аппаратуру на скважине и особую методику при анализе, можно получить данные, характеризующие пластовое давление, давление насыщения нефти газом, пластовую температуру.  [c.17]

    Скопление свободного газа нал нефтью в нефтегазовой зале-жи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление Р выше Р, то весь газ растворится в нефти, а если Р [c.73]

    Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. [c.69]

    В результате многочисленных лабораторных определений, выполненных в НГДУ Арланнефть и БашНИПИнефть, показано, что пластовые нефти залежей на рассматриваемой площади относятся к тяжелым, смолистым и сернистым. Содержание растворенного газа в пластовых условиях составляет 10,8—12,3 нм /т, объемный коэффициент нефти равен 1,022, плотность при давлении, равном давлению насыщения нефти газом —883 кг/м , динамическая вязкость при давлении, равном давлению насыщения, изменяется в пределах 18,5— 19,2 мПа с, давление насыщения пластовой нефти газом изменяется от 3,8 до 5,1 мПа, Вязкость дегазированной нефти при температуре 20 °С изменяется от 28,7 до 37,1 мПа с, составляя в среднем 32,4 мПа с. Массовая доля серы в нефти равна 2,7%, асфальтенов —5,3%, смол селикагелевых — 27,5%, парафинов —2,2%. В состав попутного газа входят уг- [c.350]

    Площадь и участок Темпера- тура пласта, "С Вязкость пластовой нефти, мПа- с Газосо- держание пластовой нефти, м /м Давление насыщения нефти газом, МПа [c.357]

    Готовили пробы, содержащие 3 и 6 объемов газа на объем нефти,т. е. соответственно с газовым фактором (Г) 3 и 6 см /см . Эти пробы имели давление насыщения соответственно 15 и 28 кГ/см . Пробы готовили на установке УИПН-2, к которой была присоединена КВД. Определение оптической плотности начинали при давлении выше давления насыщения нефти газом. Давление снижали при помощи пресса установки стуненяш по 10 кГ/см . На каждой ступени определяли оптическую плотность нефти в КВД. [c.10]

    Вместе с тем возникает вопрос, почему никто из исследователей до 1963 г. не получал на изотерме р — ДУ горизонтального (или почти горизонтального) участка Ш. К. Гиматудинов и А. Н. Шедловский объясняют это тем, что нри определении общепринятым объемным методом давления насыщения нефти газом снижение давления осуществляется через большие интервалы (ступени). В их опытах давление снижалось через небольшие (меньше 1 кГ/см ) интервалы. Причем в их установке вместо поршневых прессов использовались газовые баллоны. Выпуск из баллонов небольпшх объемов газа позволял очень плавно снижать давление в области, близкой к давлению насыщения [4]. [c.31]

    Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А. Леворсен, У. Гассоу и другие исследователи предложили использовать замороженное давление насыщения нефти газом. Предполагается, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворенных в ней газов. Зная давление насыщения нефти газом в настоящее время, мо>кно также приближенно определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время ее формирования. Этот метод в комплексе с другими методами в некоторых районах оказался весьма полезным для уточнения времени формирования нефтяных залежей, хотя область его применения также ограничивается из-за ряда недостатков. [c.152]

    Свойства нефтей при пластовых условиях исследовали по пробам из пласта 16,. Нефть этого пласта недонасыщена газом, (давлениие насыщения нефти газом ниже пластового давления). Она имеет более низкие вязкость, газосодержание, а коэффициент растворимости газа более высокий, чем у средней нефти. Её плотность равна плотности сред-шей нефти. [c.59]

    Свойства пластовых нефтей исследовали только по пробам из малевского горизонта. Нефть имеет высокое газосодержание, низкую плотность. Давление насыщения нефти газом высокое, близкое к пластовому. [c.328]

    Свойства пластовых нефтей определили по пробам, отобранным из ХН1 и XV горизонтов. Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и повышенных температур. Нефть XIII горизонта характеризуется высоким газосодержанием, пониженной вязкостью и низкой плотностью. Величины пластового давления и давления насыщения нефти газом равны. Нефть XV горизонта в пластовых условиях имеет по сравнению со средней нефтью пониженные газосодержание и плотность. [c.515]

    При этом давление насыщения нефтей газом мало отличается от пластового. Нефти горизонтов XVII и XVIII имеют пониженное газосодержание (для горизонта XX оно ближе к среднему). В целом нефти имеют несколько повышенную вязкость (до 10 мПа-с) и плотность (до 0,910 г/см ). [c.569]

    По направлению движения различают вертикальную и боковую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная миграция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вертикальная миграция более явно проявляется в складчатых областях в связи с большей нарушенностью структур. Платформенные условия хотя и более спокойные, но флюиды, в том числе и угле-- водороды, по-видимому, также перемешаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертикали. Латеральная миграция может ограничиваться ближайшими структурами, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти и дальше, если ловушка не способна удержать нефть или газ или ловушка наполнена уже до краев . При перемещении мощного потока нефти и газа на более или менее значительное расстояние проявляется иногда так называемое дифференциальное улавливание при перемещении по цепи взаимосвязанных поднятий по линии их воздымания. По первоначальной схеме В. Гас-соу и С.П. Максимова, в самую близкую (и наиболее глубоко расположенную) к очагу генерации углеводородов ловушку первым приходит газ и заполняет ее полностью до замка (рис. 5.8, I). Если даже нефть и газ приходят совместно, то дополнительные порции газа вытеснят нефть в более высоко расположенную ловушку. В ней формируется нефтяная залежь, потом по мере прихода газа — нефтяная залежь с газовой шапкой, затем по мере увеличения газа — газовая залежь с нефтяной оторочкой, затем нефть переходит в структурно более высокие ловушки. Возникает как бы аномальное распределение — газовая залежь находится на более глубоких уровнях, а газонефтяные и чисто нефтяные выше. Затем в эту схему бьши внесены поправки с учетом пластового давления и давления насыщения нефти газом. При пластовом давлении выше давления насыщения на больших глубинах газ растворяется в нефти и могут возникать нефтяные залежи с высоким газонасыщением (рис. 5.8, П). По мере миграции углеводородов в более приподнятые структуры и уменьшении пластового давления газ вьщеляется из нефти в свободную фазу. Далее все идет по схеме, описанной выше. Схема не учитывает все разнообразие природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, возникающая при определенных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине погружение, изменение структурного плана, изменение [c.217]

    Представляет интерес выявление влияния содержания воды в углеводородном сырье на процесс образования АСПО. В работе [2] отмечено, что присутствие воды в добываемой продукции обусловливает проявление факторов, влияющих на формирование отложений. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти, конденсате газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а также относительное содержание высокомолекулярных компонентов. В табл. 2 приведены температурные характеристики углеводородного конденсата Карачаганакского НГКМ в зависимости от содержания воды. [c.18]

    Существует оп деленная геологическая терминология, относящаяся к нефтяным или газовым залежём. Так, поверхность, разделяющую нефть и воду в залежи, называют подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Линию пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности (рис. 5). Скопление газа в залежи над нефтью называют газовой шапкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в залежи называют поверхностью нефтегазового раздела. Линию пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называют внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром газоносности. Для формирования газовой шапки в пласте нужны определенные условия и, в частности, необходимо, чтобы давление в залежи было бы равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если [c.33]

chem21.info

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

Химия ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

просмотров - 90

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термо­динамического равновесия.

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой темпе­ратуры. При всœех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) данный параметр увели­чивается. С увеличением в составе газа количества компонен­тов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насы­щения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено, значительное количество азота. К примеру, давление насыщения нефти Туймазинского месторождения, равное 9,4 МПа, при от­сутствии азота было бы порядка 5 МПа (В нефти пласта Д Туймазинского месторождения содержится 0,84 % азота). С повышением тем­пературы давление насыщения может значительно увеличи­ваться. Из графика, приведенного на рис. III. 19, следует, что во избежание больших ошибок давление насыщения необхо­димо определять при строгом соблюдении температурных ус­ловий пласта.

Рис. III. 19. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИ)

В природных условиях давление насыщения может соответ­ствовать пластовому или же быть меньше его. При первом ус­ловии нефть будет полностью насыщена газом, при втором — недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пла­стовым может колебаться в значительных пределах — от деся­тых долей до десятков МПа. Так, к примеру, в месторождении Вентура Авеню (США) превышение пластового давления над давлением насыщения составляет около 33 МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насы­щения часто бывает различным. К примеру, на Туймазинском месторождении оно изменяется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах за­лежи.

Давление насыщения и закономерности выделœения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с за­боя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пори­стой среды. По результатам исследований можно сделать вы­вод, что в пластовых условиях на закономерности выделœения газа из нефти оказывают неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ влияние тип породы, количество остаточной воды и её свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. По имею­щимся экспериментальным данным, сама порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, к примеру, по данным МИНХ и ГП, газ начи­нает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2 % объемной доли), в пористой среде незави­симо от значения рн при давлении на 0,4—0,5 МПа выше, чем при выделœении газа из той же нефти в металлическом сосуде при от­сутствии пористой среды.

Влияние пористой среды на давление начала выделœения газа тесно связано с изменением углеводородного состава нефти в ка­пиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводо­родов на границах раздела и с зависимостью давления парооб­разования от смачиваемости поверхности поровых каналов пла­стовыми жидкостями.

Предполагается, что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у твердой поверхности, так как работа͵ необходимая для образования пузырька у стенки (за исклю­чением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше, чем для его образования в свободном пространстве жидкости.

По данным теоретических исследований, соотношение ра­боты W1 образования пузырька, ограниченного со всœех сторон жидкостью, и работы W2 образования пузырька на твердой по­верхности в зависимости от смачивающих свойств жидкости при равенстве объемов образующихся пузырьков составляет

(Ш.92)

где q — угол смачивания.

Анализ соотношения (Ш.92) показывает, что при q>0 W1>W2. Это означает, что газ легче выделяется из раствора на поверхности твердого тела и тем легче, чем больше q. Лишь при q = 0 W1 = W2.

Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки выделœения газа. В связи с различием состава нефтей и содержанием остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницае­мыми породами, значительно отстает от относительного газо­содержания более проницаемых участков коллекторов.

Читайте также

  • - Давление насыщения нефти газом

    Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас &... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    Газосодержание нефтей Газонасыщенность (газосодержание) нефти – определятся количеством газа,растворённого в нефти в условиях залежи. Единицы измерения м3/м3 (от 30-500). Газонасыщенность определяется по глубинным пробам, которые отбирают при забойной части ствола... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    Газосодержание нефтей От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го): Свойства нефти = f (Го), Го = f (Тпл, Рпл,... [читать подробенее]

  • - Давление насыщения нефти газом

    Газосодержание нефтей От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го): Свойства нефти = f (Го), Го = f (Тпл, Рпл,... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Давление - насыщение - пластовая нефть

    Давление - насыщение - пластовая нефть

    Cтраница 1

    Давление насыщения пластовых нефтей может соответствовать пластовому или быть меньше его. Пластовое давление может быть значительно выше давления насыщения нефти.  [1]

    Давления насыщения пластовых нефтей в начале конденсации пластовых газов являются основными параметрами, характеризующими состояние пластовой смеси. Их экспериментальное определение с помощью объемного метода измерения основано на изменении сжимаемости систем при переходе системы из однофазного состояния в двухфазное. Однако такое изменение в момент начала фазового перехода обычно весьма незначительно и проявляет себя уже в области интенсивного фазового обмена. Поэтому погрешность определения этих параметров с помощью объемных методов измерения может быть достаточно большой.  [2]

    Давление насыщения пластовой нефти связано с ее составом и количеством растворенного газа, которое оценивается газовым фактором.  [4]

    Давление насыщения пластовой нефти 10 2 МПа, пластовая температура 54 С, газонасыщенность 136 5 м3 / т ( объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 С и атмосферном Давлении 825 1 кг / м3, относительная ( по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1 09, молярные доли - азота 0 0278 и метана 0 3906 в газе однократного разгазирования.  [5]

    Давление насыщения пластовой нефти определяют с большей надежностью, хотя этот параметр желательно рассчитывать при прямом исследовании глубинной пробы нефти.  [6]

    Давление насыщения пластовых нефтей и давление начала конденсации пластовых газов являются основными параметрами, характеризующими термодинамическое состояние пластовой смеси. Их экспериментальное определение с помощью объемного метода основано на изменение сжимаемости системы при переходе из однофазного в двухфазное состояние. Однако такое изменение в момент начала фазового перехода обычно весьма мало и проявляется уже в области интенсивного фазового обмена. Поэтому погрешность определения этих параметров с помощью объемных методов может быть весьма большой.  [7]

    Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.  [8]

    Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа.  [10]

    Давлением насыщения пластовой нефти принято называть давление начала разгазирования нефти при пластовой температуре.  [11]

    Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.  [12]

    Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры. Когда в пласте имеется свободный газ ( например, при наличии газовой шапки), давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Пластовое давление может быть и больше давления насыщения, тогда нефть в залежи недонасыщена газом. Количество газа ( в м3), приходящееся на 1 т нефти, называют газовым фактором. Иногда газовый фактор измеряют в кубических метрах на 1 м3 добытой нефти или жидкости.  [13]

    Обычно давление насыщения пластовой нефти увеличивается с температурой. Объясняется это увеличением при повышении температуры давления газа, растворенного в нефти, и это давление заставляет газ выделяться в большем объеме, когда проба подвергается меньшему статическому давлению.  [14]

    Определяется давление насыщения пластовой нефти при пластовой температуре и приводится к температуре 15 6 С.  [15]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Давление насыщения нефти газом

    Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

    Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

    Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 2.4)

    С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

    С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением

    Рис.2.4

     

    насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

    Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

    Сжимаемость нефти

    Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.

    Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объёмной упругости:

    , (2.13)

    где ∆V – уменьшение объёма нефти;

    V – исходный объём нефти;

    ∆Р – увеличение давления.

    Из выражения (2.13) следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

    Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (βн ≈ 0,4–0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1, приставка Г – гига → увеличение в 109).

    Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 2.5). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 2.5, 2.6).

    Рис.2.5 Рис 2.6

    С уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения.

    Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

    С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

    Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

     

    Объемный коэффициент нефти

    С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

    , (2.14)

    где Vпл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

    Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

     

     

    Если в начальный момент времени давление в пласте P0 = Pпл > Pнас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению Vпл и, соответственно к уменьшению объемного коэффициента нефти (Рис.2.7).

    Рис.2.7

    Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3.

    Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

    Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U – степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

     

     

    Читайте также:

    lektsia.info

    Давление насыщения нефти газом

    Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения нефти газом.

    Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

    Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

    С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).

    Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

    В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

    Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

    Сжимаемость нефти

    Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

    . (4.14)

    Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

    Рис. 4.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения  
    Рис. 4.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

    Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

    4.7. Объёмный коэффициент нефти

    С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b , характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

    , (4.15)

    где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

    Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

    Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

    Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

    Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U) , т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

    , (4.16)

    Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

    Рассмотрим пример . Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Го) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.

    Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 4.11, находим кажущуюся плотность газа (rг.к.) для величин относительной плотности газа (ρог) равной 0,9 и плотности нефти (rн) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (rг.к) = 440 кг/м3 (0,44 кг/л).

    Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти оценивается по уравнению:

    Gг = Го • rн • rог • Gв,

    где Го – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т;

    rн – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3,

    rог – плотность газа относительная = 0,9,

    Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

    Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м3/т] • т/м3]•[кг]).

    Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

    Объём газа в жидкой фазе оценивается:

    V = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3

    Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

    Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3

    Вес насыщенной нефти газом определяется:

    Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

    Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

    rнг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).

    Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

    Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм Þ Drр составляет 22 кг/м3.

    Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

    Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5оС):

    : Drt = 860–850 = 10 кг/м3.

    Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

    r'нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).

    Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

    b = Vпл/Vдег, b = rдег/rп = 850/755 = 1,126.

    Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

    То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:

    U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

    Тепловые свойства нефтей

    Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномольновязких или высокопарафинистых нефтей, зависит от их теплоёмкости.

    Под теплоёмкостьюпонимается количество теплоты, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей величина теплоёмкости (с) лежит в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) ≈ 350-600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К)

    Для повышения температуры нефти объёма (V), c плотность. (ρ) от температуры (Т1) до значения (Т2) необходимо затратить количество (Q) энергии, равное:

    Q =ρ · c · (Т2 - Т1) · V. (4.17)

    Однако величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур.

    Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэффициент теплопроводности (l) описывается законом теплопроводностиФурьеи характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

    . (4.18)

    Коэффициент теплопроводности (l) для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К).

    Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

    studlib.info