Физические свойства нефти в пластовых условиях. Физические свойства пластовой нефти


Физические свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях.

Количество просмотров публикации Физические свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. - 772

БИЛЕТ № 2

Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных нефтей, что обусловливается влиянием температуры, давления и растворенного газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с термодинамическими условиями нахождения их в пластах.

Прежде всœего, происходит изменение соотношения объёмов жидкой и газовой фаз. Под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется газовым фактором - ϶ᴛᴏ отношение количества выделившегося газа при одноразовом разгазировании к количеству нефти (м3/м3 или т/м3) При одинаковых условиях растворимость углеводородных газов в нефти больше, чем в воде.

Максимальное давление, при котором в процессе расширения нефти начинается выделœение свободного газа, принято называть давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в жидкой фазе.

Основными параметрами нефти, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и объёмный коэффициент.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением количества растворенного газа и температуры – уменьшается. Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с повышением давления.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минœерализация. Плотность пластовых вод увеличивается с ростом концентрации солей.

При растворении газа в жидкости объём ее увеличивается. Отношение объёма жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же жидкости на поверхности после ее дегазации принято называть объемным коэффициентом.

Одной из важнейших характеристик нефти и воды является их вязкость. Вязкость нефти и воды учитывают почти при всœех гидродинамических расчетах, связанных с подъемом жидкости по насосно–компрессорным трубам, промывкой скважин, транспортом продукции скважины по внутрипромысловым трубам, обработкой призабойных зон пласта различными методами, а также при расчетах, связанных с движением нефти и воды в пласте.

Вязкость пластовой нефти сильно отличается от вязкости поверхностной нефти, так как в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Размещено на реф.рфС увеличением количества растворенного газа и температуры вязкость нефтей уменьшается.

Зависимость вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рисунке.

Давление Рн1 Рн2

С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается, т.к. увеличивается количество растворенного в нефти газа, а затем увеличивается, т.к. нефть с газом сжимается.

Минимальная вязкость наступает, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения, ᴛ.ᴇ. устанавливается полное фазовое равновесие в пласте.

Вязкость газа при низких давлениях (до 10 МПа), но высокой температуре возрастает. Это объясняется увеличением столкновений молекул газа. При высоком давлении с ростом температуры вязкость газа уменьшается.

referatwork.ru

Физические свойства нефти в пластовых условиях. — КиберПедия

 

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vг, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Vж, прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:

(3.8)

где — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная.

В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях Упл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности :

(3.9)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более.

 

Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления:

1 - Ахтынское месторождение;

2 - Новодмитриевское месторождение

Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры:

1 - Тавельское месторождение;

2 - Ульяновское месторождение;

3 - Усинское месторождение

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом.

(3.10)

Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

(3.11)

где — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; — изменение объема нефти V при изменении давления.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м3, а в по­верхностных после дегазирования — более 800 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов.

 

Отбор проб пластовой нефти.

 

Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.

Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б).

а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана;

б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени.

 

Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти.

В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти.

На рис. 3.4-а приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД-ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления

На рис. 3.4-6 приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости.

Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоотборник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидравлическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжается до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика форклапана 7. Скорость движения поршня 10 и, соответственно, продолжительность холостого хода регулируются вязкостью масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 потянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадочного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан б и проникнет в приемную камеру. Под действием давления нефти поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивления 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробоотборник нет большого перепада давления, способного вызвать разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан б под действием пружины закроется. Пробоотборник комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени отобрать три пробы нефти.

Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника.

 

cyberpedia.su

Физические свойства пластовых вод, нефти и газа

В порах породы содержатся в основном свободная и связанная вода, или прочносвязанная и рыхлосвязанная.

Свободная вода в породе пред­ставлена капиллярной и гравитационной, удерживаемыми в порах силами капиллярного поднятия. Физически связанная вода пред­ставлена водой, находящейся на поверхности твердого тела и удерживаемой силами молекулярного сцепления.

Плотность прочносвязанной воды нам­ного выше плотности свободной воды и достигает 1,74 г/см3.

Температура замерза­ния ее минус 78 °С, а по некоторым данным, даже минус 180°С.

Прочносвязанная вода харак­теризуется низкими теплоемкостью и диэлектрической проницаемостью.

Воды нефтяных и газовых месторождений (пластовые воды) по химическому составу делятся на два типа: хлор-кальциевые и щелочные. Основная составляющая хлор-кальциевых вод - это хлориды щелочей; доминирует хлористый натрий. Щелочные воды представляют собой растворы хлоридов и карбонатов ще­лочных металлов различных соотношений.

Количество остаточной воды в порах может колебаться от 5 до 65%. Степень заполнения пор водой характеризуется коэффициентом водонасыщенности kB.

Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Выше и ниже этой температуры плотность воды меньше. Поскольку воды в осадочных породах содержат различные соли, то их плотность обычно выше единицы.

Содержание солей колеблется от 1 до 300 г/л и более. Соленость морской воды составляет в среднем 35 г/л.

В зависимости от количества растворенных в воде солей ее плотность изменяется от 1 до 1,26 г/см3. С увеличением давления плотность воды увеличивается, тогда как рост температуры приводит к ее уменьшению.

Удельное электрическое сопротивление пластовых вод опреде­ляется количеством растворенных в ней солей, температурой и дав­лением; оно изменяется от 10-2до 103 Ом*м. То есть изменяется в очень широких пределах. Удельное электрическое сопротивление дистиллированной воды равно 2-105 Ом-м,

Диэлектрическая постоянная для воды равна 81.

С увеличением температуры растворов удельное сопротивление уменьшается. При этом понижение сопротивле­ния определяется концентрацией растворенных в воде солей.

Максимальное изменение сопротивления в за­висимости от давления наблюдается для раство­ров солей СаС12 и MgS04. Поскольку в пластовых водах содержание NaCl составляет более 90 % от общего количества растворенных солей, изменение удельного сопротивления для реальных величин пластового давления не превышает 5—8 %.

Распространение звука в жидкостях представ­ляет собой адиабатический процесс. В дистиллиро­ванной воде при температуре 20 °С скорость звука равна 1480 м/с. С увеличением давления и мине­рализации раствора скорость продольных волн увеличивается. С ростом температуры до 80—100 С° скорость увеличивается, а при более высоких температурах — уменьшается.

В пресной воде скорость звука изменяется от 1404 м/с при Т = 0 °С до 1534 м/с при Т = 35 °С.

Нефть является смесью жидкости (С5Н2 → С16Н34), газа (углеводороды СН4 → С4Н34) и твердых веществ (С17Н36 → С15Н72 — парафины и церезины).

В основном нефть состоит из 84—86% углерода и 11—14% водорода.

Плот­ность нефти колеблется от 0,76 до 0,96 г/см3 (Т = 20 °С) и зависит от соотношения указанных составных частей. Плотность древних нефтей почти всегда меньше плот­ности нефтей молодых месторождений.

С увеличением вязкости сжимаемость уменьшается. Удельное электрическое со­противление нефтей достигает 1016 Ом-м.

Диэлектрическая постоянная равна 2. Скорость распространения сейсмических волн в нефтях меньше, чем в воде, и изменяется от 1300 до 1400 м/с.

С увеличением плотности нефти на 0,01 г/см3 скорость ультразвука увеличивается на 7 м/с.

Углеводородные газы, растворимость которых в нефти весьма значительна, являются причиной изменения физических параметров нефти.

Коэффициент поглощения нефти зависит от квадрата частоты ультразвука и вязкости нефтей. Коэффициент поглощения ультразвука в нефтях в пять раз больше, чем в воде. Причем так же, как и для воды, коэффициент воплощения пропорционален квадрату частоты.

Природный газ в нефтегазовых месторождениях в основном состоит из метана, более тяжелых летучих углеводородов и небольшого количества азота.

Сухие газы содержат 90—99 % метана (остальная часть — азот).

Почти все природные газы в нормальных условиях (0,1 МПа, 20 °С) устойчивы и только пентан легко переходит в жидкое состояние.

Относительная плотность метана по воздуху равна 0,554, изобутана 2,006.

Для сухого воздуха плотность равна 0,00128, для метана 0,000677, для этана 0,00127 г/см3.

Максимальная относительная плотность из газообразных компонентов нефти у гептана (3,459).

Критическая температура (при которой газ не переходит в жидкое состояние независимо от давления) изменяется для различных природных газов:

от 126,1 К (минус 147,06°С) для азота и

до 540,2 К (267,04 °С) для гептана.

Скорость распространения ультразвука при нулевой температуре и давлении 0,1 МПа в сухом воздухе составляет 332 м/с, в метане 500 м/с, азоте 338 м/с, в углекислом газе 261 м/с, в кислороде 316 м/с.

Лекция №4



infopedia.su

Физические свойства нефти в пластовых условиях — Мегаобучалка

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V,, растворяющегося при данной темпе­ратуре в объеме жидкости V^., прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:

V,.=a-P-V^. (3.8)

где а — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная. В за­висимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от 0,4-10' до З-Ю-^/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефтях, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефтях, содержащих большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелыми нефтями. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в дан­ном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефтей с большим содержанием метана, на­ходящихся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелых нефтей с ма­лым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Для некоторых нефтей усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

А,=1.^ (з.и)

'" V АР

где/?// — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; А^— изменение объема нефти Рпри изменении давле­ния.

Коэффициент сжимаемости дегазированных нефтей составляет 4-Ю"10—7-Ю"10 1/Па Более высокие значе­ния, достигающие 1-Ю"8 1/Па, характерны для легких, газонасыщенных нефтей.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Зависимость плотности пла­стовой нефти от давления:

/ — Ахтырское месторождение; 2 — Ново-дмитриевское месторождение

Рис. з.з. Зависимость вязкости пла­стовой нефти от температуры:

.? — Тавельское месторождение; 2 — Улья­новское месторождение; 3 — Усинское ме­сторождение

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давле­ния насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известны нефти, имеющие в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м , а в по-рхностных после дегазирования — более 800 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пласто­вой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбо­ра методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению ха­рактеристик пластовых нефтей выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных пред­приятий и институтов.

megaobuchalka.ru

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

 

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vг, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Vж, прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:

(3.8)

где — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная.

В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях Упл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности :

(3.9)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более.

 

Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления:

1 - Ахтынское месторождение;

2 - Новодмитриевское месторождение

Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры:

1 - Тавельское месторождение;

2 - Ульяновское месторождение;

3 - Усинское месторождение

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом.

(3.10)

Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

(3.11)

где — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; — изменение объема нефти V при изменении давления.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м3, а в по­верхностных после дегазирования — более 800 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов.

 

Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 78 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи. | Плотность нефти и способы ее измерения. | Вязкость нефти и способы ее измерения. | Давление насыщения и газовый фактор. | Пластовый нефтяной газ, его состав. | Состав природных газов некоторых месторождений России | Физические свойства нефтяного газа. | Состояние углеводородных газожидкостных систем при изменении давления и температуры. | Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы. | Пластовое давление и температура. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.016 сек.)

mybiblioteka.su

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это вызывается влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. Знание этих свойств необходимо при подсчете запасов нефти и газа, при проектировании разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Плотность – это масса нефти в единице объема . Плотность дегазированной нефти может изменяться от 700 до 1000 . С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением температуры и количества растворенного газа – уменьшается. Влияние температуры и количества растворенного газа сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти (в пласте - 500 , дегазированной 800 ).

Новодмитровская нефть, . По зависимости плотности пластовой нефти от давления видно, что с повышением давления плотность нефти уменьшается, что связано с насыщением нефти газом, и при достижении давления насыщения нефти (т. b) плотность увеличивается.

При растворении газа в жидкости объем её увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации называют объемным коэффициентом .

– объем нефти при атмосферном давлении и после дегазации; - объем нефти в пластовых условиях. Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1-2,0.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, которая показывает на сколько % уменьшается объем пластовой нефти при извлечении её на поверхность.

Сжимаемость нефти.Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления

где - коэффициент сжимаемости нефти, ; - изменение объема нефти, ; V – исходный объем нефти, ; - изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости и . Легкие нефти, содержащие растворенный газ имеют повышенный .

Вязкость пластовой нефти.Чтобы переместить один слой жидкости относительно другого, необходимо приложить к нему некоторую силу P. Установлено, что сила P пропорциональна поверхности соприкосновения двух слоёв, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями.

, (7)

где - коэффициент динамической вязкости; - приращение скорости движения одного слоя относительно другого; - расстояние между слоями; F – поверхность соприкосновения двух слоев.

 

Из формулы (7) коэффициент вязкости равен: . Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Па с и поэтому в промысловой практике пользуются внесистемными меньшими единицами динамической вязкости пуаз и сантипуаз (сП).

 

Динамическая вязкость воды при равна 1сП. Вязкость нефти может изменяться от 1сП до (0,1 0,2Па с) и выше. Для технических целей часто пользуются понятием кинематической вязкости ν. Это отношение динамической вязкости μ к плотности ρ - ν= . В системе СИ единицей кинематической вязкости служит 1 . На практике пользуются и внесистемной единицей кинематической вязкости, стоксом:

1Ст= ; 1сСт= =1 ;

Кинематическая вязкость воды при равна 1сСт. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры, что весьма благоприятно для добычи нефти. С повышением давления вязкость увеличивается. С увеличением объема растворенного газа и температуры, вязкость (сП) падает.

 

Дата добавления: 2015-07-14; просмотров: 338 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Лекция 2,3.Коэффициент продуктивности скважины. Приток жидкости к скважине. | Сжимаемость воды. | Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных пластах. | Лекция 3.Режимы нефтяных залежей. | Режимы газовых месторождений. | Коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.03 сек.)

mybiblioteka.su

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

Поиск Лекций

 

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vг, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Vж, прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:

(3.8)

где — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная.

В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях Упл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности :

(3.9)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более.

 

Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления:

1 - Ахтынское месторождение;

2 - Новодмитриевское месторождение

Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры:

1 - Тавельское месторождение;

2 - Ульяновское месторождение;

3 - Усинское месторождение

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом.

(3.10)

Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

(3.11)

где — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; — изменение объема нефти V при изменении давления.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м3, а в по­верхностных после дегазирования — более 800 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов.

 

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru