Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы. Индикаторная диаграмма нефть


Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы

Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов, извлеченных из них. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта.

Одним из таких методов является исследование скважин на стационарных режимах, когда в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю.

Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины pc и дебит Q. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму. Индикаторной диаграммой для нефтяной скважины называют зависимость перепада давлений (депрессии) от дебита скважины. По известным давлениям на скважине и контурному давлению (давлению на забое закрытой скважине) находят депрессии на каждом режиме на скважине Δp = pk – pc и строят график зависимости Δp = Δp(Q). Характерные типы индикаторных диаграмм приведены на рисунке 2.5.

Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δp, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1. При нарушении закона Дарси (у нефтяных скважин это происходит редко) индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑ 2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах.

Рисунок 2.5 –
 
 
Индикаторные диаграммы нефтяных скважин

Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный, поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линию проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δp͓ и Q͓. По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважины K, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений:

, (2.29)

и имеет размерность м3/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением:

. (2.30)

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен:

. (2.31)

По известному значению коэффициента продуктивности или фильтрационного сопротивления можно найти коэффициент гидропроводность пласта kh/μ:

megaobuchalka.ru

Индикаторная диаграмма - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Индикаторная диаграмма - скважина

Cтраница 1

Индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, криволинейны с выпуклостью, обращенной к оси дебитов.  [1]

Что такое индикаторная диаграмма скважины и как она строится.  [2]

Так, индикаторные диаграммы скважин во многих случаях оказываются нелинейными. Следовательно, их продуктивность, постоянная согласно линейной теории, фактически зависит от величины ( ре) депрессии на пласт. Кривые падения дебита ( КПД) и восстановления давления ( КВД) при пуске и остановке скважин часто таковы, что вычисленная по ним гидропроводность пласта оказывается зависящей от времени.  [3]

Кривая / представляет собой индикаторную диаграмму скважины; кривая / / является тоже индикаторной линией, но полученной без учета гидравлических потерь напора в трубах.  [4]

Получим формулу, описывающую индикаторные диаграммы скважин в трещиноватом деформируемом пласте.  [6]

Последнее трансцендентное уравнение, описывающее индикаторную диаграмму скважины, весьма сложное и не допускает простого аналитического исследования аналогично предыдущему случаю.  [7]

На основе теоретических решений установлено, что индикаторные диаграммы скважин, продуцирующих аномальную нефть, имеют вогнутость в начальном участке относительно оси дебитов. Показано, что полный график изменения деби-тов от перепада давления состоит из двух участков: нелинейного и линейного.  [8]

В работе [62] приведены данные, свидетельствующие об искривлении индикаторных диаграмм скважин при фильтрации нефтей со структурно-механическими свойствами.  [9]

Значение рабочего расхода жидкости является абсциссой точки пересечения характеристики подъемника и индикаторной диаграммы скважины. Давление на устье скважины р строго фиксировано в том случае, когда ствол подключен непосредственно к коллектору высокого давления. Если между устьем и коллектором находятся достаточно длинные коммуникации, в которых могут происходить ощутимые потери давления ( например райзеры, соединяющие подводное устье с выкидной линией на морской платформе), то эти коммуникации следует включать в систему расчетов ствола скважины. При этом изложенными ниже методами последовательно определяются потери давления в стволе и в продолжающих его коммуникациях. Кривая в данном случае описывает давление на забое, рассчитанное как сумма давления в общей сборной линии, потерь напора в наземных ( подводных) коммуникациях и в стволе скважины.  [11]

Зависимость Q / ( Ap), графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины ( или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем ( для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасы-щенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.  [12]

Сущность метода состоит в получении значений зависимости дебит-депрессия при работе скважины в установившемся режиме и построении кривой Q ( Ap), которая называется индикаторной диаграммой скважины.  [13]

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Даб или от величины депрессии АР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями ( ДРРПЛ - Рзаб) - Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм ( рис. 3.5) могут быть прямыми ( линия 7), выпуклыми ( линия 2) и вогнутыми ( линия 3) относительно дебитов.  [14]

Переход к линейному участку происходит при различных перепадах давления в зависимости от реологических ха; актеристик нефти и коэффициента проницаемости пласта. Таким образом, индикаторная диаграмма скважины в случае фильтрации аномальной нефти состоит из двух участков: криволинейного и прямолинейного.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы

⇐ ПредыдущаяСтр 9 из 23Следующая ⇒

Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов извлеченных из этих скважин. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта. Одним из этих методов является исследование скважин на стационарных режимах. При исследовании в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю. Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины pc и дебит Q. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму. Индикаторной диаграммой для нефтяной скважины называют зависимость перепада давлений (депрессии) от дебита скважины. Поэтому по известным давлениям на скважине и контурному давлению (давлению на забое закрытой скважине) находят депрессии на каждом режиме на скважине Δp = pk ‑ pc и строят график зависимости Δp = Δp(Q). Характерные типы индикаторных диаграмм приведены на Рис. 2.5.

Рис. 2.5
 
 
. Индикаторные диаграммы нефтяных скважин

Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δp, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1. При нарушении закона Дарси, у нефтяных скважин это происходит редко, индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑ 2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах. Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный. Поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линии проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δp* и Q*. По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважины K, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений

, (2.29)

и имеет размерность м3/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением

. (2.30)

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен

. (2.31)

По известному значению коэффициента продуктивности или фильтрационного сопротивления можно найти гидропроводность пласта kh/μ

mykonspekts.ru

Исследование нефтяных скважин на стационарных режимах. Индикаторные диаграммы

 

Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов извлеченных из этих скважин. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта. Одним из этих методов является исследование скважин на стационарных режимах. При исследовании в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю. Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины pc и дебит Q. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму. Индикаторной диаграммой для нефтяной скважины называют зависимость перепада давлений (депрессии) от дебита скважины. Поэтому по известным давлениям на скважине и контурному давлению (давлению на забое закрытой скважине) находят депрессии на каждом режиме на скважине Δp = pk ‑ pc и строят график зависимости Δp = Δp(Q). Характерные типы индикаторных диаграмм приведены на Рис. Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..1.

Рис.1
 
 
– Индикаторные диаграммы нефтяных скважин

Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δp, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1. При нарушении закона Дарси, у нефтяных скважин это происходит редко, индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑ 2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах. Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный. Поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линии проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δp* и Q*. По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважины K, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений

, (1.1)

и имеет размерность м3/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением

, (1.2)

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен

, (1.3)

По известному значению коэффициента продуктивности или фильтрационного сопротивления можно найти гидропроводность пласта kh/μ, подвижность,проницаемость.

 

, (1.4)

, (1.5)

 

, (1.6)

 

 

В начале работы преподаватель раздал численные значение в формате txt. После чего мы по методическим указаниям перевели значения в Exel. Затем переместил столбец со временем вперед и дал названия всем столбцам.

 

Рисунок 1.1 – Шаг «Результат перевода исходных данных из формата .txt в таблицу excel»

 

Затем переместил столбец со временем вперед и дал названия всем столбцам. Проделав все операции, я получил таблицу с данными для проведения исследования.

Рисунок 1.2 – Таблица исходных данных

 

По таблице исходных данных я построил график результатов эксперимента.

Рисунок 1.3 – Диаграмма результатов эксперимента

По построенной диаграмме нашел время, в течении которого происходило закрытие скважины. Значение времени ровняется 37,9 с.

После чего я создал таблицу, в которую собрал данные начиная с момента закрытия скважины и ниже этого значения.

 

Рисунок 1.4 – Таблица данных

 

Рисунок 1.5 – Таблица

 

После чего строим график зависимости Перепада давления от расхода жидкости. С помощью графика находим коэффициент продуктивности. Для этого на графике проводим линию тренда и показываем уравнение на диаграмме.

 

Рисунок 1.6 – График зависимости Перепада давления от расхода жидкости и линия тренда

 

 

Расчет:

 

, далее находим

, и в завершении находим проницаемость

 

 

ИТОГ расчетов:

 

Гидропроводность

Подвижность

Проницаемость

 

 

Список литературы

 

1. Пятибрат Владимир Павлович «Учебное пособие» Основы подземной гидромеханики Ухта: УГТУ, 2008. ‑ 105 с.

 

studopedya.ru

Индикаторная диаграмма.

По результатам замеренных значений дебита и забойного давления в скважине на установившихся режимах её работы в прямоугольной системе координат строится индикаторная диаграмма, в которой по оси ординат откладываем депрессию, а по оси абсцисс – дебит.

Удельная поверхность породы.

Удельная поверхность породы – это величина равная суммарной открытой поверхности частиц, приходящейся на 1 единицу объема породы. Вследствие небольших размеров зерен песка и значительной плотности упаковки этих зерен общая поверхность пористого пространства пласта достигает огромных размеров. так поверхность зерен, содержащихся в 1 однородного песка с размером зерен 0,2 мм составляет около 20276. С уменьшением размера частиц удельная поверхность увеличивается. От удельной поверхности зависят многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность (прилипание и удержание тонкого слоя воды и нефти на поверхности зерен) и конечная нефтеотдача. Если поверхность пористой среды нефтяного пласта после окончания эксплуатации залежи останется смоченной тончайшей пленкой нефти, это значит, что большое количество нефти останется в пласте. Удельная площадь поверхности нефтесодержащих пород

где m– пористость породы в долях единицы;k– проницаемость породы в Дарси. Используя объемный коэффициент, можно определитьусадку нефти, которая показывает на сколько % уменьшается объем пластовой нефти при извлечении её на поверхность.

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 700до 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 ипосле дегазации;- объем нефти в пластовых условиях.

Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1-2,0.

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 силуP. Установлено, что силаPпропорциональна 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 1Пас 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(0,10,2Пас) 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, стокстом:

1Ст=; 1сСт==1;

Кинематическая вязкость воды приравна 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 газаи температуры, вязкость (сП) падает.

Пластовые воды и их физические свойства.

По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды подразделяются на следующие виды:

1)пластовые – краевые, подошвенные и промежуточные

2)чуждые (посторонние) – верхние и нижние (относительно данного гор-та), тектонические, искусственно введенные в пласт.

Краевые или контурные – это воды, залегающие в пониженных частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды называются подошвенными, если верхняя часть пласта занята нефтью, а нижняя краевой водой.

К промежуточным относятся воды, находящиеся в водоносных пропластках, залегающих в самом нефтеносном или газоносном пласте.

Верхними называются воды, находящиеся выше данного эксплуатационного пласта, а нижними - воды всех пластов, залегающих ниже данного пласта.

Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам.

Продуктивные пласты содержат так же воду, оставшуюся в залежи со времени её образования. Она называется связанной или погребенной. Вода, удерживающаяся в залежи за счет поверхностного натяжения, обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна породы, занимает наиболее мелкие поровые пространства. Количество связанной воды зависит, главным образом, от коллекторских свойств пласта, а так же содержания нефти в ПАВ. Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10-20% связанной воды. Связанная вода в пласте не движется несмотря на перепады давления, возникающие при эксплуатации, поэтому при эксплуатации такого пласта получают безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа. Для этого введены коэффициенты:

- коэффициент водонасыщенности; составляет 10-20%, иногда 70%

- коэффициент нефтенасыщенности

- коэффициент газонасыщенности – это отношение объема пород, занятых газом, к объему всех пород.

Достоверные результаты определения количества связанной воды в породе можно получить при анализе керна, выбуренного на основе раствором с добавлением нефти. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы керна обычно парафинируют. Пластовые воды обычно сильно минерализованы и степень их минерализации колеблется от нескольких сотен грамм на до 300кг нав концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солямиNa,K,Ca,Vg, и др. металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (Cl) и карбонаты () щелочных металловK,Na,Mg. Плотность пластовой воды колеблется в пределах от 1010 до 1200в зависимости от количества растворенных солей. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ, в пластовых водах содержатся углеводородные газы (, а иногда и сероводородВода с минерализацией до 1относится к пресным; от 1 до 50- к соленым;- к рассолам.

Сжимаемость воды.

Коэффициент сжимаемости воды β=изменяется в пластовых условиях от (3,7.

Объемный коэффициент пластовой воды b=изменяется в узких пределах (0,99-1,06), что связано с незначительной растворимостью газов в воде и противоположным влиянием на «b» давления и температуры.

Вязкость пластичной воды меньше вязкости нефти, что необходимо учитывать при совместном движении нефти и воды в пористой среде залежи при её эксплуатации. Ввиду меньшей вязкости вода имеет большую подвижность, чем нефть, поэтому быстрее продвигается к забоям скважин. Вязкость воды снижается с повышением температуры. Так при пресная воды имеет вязкость 1сП, а при- всего 0,284сП. Повышение минерализации воды приводит к увеличению её вязкости и может достигать в пластовых условиях до 1,3сП.

studfiles.net

Индикаторная диаграмма.

По результатам замеренных значений дебита и забойного давления в скважине на установившихся режимах её работы в прямоугольной системе координат строится индикаторная диаграмма, в которой по оси ординат откладываем депрессию, а по оси абсцисс – дебит.

Удельная поверхность породы.

Удельная поверхность породы – это величина равная суммарной открытой поверхности частиц, приходящейся на 1 единицу объема породы. Вследствие небольших размеров зерен песка и значительной плотности упаковки этих зерен общая поверхность пористого пространства пласта достигает огромных размеров. так поверхность зерен, содержащихся в 1 однородного песка с размером зерен 0,2 мм составляет около 20276. С уменьшением размера частиц удельная поверхность увеличивается. От удельной поверхности зависят многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность (прилипание и удержание тонкого слоя воды и нефти на поверхности зерен) и конечная нефтеотдача. Если поверхность пористой среды нефтяного пласта после окончания эксплуатации залежи останется смоченной тончайшей пленкой нефти, это значит, что большое количество нефти останется в пласте. Удельная площадь поверхности нефтесодержащих пород

где m– пористость породы в долях единицы;k– проницаемость породы в Дарси. Используя объемный коэффициент, можно определитьусадку 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 силуP. Установлено, что силаPпропорциональна 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.

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 700до 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 ипосле дегазации;- объем нефти в пластовых условиях.

Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1-2,0. Из формулы (7) коэффициент вязкости равен: . Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Пас 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(0,10,2Пас) 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, стокстом:

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 газаи температуры, вязкость (сП) падает.

Пластовые воды и их физические свойства.

По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды подразделяются на следующие виды:

1)пластовые – краевые, подошвенные и промежуточные

2)чуждые (посторонние) – верхние и нижние (относительно данного гор-та), тектонические, искусственно введенные в пласт.

Краевые или контурные – это воды, залегающие в пониженных частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды называются подошвенными, если верхняя часть пласта занята нефтью, а нижняя краевой водой.

К промежуточным относятся воды, находящиеся в водоносных пропластках, залегающих в самом нефтеносном или газоносном пласте.

Верхними называются воды, находящиеся выше данного эксплуатационного пласта, а нижними - воды всех пластов, залегающих ниже данного пласта.

Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам.

Продуктивные пласты содержат так же воду, оставшуюся в залежи со времени её образования. Она называется связанной или погребенной. Вода, удерживающаяся в залежи за счет поверхностного натяжения, обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна породы, занимает наиболее мелкие поровые пространства. Количество связанной воды зависит, главным образом, от коллекторских свойств пласта, а так же содержания нефти в ПАВ. Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10-20% связанной воды. Связанная вода в пласте не движется несмотря на перепады давления, возникающие при эксплуатации, поэтому при эксплуатации такого пласта получают безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа. Для этого введены коэффициенты:

- коэффициент водонасыщенности; составляет 10-20%, иногда 70%

- коэффициент нефтенасыщенности

- коэффициент газонасыщенности – это отношение объема пород, занятых газом, к объему всех пород.

Достоверные результаты определения количества связанной воды в породе можно получить при анализе керна, выбуренного на основе раствором с добавлением нефти. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы керна обычно парафинируют. Пластовые воды обычно сильно минерализованы и степень их минерализации колеблется от нескольких сотен грамм на до 300кг нав концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солямиNa,K,Ca,Vg, и др. металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (Cl) и карбонаты () щелочных металловK,Na,Mg. Плотность пластовой воды колеблется в пределах от 1010 до 1200в зависимости от количества растворенных солей. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ, в пластовых водах содержатся углеводородные газы (, а иногда и сероводородВода с минерализацией до 1относится к пресным; от 1 до 50- к соленым;- к рассолам.

Сжимаемость воды.

Коэффициент сжимаемости воды β=изменяется в пластовых условиях от (3,7.

Объемный коэффициент пластовой воды b=изменяется в узких пределах (0,99-1,06), что связано с незначительной растворимостью газов в воде и противоположным влиянием на «b» давления и температуры.

Вязкость пластичной воды меньше вязкости нефти, что необходимо учитывать при совместном движении нефти и воды в пористой среде залежи при её эксплуатации. Ввиду меньшей вязкости вода имеет большую подвижность, чем нефть, поэтому быстрее продвигается к забоям скважин. Вязкость воды снижается с повышением температуры. Так при пресная воды имеет вязкость 1сП, а при- всего 0,284сП. Повышение минерализации воды приводит к увеличению её вязкости и может достигать в пластовых условиях до 1,3сП.

studfiles.net

Индикаторная диаграмма - это... Что такое Индикаторная диаграмма?

 Индикаторная диаграмма

► indicator diagram

При эксплуатации скважин – графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится по данным исследования скважин на приток. По форме индикаторной кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкостей и газа в скважину. Экстраполируя индикаторную кривую, находят потенциальный дебит данной скважины. В бурении индикаторная диаграмма, записываемая индикатором веса, отмечает во времени все процессы, связанные с использованием талевой системы буровой, например, процесс бурения, спуск, подъем, наращивание и расхаживание инструмента и др.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Индексация нефтей
  • Инжектор

Смотреть что такое "Индикаторная диаграмма" в других словарях:

  • Индикаторная диаграмма — Индикаторная диаграмма  для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании …   Википедия

  • индикаторная диаграмма — Диаграмма зависимости давления в цилиндре поршневой машины от его переменного объема. [ГОСТ 28567 90] Тематики компрессор EN pressure volume diagram DE Indikatordiagramm …   Справочник технического переводчика

  • ИНДИКАТОРНАЯ ДИАГРАММА — графическое изображение зависимости давления рабочего тела (пара, газа) в цилиндре поршневой машины (двигателя, насоса) от перемещения поршня. Представляет собой замкнутую кривую, площадь внутри которой пропорциональна работе, совершенной рабочим …   Большой Энциклопедический словарь

  • индикаторная диаграмма — графическое изображение зависимости давления рабочего тела (пара, газа) в цилиндре поршневой машины (двигателя, насоса) от перемещения поршня. Представляет собой замкнутую кривую, площадь внутри которой пропорциональна работе, совершённой рабочим …   Энциклопедический словарь

  • ИНДИКАТОРНАЯ ДИАГРАММА — графич. изображение изменения давления пара или газа в цилиндре поршневой машины в зависимости от перемещения поршня или угла поворота коленчатого пала (см. рис.). Площадь И. д. пропорциональна работе, соверш. рабочим телом внутри цилиндра за… …   Большой энциклопедический политехнический словарь

  • ИНДИКАТОРНАЯ ДИАГРАММА — графич. изображение зависимости давления рабочего тела (пара, газа) в цилиндре поршневой машины (двигателя, насоса) от перемещения поршня. Представляет собой замкнутую кривую, площадь внутри к рой пропорциональна работе, совершённой рабочим телом …   Естествознание. Энциклопедический словарь

  • Индикаторная диаграмма — 97. Индикаторная диаграмма D. Indikalorcliagramm Е. Pressure volume diagram Диаграмма зависимости давления в цилиндре поршневой машины от его переменного объема Источник: ГОСТ 28567 90: Компрессоры. Термины и определения оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • индикаторная диаграмма — indikatorinė diagrama statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Grafikas, rodantis dujų slėgio stūmoklinės mašinos cilindre priklausomybę nuo stūmoklio padėties, t. y. nuo dujų užimamo tūrio. atitikmenys: angl. indicator diagram …   Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas

  • индикаторная диаграмма — rodytuvo diagrama statusas T sritis fizika atitikmenys: angl. indicator diagram vok. Indikatordiagramm, n rus. индикаторная диаграмма, f pranc. diagramme d’indicateur, m …   Fizikos terminų žodynas

  • индикаторная диаграмма — indikatorinė diagrama statusas T sritis Energetika apibrėžtis Grafikas, rodantis dujų slėgio stūmoklinės mašinos cilindre priklausomybę nuo stūmoklio padėties, t. y. nuo dujų užimamo tūrio. Tikroji indikatorinė diagrama braižoma slėgio… …   Aiškinamasis šiluminės ir branduolinės technikos terminų žodynas

neft.academic.ru