Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент упругости нефти


Коэффициент объемной упругости

Под объемной упругостью (сжимаемостью) пористой среды или насыщающей пласт жидкости понимается способность последних изменять свой первоначальный объем под действием приложенных сил давления. Это свойство имеет большое значение, и его необходимо учитывать при гидродинамических расчетах, так как благодаря объемной упругости перераспределение давления в пласте происходит не мгновенно, а постепенно.

Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент объемной упругости пород (коэффициент сжимаемости) нефтяных месторождений может меняться в широких пределах , 1/МПа в зависимости от сцементированности и уплотненности скелета.

Значение коэффициента сжимаемости пород определяется лабораторными исследованиями. Также его можно оценить по корреляционной зависимости Холла-Щелкачева:

, (4.12)

где – коэффициент сжимаемости пород, 1/МПа.

Коэффициент сжимаемости пластовой газонасыщенной нефти

В условиях залегания пластов, наиболее характерных для Западной Сибири (давление до 35 МПа, температура до 100°С), коэффициент сжимаемости в основном определяется составом смеси и в зависимости от молярной массы , рассчитывается по уравнению 4.13 или оценивается по графику на рисунке 4.2.

, 1/МПа (4.13)

4.10. Коэффициент сжимаемости газа

Коэффициент сжимаемости газа зависит от величины пластового давления и коэффициента сверхсжимаемости газа :

, 1/МПа (4.14)

где – пластовое давление, МПа.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды

Коэффициент сжимаемости пластовой воды зависит от давления, температуры, минерализации и количества растворенного газа. В диапазоне давлений от 7 до 30 МПа и интервале температур от 20 до 100°С изменяется в пределах (3,8 ¸ 4,8) × 10 -4 , а при наличии растворенного газа увеличивается. Коэффициент сжимаемости пластовой воды можно рассчитать по формуле:

, 1/МПа (4.15)

где – сжимаемость чистой негазированной воды;

– коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

– минерализация воды, г/л;

– коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м3/м3.

Коэффициенты определяются из графиков, рис. 4.3-4.5.

Пример 1.

Вычислить сжимаемость пластовой воды при известных параметрах = 20 МПа, = 80°С, = 10м3/м3 , =6%. Сжимаемость пластовой воды вычисляется по формуле 4.15 с учетом графиков, рис. 4.3‑4.5.

1. По графику, рис.4.2, при заданных определяется сжимаемость чистой воды: = 4,2×10-4 1/МПа.

2. По графику, рис. 4.3, при заданных – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, = 2,3 м3/м3.

3. По графику на рис.4.4 для заданной температуры определяется коэффициент Сеченова = 0,118.

Тогда

, 1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пластовой системы

Коэффициент упругоемкости характеризует упругие свойства скелета и насыщающей его пластовой жидкости. Определяется из

 

уравнения:

, (4.16)

где – насыщенность пор связанной водой, в долях от объема пор.

Формула справедлива только для начальной стадии разработки залежей нефти. По мере обводнения пласта вследствие вытеснения нефти водой упругоемкость пласта уменьшается.

С учетом изменения баланса нефти и воды в пласте формула примет вид:

, (4.17)

где – водонасыщенность пласта, в долях.

Пример 2.

Расчет коэффициента упругоемкости пласта при известных значениях пористости 0,17, сжимаемости нефти , , 1/МПа и воды = 4,5×10-4 1/МПа,количество связанной воды = 0,35, обводненность пласта = 0,2.

По формуле 4.12 вычисляем сжимаемость скелета пласта:

1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пласта вычисляется по формуле 4.17:

;

Контрольные вопросы:

1. Расскажите, какие параметры коллектора и жидкости оказывают влияние на процесс фильтрации флюидов в пласте.

2. Перечислите основные комплексные параметры пласта, определяемые методами ГДИС.

3. Дайте объяснение, от каких параметров зависит величина коэффициента продуктивности скважин.

  1. Напишите, какие производные параметры пласта можно вычислить через коэффициент гидропроводности пласта.
  2. Что называется коэффициентом пьезопроводности пласта и как его определить.
  3. От каких параметров пласта и жидкости зависит коэффициент упругоемкости пластовой системы.

 

 

Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации.



infopedia.su

Коэффициент - объемная упругость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - объемная упругость

Cтраница 1

Коэффициенты объемной упругости изучаются в лабораториях физики нефтяного пласта и пластовых жидкостей.  [1]

Коэффициент объемной упругости увеличивается с давлением и уменьшается с возрастанием температуры. Интересно, что силиконовые масла отличаются большей сжимаемостью, чем другие масла, и что коэффициент объемной упругости ди ( 2-этилгексил) себацината примерно такой же, как фторуглеводорода.  [2]

Коэффициент объемной упругости находим из графиков А. На этих графиках показана зависимость приведенного коэффициента объемной упругости газа от его приведенных параметров.  [4]

Коэффициенты объемной упругости изучаются в лабораториях физики нефтяного пласта и пластовых жидкостей.  [5]

Коэффициент объемной упругости пород, как следует из формулы ( 21), характеризует относительное изменение объема норового пространства при изменении давления на единицу.  [6]

Коэффициент объемной упругости пород, как следует из формулы (1.18), характеризует относительное изменение объема пористого пространства при изменении давления на единицу.  [7]

Коэффициент объемной упругости жидкости, и в частности коэффициент объемной упругости нефти Р, зависит от ее состава и количества газа, растворенного в ней.  [9]

Коэффициент объемной упругости нефти рн зависит от состава нефти; он изменяется с изменением давления и температуры и в значительной мере зависит от количества газа, растворенного в нефти. Коэффициент объемной упругости негазированной ( мертвой) нефти изменяется в довольно узких пределах.  [10]

Коэффициент объемной упругости воды рв также изменяется в зависимости от давления, температуры и количества растворенного в воде газа, которое в свою очередь зависит от степени минерализации воды. Известно, что с увеличением давления рв уменьшается.  [11]

Коэффициент объемной упругости трещиноватых пород по кернам не удается определить, так как керновый материал обычно не является представительным с точки зрения реального строения, раскрытое и других характеристик трещин. Для трещиноватых пород ( Зс определяется по результатам разработки залежи с учетом ее объема, количества извлеченной жидкости и падения пластового давления.  [12]

Рст - коэффициент объемной упругости трещиноватой средне Па 1; ( - коэффициент деформации вторичных пустот за счет разности горного и пластового давлений в Па -; 7 - относительная плотность нефти в поверхностных условиях.  [13]

Рс - коэффициент объемной упругости пористой среды, равный ( 0 3 - 2) - 10 4 1 / МПа; т - пористость.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент - объемная упругость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - объемная упругость

Cтраница 2

Сжимаемость обычно характеризуется коэффициентом объемной упругости, который отражает зависимость между давлением на жидкость и уменьшением объема, вызываемого этим давлением.  [16]

Рассматривая данные о коэффициентах объемной упругости зерен породы ( см. табл. 1), видим, что отмечается некоторое уменьшение их от давления для всех пород, причем для известняков они больше, чем для доломитов. Так как изменение коэффициентов рз от давления мало, то в практически встречаемых интервалах изменения давления их можно считать константами и принимать равными: для доломитов - 0 12 - 10 - 5 1 / ar и для песчаников и известняков - ( 0 25 - гО 27) 10 - 5 1 / ат.  [17]

Несмотря на незначительную величину коэффициента объемной упругости пород, процессы упругой деформации пористой среды, нефти и газа ( как впервые было установлено В. Н. Щелкачевым) существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик.  [18]

Несмотря на незначительное значение коэффициента объемной упругости пород, процессы упругой деформации пористой среды, нефти и Гйза ( как впервые было установлено В. Н. Щелкачевым) существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик.  [19]

Несмотря на незначительное значение коэффициента объемной упругости пород, процессы упругой деформации пористой среды, нефти и ггза ( как впервые было установлено В. Н. Щелкачевым) существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик.  [20]

Несмотря на незначительную величину коэффициента объемной упругости пород, процессы упругой деформации пористой среды и насыщающих пласт флюидов существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик.  [21]

Важнейшими параметрами теории упругого режима являются коэффициенты объемной упругости жидкости и пласта.  [22]

Так, по данным П. Д. Джонса [7] коэффициент объемной упругости нефти изменяется в весьма широких пределах - от 7 - Ю 5 до 140 - 10 - 5 i / бар. Среднее значение коэффициента объемной упругости воды равно 4 - Ю 5 i / бар, и еще меньшее значение имеет коэффициент объемной упругости пород. Для различных пород коэффициент объемной упругости различен. Тщательно поставленные многочисленные эксперименты Д. А. Антонова показывают, что коэффициент объемной упругости девонских песчаников Туймазинского нефтяного месторождения колеблется в среднем от 0 96 - Ю-5 до 1 26 - Ю-5 i / бар.  [24]

По формулам (11.18) - (11.20) можно определить коэффициент объемной упругости пород Рс, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор Рп. В табл. 11.3 приведены значения коэффициента сжимаемости пор некоторых осадочных пород при различных величинах эффективного давления. Кроме того, указаны глубины залегания пород, соответствующие эффективным давлениям на скелет породы.  [26]

По формулам (11.30) - (11.32) можно определить коэффициент объемной упругости пласта рс, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор рп.  [27]

Было отмечено, что вследствие больших величин коэффициент объемной упругости газа рг и, как следствие, весьма малых значений радиуса исследования при обычном испытании газовых скважин вероятность обнаружения газожидкостного контакта ( как, например, ломаная а - b - с на рис. 123, б) мала.  [29]

Коэффициент объемной упругости жидкости, и в частности коэффициент объемной упругости нефти Р, зависит от ее состава и количества газа, растворенного в ней.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сжимаемость нефти, объемный коэффициент

Образование Сжимаемость нефти, объемный коэффициент

Количество просмотров публикации Сжимаемость нефти, объемный коэффициент - 346

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: Сжимаемость нефти, объемный коэффициент
Рубрика (тематическая категория) Образование

Нефть, как и всœе жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять объём под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости), определяемым из соотношения:

где ΔV – изменение объёма нефти; V – исходный объём нефти; Δр – изменение давления.

Из уравнения (5.1) следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка (0,4-0,7) ГПа-1 (4·10-10-7·10-10 м2/Н). Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (~ 14,0 10-10 м2/Н). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости

Повышенная пластовая температура, а также растворенный газ приводят к тому, что объём нефти в пластовых условиях больше, чем на поверхности. Отношение этих объёмов, называемое объёмным коэффициентом, может достигать значения 1,4 – 1,5 и определяется как:

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20ºС после дегазации.

При снижении первоначального пластового давления от р до давления насыщения рн объёмный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости

Сжимаемость нефти, объемный коэффициент - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Сжимаемость нефти, объемный коэффициент" 2014, 2015.

referatwork.ru

Коэффициент - объемная упругость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Коэффициент - объемная упругость

Cтраница 4

Для исследованных систем при всестороннем нагружениИ в начальный момент времени система практически мгновенно претерпевает упругую деформацию, величина которой определяется коэффициентом объемной упругости растворителя. В последующем, на протяжении достаточно длительного времени, развивается упругая деформация объемного вязкого течения. Причем напряжение релак-снруется от начального значения р0 не до нуля ( как, например, в теле Максвелла), а до рот.  [46]

Необратимые деформации девонских песчаников при значительном содержании пресной воды в порах приводят к их уплотнению, что в свою очередь вызывает изменение коэффициента объемной упругости пористой среды рс. Поэтому при наличии в порах девонских песчаников Башкирии пресной воды в количестве более 35 % или смеси пресной и пластовой воды с плотностью меньше 1 050 г / см3 следует при анализе разработки и обработке данных исследований учитывать наличие остаточных деформаций.  [47]

Неустановившиеся процессы протекают тем быстрее, чем больше коэффициент проницаемости пласта k, и тем медленнее, чем больше вязкость жидкости JLI и коэффициенты объемной упругости жидкости и пласта.  [48]

Так как для звуковых волн существенную роль играет именно адиабатическая сжимаемость, то величину х ур принято в акустике называть модулем сжимаемости или коэффициентом объемной упругости среды.  [49]

Эти приборы позволяют с удовлетворительной для практических целей точностью в промышленных условиях измерять основные параметры пластовой нефти: плотность, объемный коэффициент, газосодержание, вязкость, коэффициент объемной упругости и давление насыщения.  [51]

Для оперативного получения информации о свойствах пластовой нефти создан и осваивается комплекс глубинных автономных приборов, позволяющих с удовлетворительной для практических целей точностью замерять основные параметры пластовой нефти: плотность, объемный коэффициент, газосодержание, вязкость, коэффициент объемной упругости и давление насыщения.  [52]

Коэффициент объемной упругости нефти рн зависит от состава нефти; он изменяется с изменением давления и температуры и в значительной мере зависит от количества газа, растворенного в нефти. Коэффициент объемной упругости негазированной ( мертвой) нефти изменяется в довольно узких пределах.  [53]

Так, по данным П. Д. Джонса [7] коэффициент объемной упругости нефти изменяется в весьма широких пределах - от 7 - Ю 5 до 140 - 10 - 5 i / бар. Среднее значение коэффициента объемной упругости воды равно 4 - Ю 5 i / бар, и еще меньшее значение имеет коэффициент объемной упругости пород. Для различных пород коэффициент объемной упругости различен. Тщательно поставленные многочисленные эксперименты Д. А. Антонова показывают, что коэффициент объемной упругости девонских песчаников Туймазинского нефтяного месторождения колеблется в среднем от 0 96 - Ю-5 до 1 26 - Ю-5 i / бар.  [54]

Здесь Рс - коэффициент пропорциональности, величина которого зависит от вида породы. Его называют коэффициентом объемной упругости пласта.  [55]

Допустим, что такого канала нет и верхние 150 м межколонного пространства целиком заполнены водой. Тогда при коэффициенте объемной упругости воды ( 3 5 - 10 - 4 1 / МПа и абсолютно жестких трубах получим для увеличения давления Др 0 09h / H 0 0910 / 150 - 5 - 10 - 5 12 0 МПа, что недостаточно для Смятия колонны диаметром 148 мм обычного сортамента.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Предыдущая Следующая

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.

 

4.6. 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:

Предыдущая Следующая

www.chemfiles.narod.ru

Коэффициент - объемная упругость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Коэффициент - объемная упругость

Cтраница 3

Прибор предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости ( коэффициента сжимаемости) пластовой нефти или воды. Принцип действия его основан на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.  [32]

Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости ( коэффициента сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.  [33]

Коэффициенты рсн и рНТ ( п) отличаются от коэффициентов объемной упругости среды рс и сжимаемости пор рп, которые приводятся в литературе для пористых коллекторов, только тем, что при их определении вода относится к породе. Если принять условие, что в залежах с трещиновато-пористыми коллекторами матрица эффективно дренируется, то по этим формулам получим значения соответствующих коэффициентов для комплексной системы - вторичных пустот и пор матрицы.  [34]

Если выражать давление в кгс / см2, следует принять размерность коэффициента объемной упругости жидкости в см2 / кгс. Величина, обратная коэффициенту объемной упругости жидкости, называется модулем объемной упругости жидкости.  [35]

Для прогнозирования деформаций необходимо знать упругие свойства пласта, которые характеризуются коэффициентом объемной упругости и коэффициентом сжимаемости пор.  [36]

Для различных расчетов, связанных с проектированием, разработки месторождений, необходимо знать значения коэффициента объемной упругости пористой среды ( матрицы) и зерен породы н коэффициента сжимаемости поровых каналов. Нами систематизированы имеющиеся в опубликованных работах данные по этому вопросу.  [37]

Опреснение воды в порах песчаников до плотности 1 059 - 1 036 г. еж3 практически не изменяет коэффициента объемной упругости пористой среды рс. И среднее значение 3С остается постоянным как при повышении, так и при снижении пластового давления.  [39]

Для гидродинамических расчетов процесса испытания и исследования скважин при упругом режиме фильтрации необходимы данные о коэффициентах сжимаемости ( коэффициентах объемной упругости) и объемных коэффициентах нефти.  [40]

Объемные коэффициенты сжимаемости пористой среды рс, определенные при постоянном давлении в порах и переменном горном давлении, меньше коэффициентов объемной упругости пласта Р0, определенных по той же методике.  [41]

Объемные коэффициенты сжимаемости чпористой среды Рс, определенные при постоянном горном дадлении и переменном давлении в порах, больше коэффициентов объемной упругости пласта Р0 на величину рс - р ( 0 08 0 17) Ю 5 Пат.  [42]

Для исследованных систем при всестороннем нагружении в начальный момент времени система практически мгновенно претерпевает упругую деформацию, величина которой определяется коэффициентом объемной упругости растворителя. В последующем на протяжении достаточно длительного времени развивается упругая деформация объемного вязкого течения.  [43]

Для исследованных систем при всестороннем их нагружении в начальный момент времени система практически мгновенно претерпевает упругую деформацию, которая определяется коэффициентом объемной упругости растворителя. В последующем на протяжении достаточно длительного времени развивается упругая деформация объемного вязкого течения.  [44]

Для исследованных систем при всестороннем нагружении в начальный момент времени система практически мгновенно претерпевает упругую деформацию, величина которой определяется коэффициентом объемной упругости растворителя. В последующем на протяжении достаточно длительного времени развивается упругая деформация объемного вязкого течения.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru