Физические свойства нефти, газа и воды. Плотность нефти воды


Физические свойства нефти, газа и воды

Состояние и свойства углеводородов в пласте зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком, газоо­бразном состоянии или в виде газожидкостной смеси.

Плотность пластовой нефти – масса нефти в пластовых условиях в еди­нице объема. Она обычно в 1,2–1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на лег­кие – с удельным весом менее 0,850 г/см3, и тяжелые – с удельным весом более 0,850 г/см3.

Вязкость пластовой нефти характеризует степень подвижности флюида. Это важный параметр, от которого зависят эффективность процесса разра­ботки и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Вязкость нефти может в десятки раз увеличиваться при переходе из пластовых условий в поверхност­ные. Это обусловлено повышенной температурой и газосодержанием.

Между вязкостью и плотностью нефти существует прямая пропорцио­нальность. Так, легкая нефть менее вязкая. Единицей измерения вязкости

служит мПа·с (миллипаскаль в секунду). По величине вязкости разли­чают нефть с незначительной вязкостью (< 1 мПа·с), маловязкую (> 1 и < 5 мПа·с), с повышенной вязкостью (> 5 и < 25 мПа·с) и высоковязкую (> 25 мПа·с).

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

Снижение забойного давления ниже давления насыщения при определенных условиях может привести к снижению дебита нефти из-за выделения газа в призабойной зоне пласта. Это приводит к снижению притока жидкости, преждевременному прорыву воды из-за увеличения вязкости нефти, выпадению АСПО и солей в скважине и частым отказам погружных насосов.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти равно объему растворенного газа (в стандартных условиях), содержащегося в единице объема пластовой нефти.

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

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при раз­работке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосо­держания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Сжимаемость нефти (газа, воды) обусловлена тем, что нефть (как и все жидкости) обладает упругостью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости.

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

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Влагосодержание природных газов обусловлено контактом с пластовы­ми водами и зависит от давления, температуры и состава газа.

Объемный коэффициент пластового газа – отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа в стандартных условиях. Объем газа в пластовых условиях примерно в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях.

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде рас­творенных солей, ионов и коллоидов.

Плотность воды в пластовых условиях зависит, главным образом, от ее минерализации, давления и температуры.

Вязкость пластовой воды зависит, в первую очередь, от температуры, минерализации и химического состава.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Сжимаемость воды – это обратимое изменение объема воды в пласто­вых условиях под действием давления. Сжимаемость воды уменьшается с увеличением концентрации солей и увеличивается с увеличением содер­жания растворенного газа.

Геолого-физические характеристики основных продуктивных пла­стов разрабатываемых месторождений и свойств их нефтей приведены в таблице 1.

Похожие статьи:

www.poznayka.org

Физико-химические свойства нефти, воды и газа

Свойства пластовой нефти, воды и газа являются компонентами для определения характеристик пласта при гидродинамических исследованиях скважин и, в конечном счете, параметрами разработки. Вместе с тем известно, что физико-химические свойства фильтрующихся веществ изменяются в пределах одного пласта в процессе разработки. Отсюда следует, что изменение их значений необходимо учитывать при интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин.

В данном разделе, из всего спектра физико-химических свойств, ограничимся рассмотрением таких физико-химических свойств пластовой нефти, воды и газа как плотность, вязкость, объемный коэффициент нефти, коэффициент сверхсжимаемости. Другие параметры пластовых флюидов рассматривается по мере изложения материала.

2.1. Плотность пластовой нефти равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность плотность пластовой нефти можно определить с помощью аналитической формулы [1]:

, (2.1)

где – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3,

– плотность газа стандартного разгазирования газонасыщенной нефти, кг/м3;

– газонасыщенность м3/м3.

2.2. Плотность пластовой воды есть функция давления , температуры , концентрации растворенных солей , и газонасыщенности. При известном коэффициенте сжимаемости газонасыщенной воды плотность пластовой воды рассчитывается по формуле:

, (2.2)

здесь – плотность воды в стандартных условиях вычисляемая по формуле:

, (2.3)

где – плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м3;

– массовая концентрация солей, %;

– газосодержание воды, м3/м3;

– коэффициент сжимаемости газонасыщенной пластовой воды, 1/МПа;

a – термический коэффициент объемного расширения воды, равный , 1/K.

Пластовые воды месторождений Западной Сибири относятся к слабоминерализованным, плотность которых находится в пределах 1007 ¸ 1023 кг/м3 при минерализации 13,8 ¸ 34 г/л.

2.3. Объемный коэффициент пластовой нефтихарактеризует изменение объема жидкой фазы при изменении термодинамических условий. Величина объемного коэффициента показывает кратность уменьшения объема, занимаемого нефтью в пласте , по сравнению с объемом жидкой фазы нефтегазовой системы при заданных давлении и температуре :

, (2.4)

где – приведенный к стандартным условиям объем нефтяного газа, выделившегося при изменении давления и температуры от их пластовых значений до заданных и , м3/т;

– плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3;

– плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях, кг/м3;

– плотность нефти при заданных давлении и температуре, кг/м3.

В некоторых случаях пользуются коэффициентом усадки , показывающим относительное изменение объема нефти при извлечении ее на поверхность:

100%. (2.5)

2.4. Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях . При характерном для Западной Сибири составе растворенного в воде газа приближенное значение объемного коэффициента воды рассчитывается по формуле:

, (2.6)

где – газосодержание воды, м3/м3.

При известном значении коэффициента сжимаемости газонасыщенной воды объемный коэффициент пластовой воды рассчитывается по уточненной формуле:

. (2.7)

Величина объемного коэффициента воды изменяется в узких пределах от 0,98 до 1,06.

2.5. Вязкость пластовой нефти зависит от ее состава и состава растворенного в ней газа. Величина вязкости уменьшается с повышением газосодержания и с ростом температуры и незначительно увеличивается с повышением давления в пределах от давления насыщения и выше. Поэтому обычно вязкость нефти в пластовых условиях значительно меньше вязкости сепарированной нефти. Различают абсолютную (динамическую) и кинематическую вязкость .

Единицы измерения вязкости в системе СИ: динамическая вязкость Па×с; кинематическая вязкость м2/с. Динамическая и кинематическая вязкость связаны между собой соотношением:

, (2.8)

где – плотность нефти, кг/м3.

Значение коэффициента динамической вязкости определяют лабораторным путем по глубинной пробе нефти.

2.6. Вязкость пластовой воды есть функция температуры и концентрации солей. Влияние давления незначительно. Вязкость пластовой воды в диапазоне температур от 20 до 100°С при концентрации солей не выше 6% рассчитывается по формуле:

, (2.9)

где – температура, ºС.

Для других условий вязкость пластовой воды может быть определена по графической зависимости, рис.2.1.

Отношение динамической вязкости нефти к вязкости воды называется относительной вязкостью :

. (2.10)

Рассмотрим на примерах расчет физико-химических свойств пластовых нефти и воды.

Пример 1.

Рассчитать физико-химические свойства пластовой нефти: плотность ; сжимаемость и объемный коэффициент нефтегазовой смеси, если известны: плотность сепарированной нефти 848 кг/м3; плотность газа в стандартных условиях 1,203 кг/м3; мольная масса нефти 142 кг/моль;газосодержание в стандартных условиях – 53,14 м3/м3.

По формуле 2.1 рассчитываем плотность нефтегазовой смеси:

788 кг/м3.

Сжимаемость нефти рассчитываем по формуле 3.13:

1/МПа.

По формуле 2.4 вычислим объемный коэффициент нефти:

.

Пример 2.

Рассчитать физико-химические свойства пластовой воды: плотность ; объемный коэффициент ; вязкость , если известно, что пластовое давление рвано 20 МПа; пластовая температура – 80°С; концентрация солей – 6%; газонасыщенность ; коэффициент сжимаемости воды ; коэффициент , 1/K.

Вычисляем плотность пластовой воды в стандартных условиях по формуле 2.3:

кг/м3.

Плотность пластовой воды вычисляем по формуле 2.2:

Объемный коэффициент пластовой воды вычисляем по формуле 2.6.

.

По формуле 2.10 вычисляем вязкость пластовой воды.

мПа·с.

По графику, рис. 2.1, вязкость пластовой воды составляет 0,4мПа×с.

 



infopedia.su

Отношение - плотность - нефть

Отношение - плотность - нефть

Cтраница 1

Отношение плотности нефти, определенной при температуре 20 С, к плотности дистиллированной воды того же объема при температуре 4 С ( принята в бывш.  [1]

Зависимость величины отношения плотности нефтей и содержания в них ванадилпорфириновых комплексов от возраста пород, вмещающих нефть характеризуется следующим образом. Если в подсолевых нефтях происходит уменьшение коэффициента отношения плотность / ВП от 0 25 в нефтях карбонатных отложений до 0 17 в нефтях нижнепермских, то в надсолевых нефтях, наоборот, вверх по разрезу этот показатель возрастает от 0 28 в нефтях триаса до 0 34 в нефтях юрских отложений.  [2]

Для тяжелых нефтей характерно наличие корреляционной связи между отношением плотностей нефти и воды и индексом аномальности пластового давления, равным отношению пластового давления рпл в залежи к гидростатическому давлению / гид на глубине залегания залежи. На рис. 3.7 приведена такая зависимость по данным месторождений Урало-Поволжья.  [4]

При переходе от подсолевых нефтей каменноугольного возраста наблюдается незначительное увеличение отношения плотности нефтей к содержанию ВП-комплексов от 1 06 до 1 29 в над-солевых нефтях триасовых отложений, а далее вверх по разрезу этот показатель снова уменьшается до 1 05 и 0 18 для нефтей юрских и меловых залежей соответственно.  [5]

В практике также пользуются относительной плотностью, которая численно равна отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 4 С.  [6]

В практике часто пользуются понятием относительная плотность, которая численно равна отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 4 С. Так как плотность дистиллированной воды - при 4 С равна 1 г / см3, то относительная плотность какого-либо вещества и плотность, выраженная в г / см3, численно равны. Плотность нефти зависит от температуры. При нагревании нефти она уменьшается, а при охлаждении увеличивается.  [7]

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти ( нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти ( нефтепродукта) при 20 С к плотности воды при 4 С.  [8]

Основным показателем первичной характеристики нефтей является ее плотность. В практике обычно пользуются понятием относительной плотности, которая равна отношению плотности нефти к плотности воды при температуре 4 С.  [9]

МПа; 1пл, - пластовая температура, С; Рщ, - пластовое давление, МПа. Часто в промысловых расчетах используют понятие относительной плотности нефти. Относительная плотность нефти р2 н - отношение плотности нефти при 20 С и атмосферном давлении к плотности воды при 4 С и атмосферном давлении.  [10]

Плотность ее колеблется в пределах 0 75 - 0 98 г / см3, при этом нефти с плотностью ниже 0 9 г / см3 называются легкими, а выше 0 9 г / см3 - тяжелыми. Следует отметить, что эта плотность является относительной, определенной как отношение плотности нефти при температуре 20 С к плотности дистиллированной воды при температуре 4 С.  [11]

Легкие нефти имеют более светлую окраску, тяжелые - более темную. Очень легкие нефти прозрачны и имеют цвет чая или растительного масла. Относительная плотность нефти df представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 С к плотности воды при 4 С.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru


Смотрите также