Open Library - открытая библиотека учебной информации. Свойство нефти в пластовых условиях


Свойства нефти в пластовых условиях — МегаЛекции

 

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

Плотностьхарактеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

. (7.1)

Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):

. (7.2)

Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

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

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

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

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

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

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

Объемный коэффициент нефти(b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (7.3)

где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

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

Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

. (7.4)

 

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.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.

 

refac.ru

Свойства нефти в пластовых условиях

Изобретательство Свойства нефти в пластовых условиях

просмотров - 13

ЭПИЛОГ

Для меня создание этой книги было как визит в парк аттракционов. Мысленно мы вместе с вами прокатились на американских горках, смотрелись в кривые зеркала и заходили в комнату страха. Но веселье закончилось. Надеюсь, вы думаете, что поездка стоила того. Теперь можно выдохнуть. Наверняка вам часто казалось, что я преувеличиваю или, более того, пугаю вас. Но тем не менее я прокатил вас на этих американских горках для вашей же пользы.

В этой книге я познакомил вас с разными методами манипуляций сознанием. Основной закон манипулирования – понять, как человек воспринимает окружающий мир. Окружающий мир – не фон для наших слов и поступков. Наше окружение влияет на наши мысли и чувства, поступки и на наш выбор. Ситуации, группы, отношения между людьми тоже оказывают на нас влияние. В свою очередь нашими поступками мы воздействуем на окружающий мир. И так по кругу. Манипуляции. Все зависит от того, какую роль вы выберете – пассивной жертвы или активного участника. Теперь, надеюсь, вы в состоянии оценить последствия такого выбора.

Я дал вам много полезных советов и рассказал о методах, которые вы можете использовать сами, чтобы манипулировать людьми. С их помощью вы можете привлечь внимание противоположного пола, а также заставить человека разделять ваши политические взгляды. С помощью этих методов вы можете даже создать собственную религиозную секту, если захотите. Но сделать вас манипулятором - ϶ᴛᴏ не моя цель. Я хотел дать вам понять, что вы сами – жертва манипуляций и что ваш выбор - ϶ᴛᴏ на самом делœе не ваш выбор, за вас его сделали другие люди. И причины ваших поступков совсœем не те, какими они вам кажутся.

Каждую секунду вы подвергаетесь манипуляциям. Вас хотят заставить думать, чувствовать, покупать, соглашаться – в общем, делать то, что хотят от вас другие. Понимаю, что это может вызвать у вас депрессию. Вам трудно поверить, что вы так легко позволяете собой манипулировать. Но теперь, когда вы знаете, как это происходит, вы сможете этому противостоять. Вы можете начать мыслить критически и ставить под сомнения попытки других людей воздействовать на вас. Теперь вы знаете, что такие, с виду невинные вещи, как сбор подписей, раздача пробников, незаконченные слоганы и изображения красивых людей, бывают весьма опасными. Вы поймете, если кто‑то захочет создать у вас когнитивный диссонанс, и вы сами сможете решить, хотите вы быть членом группы или нет. По крайней мере, иногда. Потому что нелœегко противостоять давлению группы. Более того, теперь вы можете достойно ответить манипуляторам.

Кстати, вы не один такой. Все постоянно подвергаются манипуляциям, даже сами манипуляторы. Невозможно ходить и постоянно анализировать всœе стимулы, которым подвергают нас со всœех сторон. Кто манипулирует манипуляторами? Вы сами. И миллионы других людей. И с прочтением этой книги вы сильно усложните им жизнь.

Надеюсь, вам было так же интересно читать об этих методах, как и мне использовать их. Но пора заканчивать. Там, на улице, подвезли грузовик стирального порошка, так что нужно срочно спрятаться и притвориться, что меня нет дома.

Хенрик Фексеус, июль 2008

ЛИТЕРАТУРА

В случае если бы я не прочитал всœе эти книги, моя собственная была бы гораздо толще.

BAKER, ROBERT A., 1990, They call it hypnosis, PROMETHEUS BOOKS, NEW YORK

BROWN, J.A.C., 1963, Techniques of persuasion: From propaganda to brainwashing, PENGUIN BOOKS LTD., ENGLAND

BERGER, ARTHUR ASA, 2005, Shop ‘til you drop: Consumer behavior andamerican culture, ROWMAN & LITTLEFIELD PUBLISHERS, LTD., USA

BULLOCK, AUGUST, 2004, The secret sales pitch, NORWICH PUBLISHERS, KALIFORNIEN

COHEN, MARSHAL, 2006, Why customers do what they do, MCGRAW‑HILL, NEW YORK

CONSERVA, HENRY T., 2003, Propaganda techniques, IST BOOKS, USA

DANZIGER, PAMELA N., 2004, Why people buy things they don’t need, DEARBORN TRADE PUBLISHING, CHICAGO

DICHTER, ERNEST, 1664, Handbook of consumer motivations, MCGRAW‑HILL BOOK COMPANY, USA

DICHTER, ERNEST, 1975, Packaging, the sixth sense? A guide to identifying consumer motivation, CAHNERS PUBLISHING COMPANY, INC., USA

DICHTER, ERNEST, 1971, Motivating human behavior, MCGRAW‑HILL BOOK COMPANY, NEW YORK

DICHTER, ERNEST, 2002, The Strategy of Desire, TRANSACTION PUBLISHERS, NEW JERSEY

EDFELDT, ÅKE W., 1992, Påverkan, PROPRIUS FÖRLAG, STOCKHOLM

GLADWELL, MALCOLM, 2005, Blink: the power of thinking without thinking, LITTLE, BROWN AND COMPANY, NEW YORK

CHESKIN, Global Market Bias: Part 1; Color, 2004, MSI‑ITM & CMCD VISUAL SYMBOLS LIBRARY, USA/HOLLAND

GORDON, BARRY & BERGER, LISA, 2003, Intelligent Memory: A prescription for improving your memory, PENGUIN BOOKS INC., USA

HINE, THOMAS, 1995, The total package: The secret history and hidden meanings of boxes, bottles, cans, and other persuasive containers, LITTLE, BROWN AND COMPANY, USA

MILGRAM, STANLEY, 2004, Obedience to authority, PINTER & MARTIN LTD., LONDON

NIMMO, DAN, 1970, The political persuaders: The techniques of modern election campaigns, PRENTICE‑HALL, INC., NEW JERSEY

HOFFMAN, DONALD D., 1998, Visual intelligence: How we create what we see, W. W. NORTON & COMPANY, INC., NEW YORK

PACKARD, VANCE, 1980, The hidden persuaders, SIMON & SCHUSTER, NEW YORK

PACKARD, VANCE, 1977, Thepeople shapers, LITTLE, BROWN & COMPANY, USA

PARKIN, ALAN, 1999, Memory, a guide for professionals, JOHN WILEY & SONS, LTD., ENGLAND

PENN & TELLER, 2003, „ban water petition“, Bullshit 1:13, SHOWTIME, USA

PIATTELLI‑PALMARINI, MASSIMO, 1994, Inevitable illusions: how mistakes of reason rule our minds, JOHN WILEY & SONS, INC., USA

QUALITY PACKAGING: INTERNAL RESEARCH STUDY, 1998, CHESKIN RESEARCH, KALIFORNIEN

PRATKANIS, A., ESKENAZI, J. & GREENWALD, A., 1994, What you expect is what you believe (but not necessarily what you get): A TEST OF THE EFFECTIVENESS OF SUBLIMINAL SELF‑HELP AUDIOTAPES, BASIC AND APPLIED SOCIAL PSYCHOLOGY, 15(3), LAWRENCE ERLBAUM ASSOCIATES, USA

RAMACHANDRAN, VILAYANUR S., & BLAKESLEE, SANDRA, 1998, Phantoms in the brain, HARPER COLLINS, NEW YORK

RAMACHANDRAN, VILAYANUR S., 2003, The emerging mind, PROFILE BOOKS LTD., LONDON

SCIENCE DAILY, 2005, BOSTON UNIVERSITY PSYCHOLOGISTS FIND NEUROLOGICAL MECHANISM FOR SUBLIMINAL LEARNING, HTTP://WWW.SCIENCEDAILY.COM/ RELEASES/2005/05/050526225858.HTM

SCIENCE DAILY, 2007, SUBLIMINAL ADVERTISING LEAVES ITS MARK ON THE BRAIN, HTTP://WWW.SCIENCEDAILY. COM/RELEASES/2007/03/070308121938.HTM

SIMONS, HERBERT W., 1976, Persuasion: understanding, practice and analysis, ADDISON‑WESLEY PUBLISHING COMPANY LTD., USA

SPANOS, NICHOLAS P. & CHAVES, JOHN F., 1989, Hypnosis: The cognitive‑behavioral perspective, PROMETHEUS BOOKS, NEW YORK

TAVRIS, C. & ARONSON, E., 2007, MISTAKES WERE MADE (BUT NOT BY ME), HARCOURT BOOKS, USA

UNDERHILL, PACO, 1999, Why we buy: The science of shopping, SIMON & SCHUSTER, USA

VOKEY, JOHN R., 2002, Psychological Sketches, PSYENCE INK, LETHBRIDGE, ALBERTA

WASHBURN, HARRY & WALLACE, KIM, 1999, Why people don’t buy things, BASIC BOOKS, USA

WILSON, TIMOTHY D., 2002, Strangers to ourselves: Discovering the adaptive unconcious, THE BELKNAP PRESS OF HARVARD UNIVERSITY PRESS, USA

WINN, DENISE, 1983, The manipulated mind: Brainwashing, conditioning and indoctrination, OCTAGON PRESS, LTD., LONDON

ZEIG, JEFFREY K. & MUNION, W. MICHAEL, 1999, Milton H. Erickson, SAGE PUBLICATIONS LTD., LONDON

ZIMBARDO, PHILIP & EBBESEN, EBBE B., 1970, Infl uencing attitudes and changing behavior, ADDISON‑WESLEY PUBLISHING COMPANY, MASSACHUSETTS

ZIMBARDO, PHILIP, 2007, The Lucifer Effect: Understanding how good people turn evil, RANDOM HOUSE, NEW YORK

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта͵ выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах крайне важно знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

Плотностьхарактеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

. (7.1)

Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величинœе плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

Не всœе газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента͵ при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателœей.

Вязкость пластовой нефти почти всœегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом всœе нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ увеличение вязкости.

Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):

. (7.2)

Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

Стоит сказать, что для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

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

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

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

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) данный параметр увеличивается при всœех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

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

Объемный коэффициент нефти(b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделœения газа на поверхности при дегазации:

, (7.3)

где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

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

Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всœегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

. (7.4)

Читайте также

  • - Свойства нефти в пластовых условиях

    ЭПИЛОГ Для меня создание этой книги было как визит в парк аттракционов. Мысленно мы вместе с вами прокатились на американских горках, смотрелись в кривые зеркала и заходили в комнату страха. Но веселье закончилось. Надеюсь, вы думаете, что поездка стоила того. Теперь... [читать подробенее]

  • - Определить свойства нефти в пластовых условиях.

    Типовая задача Расчет параметров пластовых нефтей Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г): Ппл.н = f (Г), Г = f (tпл, Рпл, Рнас), количество которого зависит от пластовых температур (tпл) и давления... [читать подробенее]

  • - Физические свойства нефти в пластовых условиях.

    Сжимаемость. Нефть (как газированная, так и дегазированная), как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменить объем под действие внешнего давления. Упругость жидкостей характеризуется коэффициентом объемной упругости, или коэффициентом сжимаемости: ,... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Свойства нефти в пластовых условиях

     

    Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

    Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

    При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

    Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

    Плотностьхарактеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

    . (7.1)

    Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

    Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

    В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

    Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

    Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

    Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

    Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

    Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):

    . (7.2)

    Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

    Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

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

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

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

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

    С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

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

    Объемный коэффициент нефти(b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

    , (7.3)

    где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

    Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

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

    Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

    Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

    . (7.4)

     

    

    infopedia.su

    Свойства нефти в пластовых условиях

     

    Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

    Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

    При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

    Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

    Плотностьхарактеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

    . (7.1)

    Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

    Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

    В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

    Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

    Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

    Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

    Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

    Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):

    . (7.2)

    Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

    Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

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

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

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

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

    С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

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

    Объемный коэффициент нефти(b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

    , (7.3)

    где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

    Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

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

    Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

    Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

    . (7.4)

     

    Читайте также:

    lektsia.info

    Свойства нефти в пластовых условиях

    Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

    Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400–1000 м3 на 1 м3 нефти.

    При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчёте запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства нефтей пластовых и дегазированных (поверхностных).

    Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, поверхностных – по пробам из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

    Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объёма [кг/м3; г/см3]:

    . (7.1)

    Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

    Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м3.

    В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

    Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

    Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчёте мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

    Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается

    from your own site.

    rlg42.ru

    Свойства нефти в пластовых условиях

    Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

    Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

    При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

    Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

    Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

    . (7.1)

    Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

    Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

    В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

    Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

    Вязкость– важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

    Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

    Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

    Газовый фактор пластовой нефтипоказывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг ) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн ):

    . (7.2)

    Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг ) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

    Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

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

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

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

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

    С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

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

    Объемный коэффициент нефти (b ) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

    , (7.3)

    где Vпл– объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

    Vдег– объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

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

    Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина bизменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти bколеблется от 1,1 до 1,2.

    Усадка нефти Uпоказывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп ). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U :

    . (7.4)

    studlib.info