Open Library - открытая библиотека учебной информации. Сжимаемость нефти формула


7.2. Сжимаемость нефтей

7.2.1. Типоваяе задача

Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях, если плотность нефти при н.у. н = 850 кг/м3, относительная плотность газа (по воздуху) г = 0,9, газовый фактор Г = 120м3/т, давление пластовое Р пл = 150 атм, пластовая температура tпл = 50°С.

Решение:

1. Определение кажущейся плотности растворенного газа (г.к)

Пользуясь рис. 7.5, находим кажущуюся плотность газа (г.к) для относительной плотности газа ог = 0,9, плотности нефти н = 850 кг/м3.

Кажущая плотность растворенного газа равна г.к = 440 кг/м3 (0,44 кг/л).

Рис. 7.5. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе

для нефтей с различными плотностями

2. Определение веса газа (Gг)

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти, оценивается по уравнению:

Gг = Г • н • ог • Gв, (7.10)

где Г – газовый фактор, равный 120 м3/т;

н – плотность нефти, равная 0,85 т/м3;

ог – относительная плотность газа, равная 0,9;

Gв – вес 1 м3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг.

Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг.

3. Определение объема газа в жидкой фазе (Vг)

Объем газа в жидкой фазе составляет:

Vг = Gг / г.к (7.11)

Vг = 112 / 440 = 0,255 м3.

4. Определение общего объема насыщенной газом нефти (Vнг)

Общий объем насыщенной газом нефти при атмосферном давлении оценивается по формуле (7.12):

Vнг = 1 + Vг (7.12)

Vнг = 1 + 0,255 = 1,255 м3.

5. Определение веса насыщенной газом нефти (Gнг)

Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле (7.13):

Gнг = Gн + Gг (7.13)

Gнг = 850 + 112 = 962 кг.

6. Определение плотности насыщенной газом нефти (нг)

Плотность насыщенной газом нефти расчитывается следующим образом:

нг = Gнг / Vнг(7.14)

нг = 962 / 1,255 = 767 кг/м3.

7. Опреление плотности нефти в пластовых условиях ('нг)

Плотность нефти в пластовых условиях ('нг) определяется по формуле:

'нг = нг - ∆t+ ∆ р (7.15)

Плотность нефти в пластовых условиях имеет еще две поправки:

1) на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (∆t);

2) на изменение плотности за счет сжатия под давлением (∆р).

∆t - поправка на расширение нефти за счет увеличения температуры, ее определяем по рис. 7.6:

∆t = 850 – 840 = 10 кг/м3.

∆р - поправка на сжимаемость нефти, ее определяем по рис. 7.7, для Р пл = 150 атм, ∆р = 8 кг/м3.

Таким образом, используя формулу (7.15), рассчитываем плотность нефти в пластовых условиях:

'нг = 767 - 10 + 8 = 765 кг/м3.

8. Определение коэффициента изменения объема нефти (b)

Коэффициент изменения объема нефти b, насыщенной газом, для пластовых условий, будет равен:

b = Vпл / Vдег (7.16)

b= дег / 'нг (7.17)

дег = н

b = 850 / 765 = 1,11.

Т.е. каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объем 1,11 м3.

9. Определение усадки нефти (U)

Усадка нефти составляет:

U= ( b – 1 ) / b (7.18)

U = ( 1,11 – 1 ) / 1,11 = 0,099 или 9,9%.

Рис. 7.6. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры (∆ρt)

Рис. 7.7. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового

давления (∆ρР), (1МПа = 10 атм)

studfiles.net

СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ

Химия СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ

просмотров - 317

Нефть, как и всœе жидкости, обладает упругостью, т. е. спо­собностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения (Ш.93)

где DV — изменение объема нефти; V — исходный объем нефти; Dр — изменение давления.

Для жидкости следует, использовать термин сжимаемость, а для газов — сверхсжимаемость.

Из формулы (III.93) следует, что коэффициент сжимаемо­сти характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содер­жащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэф­фициентом сжимаемости, порядка (0,44-0,7) ГПа-1. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного га­за, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (bн достигает 14,0 ГПа-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. III.20). Высокие коэффи­циенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пла­сте в условиях, близких к критическим, и, в частности, неф­тям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Рис. 111.20. Зависимость коэффици­ента сжимаемости от температуры для нефти Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Рис. II 1.21. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Из графика (рис. 111.21) следует, что с уменьшением пла­стового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться. При определœении коэффициента для нефтей следует учитывать, что процесс изменения пластового давления во многих залежах происходит очень медленно и близок к квазистатическому (квазистатический процесс — равновесный процесс, при котором си­стема проходит через непрерывный ряд равновесных состояний). При этом нефтям, в области давлений насыщения, свойственны явления вторжения [21], т. е. состояния нефтегазовых растворов могут характери­зоваться по фазовой диаграмме точкой, соответствующей фазо­вому состоянию, в котором вещество в действительности не находится. К примеру, если взять нефть при температуре Т1, находящуюся в равновесии с газом при давлении р1, и отделить затем жидкость от газа, то для начала выделœения газа требу­ется неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ растяжение жидкости (т. е. понижение давле­ния до р2, меньшей, чем р1). Или же для этого требуется пере­грев нефтегазового раствора до температуры T2>T1. Состоя­ния перегретой, переохлажденной или растянутой жидкости называются метастабильными состояниями.

Нефтегазовые растворы в метастабильном состоянии харак­теризуются относительной устойчивостью. Переход нефти из такого состояния в устойчивую фазу затрудняется на первых порах при понижении давления в связи с развитием процесса в сторону возрастания свободной энергии системы из-за возник­новения новых границ раздела нефть—газ.

Мерой вторжения в данном случае жидкого состояния в об­ласть газожидкостной смеси может служить отношение равно­весного давления р1 к давлению фактического начала парооб­разования р2.

Квазиравновесные режимы исследований нефтегазовых ра­створов, используемые при изучении фазовых переходов, позво­лили обнаружить значительные отклонения свойств нефтей при давлении насыщения рн их газом от их свойств, характеризу­ющихся точкой, отмеченной на значительном расстоянии от давления начала парообразования. Эти отклонения получаются перед выделœением макрообъемов газа в связи с изменениями, происходящими в строении и свойствах жидкостей, вызванными образованием новой фазы.

По результатам исследований В. А. Каревского, аномальные состояния нефти наблюдаются при давлениях, не только непо­средственно примыкающих к давлению выделœения газа, но и при более высоких его значениях, превышающих величину рн до 10—15 МПа. В этой области наблюдаются аномальные изме­нения акустических характеристик и сжимаемости газожидкост­ных систем при квазиравновесном режиме изменения давления. Сжимаемость нефтей в этой области может возрастать в 2 раза и более (по сравнению с сосœедней областью).

С количеством растворенного газа в нефти связан также объемный коэффициент b, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделœе­ния газа на поверхности: , (111,94)

где Vпл —объем нефти в пластовых усло­виях; Vдег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре t=20°С после дегазации.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной неф­ти в связи с повышенной пластовой тем­пературой и содержанием большого ко­личества растворенного газа в пластовой нефти. При этом высокое пластовое давление само по себе обусловливает уменьшение объемного ко­эффициента͵ но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти (рис. 111.22). При снижении первоначального пластового давления от р0 до давления насыщения рн объемный коэффи­циент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (кривая аб на рис. 111.22). В точке б начала выделœения газа значение b достигает максимума, и дальнейшее падение давления приводит к выделœению газа из нефти и умень­шению объемного коэффициента.

Рис. II 1.22. Схематиче­ская кривая зависимо­сти объемного коэффици­ента от давления для недонасыщенной газом нефти

На точность определœения объемного коэффициента в лабо­ратории при разных условиях дегазации влияет изменение тем­пературы. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти, уменьшается, вследствие чего искажаются значения объемного коэффициента нефти. По этой причине для полу­чения более точных значений объемного коэффициента нефти условия опыта стараются приблизить к пластовым условиям дегазации.

Объемный коэффициент некоторых пластовых нефтей более трех (к примеру, у нефти месторождения Хаян-Корт).

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т. е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в процентах).

Усадка нефти . (111.95)

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда

U=(b— 1)100 %.

Усадка некоторых нефтей Советского Союза достигает 45—50%.

Объемный коэффициент нефти определяют эксперимен­тально (см. ниже). В случае если же известны данные о плотности газа, значение U можно приблизительно вычислить.

oplib.ru

СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ

Химия СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ

просмотров - 317

Нефть, как и всœе жидкости, обладает упругостью, т. е. спо­собностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения (Ш.93)

где DV — изменение объема нефти; V — исходный объем нефти; Dр — изменение давления.

Для жидкости следует, использовать термин сжимаемость, а для газов — сверхсжимаемость.

Из формулы (III.93) следует, что коэффициент сжимаемо­сти характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содер­жащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэф­фициентом сжимаемости, порядка (0,44-0,7) ГПа-1. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного га­за, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (bн достигает 14,0 ГПа-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. III.20). Высокие коэффи­циенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пла­сте в условиях, близких к критическим, и, в частности, неф­тям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Рис. 111.20. Зависимость коэффици­ента сжимаемости от температуры для нефти Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Рис. II 1.21. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Из графика (рис. 111.21) следует, что с уменьшением пла­стового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться. При определœении коэффициента для нефтей следует учитывать, что процесс изменения пластового давления во многих залежах происходит очень медленно и близок к квазистатическому (квазистатический процесс — равновесный процесс, при котором си­стема проходит через непрерывный ряд равновесных состояний). При этом нефтям, в области давлений насыщения, свойственны явления вторжения [21], т. е. состояния нефтегазовых растворов могут характери­зоваться по фазовой диаграмме точкой, соответствующей фазо­вому состоянию, в котором вещество в действительности не находится. К примеру, если взять нефть при температуре Т1, находящуюся в равновесии с газом при давлении р1, и отделить затем жидкость от газа, то для начала выделœения газа требу­ется неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ растяжение жидкости (т. е. понижение давле­ния до р2, меньшей, чем р1). Или же для этого требуется пере­грев нефтегазового раствора до температуры T2>T1. Состоя­ния перегретой, переохлажденной или растянутой жидкости называются метастабильными состояниями.

Нефтегазовые растворы в метастабильном состоянии харак­теризуются относительной устойчивостью. Переход нефти из такого состояния в устойчивую фазу затрудняется на первых порах при понижении давления в связи с развитием процесса в сторону возрастания свободной энергии системы из-за возник­новения новых границ раздела нефть—газ.

Мерой вторжения в данном случае жидкого состояния в об­ласть газожидкостной смеси может служить отношение равно­весного давления р1 к давлению фактического начала парооб­разования р2.

Квазиравновесные режимы исследований нефтегазовых ра­створов, используемые при изучении фазовых переходов, позво­лили обнаружить значительные отклонения свойств нефтей при давлении насыщения рн их газом от их свойств, характеризу­ющихся точкой, отмеченной на значительном расстоянии от давления начала парообразования. Эти отклонения получаются перед выделœением макрообъемов газа в связи с изменениями, происходящими в строении и свойствах жидкостей, вызванными образованием новой фазы.

По результатам исследований В. А. Каревского, аномальные состояния нефти наблюдаются при давлениях, не только непо­средственно примыкающих к давлению выделœения газа, но и при более высоких его значениях, превышающих величину рн до 10—15 МПа. В этой области наблюдаются аномальные изме­нения акустических характеристик и сжимаемости газожидкост­ных систем при квазиравновесном режиме изменения давления. Сжимаемость нефтей в этой области может возрастать в 2 раза и более (по сравнению с сосœедней областью).

С количеством растворенного газа в нефти связан также объемный коэффициент b, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделœе­ния газа на поверхности: , (111,94)

где Vпл —объем нефти в пластовых усло­виях; Vдег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре t=20°С после дегазации.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной неф­ти в связи с повышенной пластовой тем­пературой и содержанием большого ко­личества растворенного газа в пластовой нефти. При этом высокое пластовое давление само по себе обусловливает уменьшение объемного ко­эффициента͵ но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти (рис. 111.22). При снижении первоначального пластового давления от р0 до давления насыщения рн объемный коэффи­циент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (кривая аб на рис. 111.22). В точке б начала выделœения газа значение b достигает максимума, и дальнейшее падение давления приводит к выделœению газа из нефти и умень­шению объемного коэффициента.

Рис. II 1.22. Схематиче­ская кривая зависимо­сти объемного коэффици­ента от давления для недонасыщенной газом нефти

На точность определœения объемного коэффициента в лабо­ратории при разных условиях дегазации влияет изменение тем­пературы. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти, уменьшается, вследствие чего искажаются значения объемного коэффициента нефти. По этой причине для полу­чения более точных значений объемного коэффициента нефти условия опыта стараются приблизить к пластовым условиям дегазации.

Объемный коэффициент некоторых пластовых нефтей более трех (к примеру, у нефти месторождения Хаян-Корт).

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т. е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в процентах).

Усадка нефти . (111.95)

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда

U=(b— 1)100 %.

Усадка некоторых нефтей Советского Союза достигает 45—50%.

Объемный коэффициент нефти определяют эксперимен­тально (см. ниже). В случае если же известны данные о плотности газа, значение U можно приблизительно вычислить.

oplib.ru

Сжимаемость нефти

Определение вязкости.

Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре ВВД – У, который поступает вместе с установками типа УИПН и АСМ. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости.

Вязкость нефти при этом определяют по формуле :

μ = t (ρш – ρж ) · k (1)

t – время падения шарика, с

ρш и ρж - плотность шарика и жидкости, кг/м3

k – постоянная вискозиметра

Когда необходимо измерить вязкость в широких пределах напряжений сдвига или перепада давления применяют капиллярные и ротационные вискозиметры

пропуская нефть ч/з капилляр с различным объемом расходов, на концах капилляра опред-т перепад давления

r – радиус капилляра

∆Р - перепад давления на концах капилляра (Па)

μ – вязкость

L – длина капилляра

Нефть обладает упругостью. Упругие св-ва нефти оцениваются коэф-ом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность ж-ти изменять свой объем под действием давления:

βн = (1)

βн – коэф-нт сжимаемости нефти, МПа-1-

Vн – исходный объем нефти, м3

∆V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆Р,

МПа

Физический смысл ф-лы (1):показывает изменение объема нефти при ∆Р на 1. Наиболее низкими значениями коэф-та сжимаемости нефти обладают дегазированные нефти. βн.дег → (4...7) · 10-10 Па

У пластовых нефтей, содержащих растворимый газ βн.пл → 140·10-10 Па. Но чаще всего коэф-нт сжимаемости пластовой нефти бывает в пределах (25...35) ·10-10 Па.

Коэф-нт сжимаемости нефти зависит от ее состава, кол-ва раств-го газа и температуры. Чем выше молекулярная масса нефти, тем выше βн. Чем больше в нефти раств-го газа, тем больше коэф-нт сжимаемости нефти. С увеличением температуры βн уменьшается, что объясняется ухудшением растворимости газов в нефти.

График зависимости коэф-та сжимаемости от давления носит следующий характер:

Уменьшение βн со снижением давления ниже давления насыщения обуславливается дегазацией нефти. Величина βн используется при определении упругих запасов нефти, при расчетах коэф-ов нефти пъезопроводности и упругой емкости пласта.

βн определяется по кривым Р - ∆V на установках АСМ, УИПН

Объемный коэф-нт и усадка нефти .

Как уже отмечалось, в пластовых условиях нефть занимает больший объем, чем в поверхностных после дегазации.

Под объемным коэф-ом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = Vпл/Vдег

в – объемный коэф-нт

Vпли Vдег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м3

Используя объемный коэф-нт можно оценить усадку нефти, т.е. уменьшить объем пластовой нефти после извлечения ее на пов-ть.

U = (в -1 / в) · 100%

U – усадка

в1 = 2,5 =>

в2 = 2,5 => U1 = 60 % и U2 = 71 %

studlib.info