Зависимость плотности от давления. Зависимость плотности нефти от давления


Зависимость плотности от давления или уравнения состояния

Различают жидкости: а) Несжимаемую -  r=соnst. в) Упругую, имеющую место при нестационарных процессах за счёт расширения  объёма нефти и воды при снижении давления

,                                                                          (2.27)

где  bж - коэффициент объёмного расширения, ,  Vж - объём жидкости; bж= (7-30)10-10 Па-1- для нефти и (2,7-5)10-10Па-1 для пластовой воды.

с) Сжимаемую - газ, имеющую место при разработке газовых и газоконденсатных залежей. До рпл < 9 МПа и    D р < 1 МПа можно использовать уравнение состояния совершенного газа

р=r R T,                                                                                   (2.28)

где R - газовая постоянная, Т - температура.

Совершенный газ - это газ, молекулы которого не имеют объёма и не взаимодействуют между собой.

При изотермическом процессе (Т= const ) используют соотношение

.                                                                               (2.29)

Если рпл > 9 МПа, то надо использовать обобщённое уравнение состояния реального газа

р=zr R T,                                                                                 (2.30)

где z - коэффициент сверхсжимаемости, являющийся функцией давления при изотермическом течении.

2.4.2. Зависимость вязкости от давления

До давления меньше давления насыщения вязкость можно принимать не зависящей от давления, а при больших значениях давления

.                                                                        (2.31)

2.4.3.  Зависимость пористости от давления

Пористость связана, в первую очередь, с давлением между частицами пористой среды - эффективным давлением sэф, передающимся через поверхности контакта зёрен породы. Считается, что

sэф + рпл = ргорн = const.                                                        (2.32)

Здесь  р - поровое давление; ргорн= rгорн g H -горное давление, возникающее под действием масс горных пород над кровлей пласта средней плотности rгорн; Н - глубина залегания пласта.

При разработке рпл падает и, согласно (2.32), растёт sэф. Увеличение sэф приводит к деформации пласта, а именно, переупаковке зёрен в сторону уплотнения и даже их разрушения. Принимается, что

,                                                                       (2.33)

где bт - коэффициент объёмной упругости породы с пределами изменения (0,3 - 2)10-10Па-1.

2.4.4. Зависимость проницаемости от давления

В связи с уменьшением пористости при увеличении давления, также по аналогичному закону уменьшается проницаемость

.                                                                        (2.34)

При D р < 10 Мпа показатель в (2.27, 2.33 -2.34) меньше 1 и, следовательно, данные экспоненциальные зависимости можно разложить в ряд Тейлора. Ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

,                                                               (2.36)

где j - общее обозначение выше приведённых параметров.

oilloot.ru

Зависимость плотности от давления — КиберПедия

 

Различают жидкости:

а) Несжимаемую – r=соnst. (2.49)

в) Упругую, имеющую место при нестационарных процессах за счёт расширения объёма нефти и воды при снижении давления

, (2.50)

где – коэффициент объёмного расширения жидкости, Vс – объём жидкости;

bс=(7–30)10-10 Па-1 – для нефти и (2,7–5)10-10Па-1 – для пластовой воды.

с) Сжимаемую – газ. До рпл < 9 МПа и D р < 1 МПа можно использовать уравнение состояния совершенного газа

р=r R T,(2.51)

где R – газовая постоянная.

Совершенный газ – это газ, молекулы которого не имеют объёма и не взаимодействуют между собой.

При изотермическом процессе (Т=const) используют соотношение

. (2.52)

Если рпл > 9 МПа, то надо использовать обобщённое уравнение состояния реального газа

р=zr R T (2.53)

или двузпараметрические уравнения состояния, типа Редлиха – Квонга.

В уравнении (2.53): z – коэффициент сверхсжимаемости, являющийся функцией давления при изотермическом течении.

 

Зависимость вязкости от давления

 

При давлениях меньше давления насыщения можно считать, что вязкость не зависит от давления, а при больших значениях давления

. (2.54)

 

Зависимость пористости от давления

 

Пористость связана, в первую очередь, с давлением между частицами пористой среды – эффективным давлением sэф, передающимся через поверхности контакта зёрен породы. Считается, что

sэф + рпл = ргорн = const. (2.55)

Здесь рпл– пластовое давление; ргорн= rгорн g H –горное давление, возникающее под действием масс горных пород над кровлей пласта средней плотности rгорн; Н – глубина залегания пласта.

При разработке рпл падает и, согласно (2.55), растёт sэф.Увеличение sэфприводит к деформации пласта, а именно, переупаковке зёрен в сторону уплотнения и даже их разрушения. Принимается, что

, (2.56)

где bт – коэффициент объёмной упругости породы с пределами изменения (0,3 – 2)10-10Па-1.

 

Зависимость проницаемости от давления

 

В связи с уменьшением пористости при увеличении давления, также по аналогичному закону уменьшается проницаемость

. (2.57)

При D р < 10 МПа показатель в (2.27, 2.33 –2.34) меньше 1 и, следовательно, данные экспоненциальные зависимости можно разложить в ряд Тейлора. Ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

, (2.58)

где j– общее обозначение вышеприведённых параметров.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

1.Скорость фильтрации, физический смысл и связь с истинной скоростью.

2.Уравнение неразрывности. Его физический смысл.

3.Уравнение сохранения количества движения.

4.Объяснение закона Дарси из общего уравнения сохранения количества движения.

5.Градиент: вид данной функции в декартовой системе координат и объяснение составляющих данного представления, тип (векторный или скалярный), тип аргумента (векторный или скалярный).

6.Дивергенция: вид данной функции в декартовой системе координат и объяснение составляющих данного представления, тип (векторный или скалярный), тип аргумента (векторный или скалярный).

7.Вид закона Дарси.

8.Коэффициент фильтрации, его отличие от коэффициента проницаемости. Связь данных коэффициентов и их размерности.

9.Нижняя граница применимости закона Дарси для пористой среды. Закон фильтрации для нижней области.

10.Верхняя граница применимости закона Дарси для пористой среды. Законы фильтрации для верхней области.

11.Критерии применимости закона Дарси для пористой среды.

12.Верхняя граница применимости закона Дарси для трещинной среды. Критерии применимости закона Дарси для трещинной среды.

13.Связь трещинной проницаемости с раскрытостью трещин и давлением.

14.Что такое потенциальное течение?

15.Потенциал поля скоростей и выражение для закона Дарси через потенциал.

16.Вывод основного уравнения потенциального фильтрационного течения.

17.Оператор Лапласа: вид данной функции в декартовой системе координат, тип (векторный или скалярный), тип аргумента (векторный или скалярный).

18.Свойства уравнения Лапласа.

19.Характерные особенности трещинно-пористой среды.

20.Система дифференциальных уравнений для трещинно-пористой среды.

21.Внешние граничные условия.

22.Внутренние граничные условия.

23.Замыкающие соотношения.

24.Связь пластового давления с эффективным. Что такое эффективное давление?

Условие применимости линейного приближения в зависимостях основных параметров от давления.

cyberpedia.su

Зависимость параметров жидкости, газа и пористой среды от давления

Выведенные дифференциальные уравнения (1.2, 1.4) содержат параметры, которые характеризуют жидкость или газ: плотность r, вязкость m, а также параметры пористой среды – коэффициенты пористости m и проницаемости k. Для дальнейших расчетов надо знать зависимость этих коэффициентов от давления.

Плотность капельной жидкости. При установившейся фильтрации капельной жидкости можно считать ее плотность, не зависящей от давления, то есть рассматривать жидкость как несжимаемую: r = const.

В неустановившихся процессах необходимо учитывать сжимаемости жидкости, которая характеризуется коэффициентом объемного сжатия жидкости bж. Этот коэффициент обычно считают постоянным:

, (1.44)

где V – объем жидкости.

Для нефтей различных месторождений коэффициенты объемного сжатия составляют (7 – 30) 10-10 Па-1, для пластовых вод (2,7 – 5) 10-10Па-1.

В последней формуле перейдем от объемов к плотности и получим:

(1.45)

Проинтегрировав последнее равенство от начального значений давления р0 и плотности r0 до текущих значений, получим:

(1.46)

При перепадах давлений до 20 МПа показатель степени bж (р ‑ р0) ≈ 0,01 << 1. В этом случае можно, разложив экспоненту в ряд Тейлора, ограничиться двумя первыми членами ряда:

(1.47)

При этом получаем линейную зависимость плотности от давления.

Плотность газов. Сжимаемые жидкости (газы) при малых изменениях давления и температуры также можно характеризовать коэффициентами объёмного сжатия и температурного расширения. Но при больших изменениях давлений и температур эти коэффициенты меняются в больших пределах, поэтому зависимость плотности идеального газа с давлением и температурой находятся на основе уравнения состояния Клайперона – Менделеева:

, (1.48)

где p – абсолютное давление, Па;

V – объём, который занимает газ, м3;

M – масса газа, кг;

Mm – молекулярная масса газа, кг/кмоль;

R = 8,314 Дж/моль·– универсальная газовая постоянная, не зависящая от состава газа;

T= 273,14 + t – абсолютная температура, K.

Разделим последнее уравнение на объём получим:

, (1.49)

где R’ = R/Mm – газовая постоянная, зависящая от состава газа.

Газовая постоянная для воздуха и метана соответственно равны , R΄воздуха = 287 Дж/кг K˚; R΄метан = 520 Дж/кг K˚.

Последнее уравнение иногда записывают в виде:

(1.50)

Из последнего уравнения видно, что плотность газа зависит от давления и температуры, поэтому если известна плотность газа, то необходимо указывать давление, температуру и состав газа, что неудобно. Поэтому вводятся понятия нормальных и стандартных физических условий.

Нормальные условия соответствуют температуре t = 0°С и давлению pат = 0,1013°МПа. Плотность воздуха при нормальных условиях равна ρв.н.ус = 1,29 кг/м3.

Стандартные условия соответствуют температуре t = 20°С и давлению pат = 0,1013°МПа. Плотность воздуха при стандартных условиях равна ρв.ст.ус = 1,22 кг/м3.

Поэтому по известной плотности при данных условиях можно рассчитать плотность газа при других значениях давления и температуры:

(1.51)

или

. (1.52)

Обычно температура пласта Tпл постоянна, поэтому при давлении pат = 0,1013 МПа и пластовой температуре плотность газа rат будет равна:

(1.53)

Исключая пластовую температуру, получим уравнение состояния идеального газа, которым будем пользоваться в дальнейшем:

(1.54)

Природные газы можно считать идеальными (совершенными), если пластовые давления газовых месторождений невелики (до 6 – 9 МПа) и газ отбирается при депрессии до 1 МПа. В настоящее время в практике все чаще встречаются газовые месторождения с высокими пластовыми давлениями (до 40 – 60 МПа), которые иногда эксплуатируются с большими депрессиями (порядка 15 – 30 МПа). В этих условиях следует использовать уравнение состояния реального газа

, (1.55)

где z – коэффициент, характеризующий степень отклонения состояния реального газа от закона идеальных газов (коэффициент сверхсжимаемости) и зависящий для данного газа от давления и температуры z = z(p, Т). Значения коэффициента сверхсжимаемости z определяются по графикам Д. Брауна.

Вязкость нефти. Эксперименты показывают, что коэффициенты вязкости нефти (при давлениях выше давления насыщения) и газа увеличиваются с повышением давления. При значительных изменениях давления (до 100 МПа) зависимость вязкости пластовых нефтей и природных газов от давления можно принять экспоненциальной:

(1.56)

При малых изменениях давления эта зависимость имеет линейный характер.

Здесь m0 – вязкость при фиксированном давлении p0; βm – коэффициент, определяемый экспериментально и зависящий от состава нефти или газа.

Пористость пласта. Чтобы выяснить, как зависит от давления коэффициент пористости, рассмотрим вопрос о напряжениях, действующих в пористой среде, заполненной жидкостью. При уменьшении давления в жидкости увеличивается силы на скелет пористой среды, поэтому пористость уменьшается.

Вследствие малой деформации твердой фазы считают обычно, что изменение пористости зависит от изменения давления линейно. Закон сжимаемости породы записывают следующим образом, вводя коэффициент объемной упругости пласта bс:

(1.57)

Интегрируя полученное выражение, получим:

m = m0 + bс (p – p0), (1.58)

где m0 – коэффициент пористости при давлении p0.

Лабораторные эксперименты для разных зернистых пород и промысловые исследования показывают, что коэффициент объемной упругости пласта составляет (0,3 – 2) 10-10 Па-1.

При значительных изменениях давления изменение пористости описывается уравнением:

(1.59)

Проницаемость пласта. Экспериментально показано, что не только пористость, но и проницаемость существенно изменяются с изменением пластового давления, причем часто проницаемость значительнее, чем пористость. При малых изменениях давления эту зависимость можно принять линейной:

k = k0 (1 + bk (p – p0)), (1.60)

а при больших – экспоненциальной:

(1.61)

В трещиноватых пластах проницаемость изменяется в зависимости от давления более интенсивно, чем в пористых, поэтому в трещиноватых пластах учет зависимости k(p) более необходим, чем в гранулярных.

Уравнения состояния жидкости или газа, насыщающих пласт, и пористой среды замыкают систему дифференциальных уравнений.

megaobuchalka.ru

Зависимость плотности от давления или уравнения состояния

Различают жидкости: а) Несжимаемую -  r=соnst. в) Упругую, имеющую место при нестационарных процессах за счёт расширения  объёма нефти и воды при снижении давления

,                                                                          (2.27)

где  bж - коэффициент объёмного расширения, ,  Vж - объём жидкости; bж= (7-30)10-10 Па-1- для нефти и (2,7-5)10-10Па-1 для пластовой воды.

с) Сжимаемую - газ, имеющую место при разработке газовых и газоконденсатных залежей. До рпл < 9 МПа и    D р < 1 МПа можно использовать уравнение состояния совершенного газа

р=r R T,                                                                                   (2.28)

где R - газовая постоянная, Т - температура.

Совершенный газ - это газ, молекулы которого не имеют объёма и не взаимодействуют между собой.

При изотермическом процессе (Т= const ) используют соотношение

.                                                                               (2.29)

Если рпл > 9 МПа, то надо использовать обобщённое уравнение состояния реального газа

р=zr R T,                                                                                 (2.30)

где z - коэффициент сверхсжимаемости, являющийся функцией давления при изотермическом течении.

2.4.2. Зависимость вязкости от давления

До давления меньше давления насыщения вязкость можно принимать не зависящей от давления, а при больших значениях давления

.                                                                        (2.31)

2.4.3.  Зависимость пористости от давления

Пористость связана, в первую очередь, с давлением между частицами пористой среды - эффективным давлением sэф, передающимся через поверхности контакта зёрен породы. Считается, что

sэф + рпл = ргорн = const.                                                        (2.32)

Здесь  р - поровое давление; ргорн= rгорн g H -горное давление, возникающее под действием масс горных пород над кровлей пласта средней плотности rгорн; Н - глубина залегания пласта.

При разработке рпл падает и, согласно (2.32), растёт sэф. Увеличение sэф приводит к деформации пласта, а именно, переупаковке зёрен в сторону уплотнения и даже их разрушения. Принимается, что

,                                                                       (2.33)

где bт - коэффициент объёмной упругости породы с пределами изменения (0,3 - 2)10-10Па-1.

2.4.4. Зависимость проницаемости от давления

В связи с уменьшением пористости при увеличении давления, также по аналогичному закону уменьшается проницаемость

.                                                                        (2.34)

При D р < 10 Мпа показатель в (2.27, 2.33 -2.34) меньше 1 и, следовательно, данные экспоненциальные зависимости можно разложить в ряд Тейлора. Ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

,                                                               (2.36)

где j - общее обозначение выше приведённых параметров.

oilloot.ru

Зависимость плотности от давления или уравнения состояния

Различают жидкости: а) Несжимаемую -  r=соnst. в) Упругую, имеющую место при нестационарных процессах за счёт расширения  объёма нефти и воды при снижении давления

,                                                                          (2.27)

где  bж - коэффициент объёмного расширения, ,  Vж - объём жидкости; bж= (7-30)10-10 Па-1- для нефти и (2,7-5)10-10Па-1 для пластовой воды.

с) Сжимаемую - газ, имеющую место при разработке газовых и газоконденсатных залежей. До рпл < 9 МПа и    D р < 1 МПа можно использовать уравнение состояния совершенного газа

р=r R T,                                                                                   (2.28)

где R - газовая постоянная, Т - температура.

Совершенный газ - это газ, молекулы которого не имеют объёма и не взаимодействуют между собой.

При изотермическом процессе (Т= const ) используют соотношение

.                                                                               (2.29)

Если рпл > 9 МПа, то надо использовать обобщённое уравнение состояния реального газа

р=zr R T,                                                                                 (2.30)

где z - коэффициент сверхсжимаемости, являющийся функцией давления при изотермическом течении.

2.4.2. Зависимость вязкости от давления

До давления меньше давления насыщения вязкость можно принимать не зависящей от давления, а при больших значениях давления

.                                                                        (2.31)

2.4.3.  Зависимость пористости от давления

Пористость связана, в первую очередь, с давлением между частицами пористой среды - эффективным давлением sэф, передающимся через поверхности контакта зёрен породы. Считается, что

sэф + рпл = ргорн = const.                                                        (2.32)

Здесь  р - поровое давление; ргорн= rгорн g H -горное давление, возникающее под действием масс горных пород над кровлей пласта средней плотности rгорн; Н - глубина залегания пласта.

При разработке рпл падает и, согласно (2.32), растёт sэф. Увеличение sэф приводит к деформации пласта, а именно, переупаковке зёрен в сторону уплотнения и даже их разрушения. Принимается, что

,                                                                       (2.33)

где bт - коэффициент объёмной упругости породы с пределами изменения (0,3 - 2)10-10Па-1.

2.4.4. Зависимость проницаемости от давления

В связи с уменьшением пористости при увеличении давления, также по аналогичному закону уменьшается проницаемость

.                                                                        (2.34)

При D р < 10 Мпа показатель в (2.27, 2.33 -2.34) меньше 1 и, следовательно, данные экспоненциальные зависимости можно разложить в ряд Тейлора. Ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

,                                                               (2.36)

где j - общее обозначение выше приведённых параметров.

oilloot.ru

Плотность - пластовая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Плотность - пластовая нефть

Cтраница 2

В соответствии с этим плотность пластовой нефти может значительно отличаться от плотности поверхностной нефти. Нефти, плотность которых превышает 900 кг / м3, относятся к тяжелым нефтям.  [17]

Влияние этого фактора на плотность пластовых нефтей было исследовано при температуре 20 С в интервале от 300 кГ / см2 до давления насыщения. Выбранные для исследования нефти различались между собой по величине плотности.  [18]

Определение р на основе плотности пластовой нефти также нельзя считать достаточно точным вследствие того, что перевод плотности нефти, содержащей газ, от условий пласта к условиям перекачки ( давление и температура) сложный и во многом условный, так как изменение параметров газожидкостной смеси при различных давлениях и температурах недостаточно изучено.  [19]

Эти коллекторы насыщены легкой ( плотность пластовой нефти от 796 до 820 кг / м3), газированной ( газовый фактор изменяется от 40 до 70 м3 / т), маловязкой ( вязкость в пластовых условиях от 2 3 до 6 5 мПа - с) нефтью.  [20]

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разга-зировании пластовой нефти. Опыт проводится путем выпуска из пресса некоторого количества пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор IV ( см. рис. 49), где происходит отделение газа от нефти. Выделившийся газ улавливают и объем его Уг измеряют при помощи бюретки V, которую предварительно заполняют соленой водой.  [22]

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разга-зировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Fr измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.  [23]

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Vr измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.  [25]

Критическое рассмотрение состояния техники измерения плотности пластовых нефтей, проведенное ранее [2], обнаружило отсутствие соответствующих приборов, которые могли бы удовлетворить запросы нефтяников не только в области теории, но и практики. При помощи этого прибора было выполнено измерение плотности большого числа газированных нефтей нескольких нефтеносных районов.  [26]

Уже отмечалось, что зависимость плотности пластовых нефтей от давления графически изображается наклонными прямыми.  [28]

Использованный в работе плотномер позволял измерять плотность пластовой нефти с абсолютной погрешностью Дрпл.  [29]

Методом графической обработки экспериментальных данных по плотности пластовых нефтей в интервале давлений от 300 кГ / см2 до давления насыщения и температуры от 10 до 80 С получены два эмпирических уравнения, позволяющие оценивать с достаточной для практики точностью влияние на плотность газированной нефти - соответственно давления и температуры.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Давление - насыщение - нефть

Давление - насыщение - нефть

Cтраница 2

Давление насыщения нефти газом в таких залежах оказывается чаще всего близким к пластовому.  [16]

Давление насыщения нефти газом - давление, при котором весь наличный в залежи газ растворен в нефти.  [17]

Если давление насыщения нефти газом ря близко к пластовому, то допустимо снижение забойного давления на 20 - 25 % от рн. При этом выделяющееся из нефти в призабойной зоне некоторое количество газа не влияет на фильтрационные свойства пласта.  [18]

Знание давления насыщения нефти газом позволяет обоснованно решать задачи выбора оптимальных систем разработки нефтяных месторождений, установления режима работы скважин и наземного оборудования по сбору и подготовке нефти и газа. Значение его изменяется в широких пределах в зависимости от состава нефти, количества растворенного в нефти газа, температуры, а также содержания некоторых газов, например, азота.  [19]

Величина давления насыщения нефти газом указана в начале каждой кривой.  [21]

Близость давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению плюс заметное или даже значительное содержание в нефти твердых компонентов - асфальтенов, смол и парафинов.  [22]

Величина давления насыщения нефти газом указана в начале каждой кривой.  [24]

При этом давление насыщения нефтей газом мало отличается от пластового.  [25]

Требуется определить давление насыщения нефти газом, объемный коэффициент, плотность и усадку нефти в пластовых условиях.  [26]

Задача 1.15. Давление насыщения нефти Квасниковского месторождения при пластовой температуре 78 С составляет 19 9 МПа. Газонасыщенность пластовой нефти 188 м3 / м3, объемное содержание азота 12 9 %, метана - 68 9 % в газе, растворенном в нефти. Определить давление насыщения нефти в результате ее охлаждения при подъеме по стволу скважины от забоя до устья, если температура нефти на устье составляет 28 С.  [27]

Например, давление насыщения нефти пласта АВ ] равно 10 3 МПа, а пласта АВ2 - з - 9 МПа. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. Примером могут служить нефти Варьеганского месторождения, где давление насыщения достигает 19 МПа при пластовой температуре 90 С.  [28]

С увеличением давления насыщения нефти газом наблюдается картина, описанная для рабочих точек В и С, с той лишь разницей, что давление на выходе насосной станции и трубопровода еще больше увеличится.  [29]

С учетом давления насыщения нефти газом для данной скважины ( площади, месторождения) определяют глубину установки отсекателя.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru