Что такое коэффициент усадки нефти где b объемный коэффициент нефти

Коэффициент усадки и объемный коэффициент пласта

Количество природного газа, растворенного в сырой нефти в коллекторе, называется газовым фактором при растворенном газе и выражается в стандартных кубических футах на баррель. Газовый фактор зависит от температуры и давления в коллекторе, а также от химического состава нефти. В общем случае чем глубже залегает коллектор, тем выше значение газового фактора при растворенном газе. Если в нефти растворен весь пластовый газ, который она может содержать в себе при данных условиях, она называется насыщенной. В нефтяном коллекторе с газовой шапкой нефть практически всегда является насыщенной. Если же газовой шапки нет, нефть — ненасыщенная и еще может растворять газ.

Когда нефть поступает на поверхность при добыче, ее высокое давление и высокая температура снижаются до их значений на поверхности, что приводит к выделению газа из раствора. Соотношение газа и нефти при их добыче из скважины называют эксплуатационным газовым фактором. Значение этого показателя близко к показателю пластового газового фактора, но может быть выше, если часть газа добывается из газовой шапки.

Когда растворенный газ выходит из нефти, объем добытой нефти падает. Величина, до которой уменьшается один баррель нефти на поверхности, называется коэффициентом усадки (см. рис. 26.1). Он выражается числом от 0,6 до 1,0 и зависит от количества выделившегося газа. Баррель нефти, стабилизировавшийся в объеме при обычных условиях (60°F, 14,7 psi, т. е. 15°С, 101 325 Па), представляет собой баррель нефти, приведенный к нормальным условиям (н. у.), — нормальный баррель. Объем нефти, измеренный в условиях коллектора, который требуется добыть для получения одного барреля нефти при нормальных условиях, после усадки называется объемным коэффициентом пласта (см. рис. 26.1), Обычно его значения изменяются от 1,0 до 1,7, и этот показатель является обратной величиной по отношению к коэффициенту усадки. Значение объемного коэффициента пласта, равное 1,4, указывает на сильную усадку сырой нефти, 1,2 — на слабую. Объемный коэффициент пласта можно вычислить из известных значений эксплуатационного газового фактора: чем выше фактор, тем больше коэффициент.

Газ в подземном коллекторе находится под высоким давлением и при высокой температуре. При его добыче давление и температура снижаются до обычных, и газ расширяется. Объем природного газа в коллекторе, расширяющийся до 1 куб. фут. газа на поверхности, называется объемным коэффицентом газового пласта (Bg), который зависит от температуры и давления в коллекторе, а также от состава газа. Единицей измерения объема природного газа является стандартный кубический фут (scf) — это кубический фут природного газа при обычных условиях, определяемых нормативами.

Источник

Плотность и вязкость газированных нефтей. Объемный коэффициент, плотность и усадка нефти в пластовых условиях.

От количества растворённого в пластовой нефти газазависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

где Vж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

Vг – количество газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К=f(a)).

Коэффициент растворимости газа a показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

α = Vг VжP

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть

«недонасыщена» газом и весь газ растворён в нефти.

Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.

Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СОи СО2 на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактноеразгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальноеразгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.

Коэффициент разгазирования– количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект– уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется

гдеDТ – изменение температуры:

a – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);

DР – изменение давления.

Плотностьпластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 6.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.

Рис. 6. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Вязкость– сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 7).

Динамическая вязкостьопределяется через закон Ньютона:

F =μ dv

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 7. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

Рис. 8. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температурыВязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 8). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры;

повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной

С вязкостью связан ещё один параметр – текучестьj – величина обратная вязкости:

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость– свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

ν = μ

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (44)

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

b = Vпл

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в

Источник

Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м 3 нефти оценивается по уравнению:

где Г о – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;

r о _г – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м 3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м 3 /т] • т/м 3 ]•[кг]).

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

V = G_г/r_г.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3

Вес насыщенной нефти газом определяется:

G_нг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м 3 при 15,5 о С):

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r’_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м 3 ).

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

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

Источник

Средние коэффициенты сжимаемости пластовых нефтей

Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

3.2.7. Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (3.17)

где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 3.12).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения, будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счёт её сжимаемости, что приводит к уменьшению объёмного коэффициента. Точка б (рис. 3.12) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи, сконденсировался и перешёл в жидкое состояние. Эта точка (б) соответствует давлению, при котором газ начинает выделяться из нефти – давление насыщения. Эта точка отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина (b) изменяется от 1,07–1,3.

Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэф­фициента нефти (b) колеблется от 1,1 до 1,2.

Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти (U)– уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

U = ((b – 1)/ b) ·100, %. (3.18)

Иногда усадку нефти относят к объёму нефти на поверхности. Тогда величина усадки нефти оценивается как

Усадка некоторых нефтей достигает 45–50 %.

Свойства пластовых нефтей некоторых месторождений России и США

Рассмотрим пример.

Вес газа (G_г), растворенного в 1 м 3 нефти, оценивается по уравнению:

где Г′ – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;

r_н – плотность нефти, кг/м 3 = 0,85 т/м 3 ;

– плотность газа относительная = 0,9;

G_в – вес 1 м 3 воздуха при Р = атмосферному и Т = 15 °С = 1,22 кг.

Вес газа составляет

G_г = 120·0,85·0,9·1,22 = 112 кг ([м 3 /т]·[т/м 3 ]·[кг]).

Объём газа в жидкой фазе оценивается

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен

Вес насыщенной нефти газом определяется

G_нг = 850 + 112 = 962 кг.

Рис. 3.13. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей

с различными плотностями

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть ещё две поправки:

· на изменение плотности за счёт сжатия под давлением (Drр);

· на изменение плотности за счёт расширения под влиянием температуры (Drt).

Поправку на расширение нефти за счёт увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рис. 3.15 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/м 3 при 15,5 о С):

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых давлений, температур и насыщения ее газом составит:

r’_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м 3 ).

Рис. 3.14. Изменение плотности нефти в зависимости от

Рис. 3.15. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры

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

Усадка нефти составляет U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Источник

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

4.7. Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м 3 нефти оценивается по уравнению:

где Г о – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;

r о _г – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м 3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м 3 /т] • т/м 3 ]•[кг]).

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

V = G_г/r_г.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3

Вес насыщенной нефти газом определяется:

G_нг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м 3 при 15,5 о С):

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r’_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м 3 ).

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

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Дата добавления: 2014-12-29 ; просмотров: 1552 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник