Что такое объемный коэффициент нефти где b объемный коэффициент нефти
Объемный 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:
, (2.14)
где Vпл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;
Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.
Если в начальный момент времени давление в пласте P0 = 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 (Рис.2.7).
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 (Vпл > Vсеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U – степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:
Объёмный коэффициент нефти
Описание
Зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов. К примеру, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м 3 нефти на поверхности занимает 1.25 м 3 в пластовых условиях.
Аналогично используется объёмный коффициент пластового газа.
См. также
Литература
Нефтегазовая энциклопедия, М.: Московское отд. «Нефть и газ» МАИ, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002 г.
Смотреть что такое «Объёмный коэффициент нефти» в других словарях:
Объёмный коэффициент — (Formation Volume Factor) нефти/воды отношение объёма нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения – м³/м³. Объёмный коэффициент нефти Когда нефть попадает … Википедия
объёмный коэффициент пластовой нефти — Отношение объёма пластовой нефти к объёму получаемой из неё сепарированной при стандартных условиях нефти [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil formation volume… … Справочник технического переводчика
объёмный коэффициент (пластовой нефти) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN volume factor … Справочник технического переводчика
объёмный коэффициент сепаратора — Объем жидкости в сепараторе в условиях сепарации, делённый на объем нефти в стандартных условиях [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN separator volume factor … Справочник технического переводчика
Объёмный фактор — Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа/нефти/воды отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C … Википедия
Объемный коэффициент нефти — Объёмный коффициент нефти безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми. Описание Зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает… … Википедия
Коэффициент теплового расширения — Размерность Θ−1 Единицы измерения СИ К−1 … Википедия
Коэффициент объёмного расширения — Коэффициент теплового расширения величина, характеризующая относительную величину изменения объёма или линейных размеров тела с увеличением температуры на 1° К, при постоянном давлении. В соответствии с этим различают: Содержание 1 Коэффициент… … Википедия
Коэффициент линейного расширения — Коэффициент теплового расширения величина, характеризующая относительную величину изменения объёма или линейных размеров тела с увеличением температуры на 1° К, при постоянном давлении. В соответствии с этим различают: Содержание 1 Коэффициент… … Википедия
Коэффициент термического расширения — Коэффициент теплового расширения величина, характеризующая относительную величину изменения объёма или линейных размеров тела с увеличением температуры на 1° К, при постоянном давлении. В соответствии с этим различают: Содержание 1 Коэффициент… … Википедия
Методика расчёта геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом
Категории
Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ
Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ
Значения КИН в зависимости от режима залежи
| Режим залежи | КИН |
| Эффективный водонапорный | 0,6-0,8 |
| Эффективный режим газовой шапки | 0,5-0,7 |
| Неэффективный режим газовой шапки | 0,4-0,6 |
| Режим растворенного газа | 0,2-0,4 |
| Гравитационный режим | 0,1-0,2 |
В США в гравитационном режиме принимают КИН= 0,05-0,1. В Западной Сибири при эффективном заводнении пластов принимают КИН=0,42 – 0,45.
В условиях применения на месторождении нефти методов повышения нефтеотдачи пластов значения КИН определется как произведение коэффициентов вскрытия, охвата и вытеснения:
где Квск – коэффициент вскрытия, Кохв – коэффициент охвата, Квыт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: Квск=Vвскрыт/Vзалежи
В естественных условиях 0.6-0.7, в высокопроницаемых-0.8, в низкопроницаемых-0.4. Для представления извлекаемых ресурсов в баррелях используют нижеприведённые коэффициенты.
Коэффициенты перевода сырой нефти (тонны в баррели, баррели в тонны)
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 Vпл – объём нефти в пластовых условиях;
Vдег – 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 = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3
Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:
Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3
Вес насыщенной нефти газом определяется:
Gнг = 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
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 Vпл – объём нефти в пластовых условиях;
Vдег – 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 = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3
Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:
Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3
Вес насыщенной нефти газом определяется:
Gнг = 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: 2017-06-13 ; просмотров: 4829 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ