что такое давление насыщения нефти газом
Давление насыщения нефти газом
Смотреть что такое «Давление насыщения нефти газом» в других словарях:
давление насыщения (нефти газом) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure … Справочник технического переводчика
Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования) — I. Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования). Давление газожидкостной системы, в которой жидкая фаза находится в термодинамическом равновесии с бесконечно малвд количеством газовой фазы. Примечание. Неплоскостность… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ОСТ 39-087-79: Лабораторные методы и приборы для определения давления насыщения нефти газом. Общие технические требования. Оценка точности — Терминология ОСТ 39 087 79: Лабораторные методы и приборы для определения давления насыщения нефти газом. Общие технические требования. Оценка точности: 3.Визуальный метод определения давления насвдения нефти газом. Метод, основанный на… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Ультразвуковой метод определения давления насыщения нефти газом. — 4. Ультразвуковой метод определения давления насыщения нефти газом. Метод, основанный на фиксировании изменения акустических свойств пробы нефти при изотермическом изменении давления. За давление насыщения принимается давление системы,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Визуальный метод определения давления насвдения нефти газом. — 3.Визуальный метод определения давления насвдения нефти газом. Метод, основанный на визуальном наблюдении появления газовой фазы при изотермическом снижении давления в рабочей камере. За давление насыщения принимается давление системы, при… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Объемный метод определения давления насвдения нефти газом. — 2. Объемный метод определения давления насвдения нефти газом. Метод, основанный на измерении объема газожидкостной системы при ступенчатом изотермическом изменении давления. За давление насвдения принимается давление системы, соответствующее… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Узеньское месторождение — нефтегазовоe расположено на п ове Mангышлак в Kазах. CCP, в 12 км к C. от г. Hовый Узень; входит в Cеверо Кавказско Мангышлакскую нефте газоносную провинцию. Oткрыто в 1961, разрабатывается c 1965. Центр добычи г. Hовый Узень. Приурочено… … Геологическая энциклопедия
Смешанный режим залежи — (a. combined drive; н. kombiniertes Regime des Lagers; ф. regime du gisement mixte; и. regimen compuesto de deposito) режим, при к ром приток нефти к забоям добывающих скважин обусловлен сочетанием неск. видов пластовой энергии, каждая из … Геологическая энциклопедия
визуальный метод — 4.2 визуальный метод: Определение наличия загрязнителя путем осмотра пробы или поверхности без использования увеличительных приборов. Источник: ГОСТ Р 51109 97: Промышленная чистота. Термины и определения оригинал документа Смотри также… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Влияние растворенного газа на свойства нефти и воды. Давление насыщения нефти газом.
Растворимость газов в нефти.
Из закона генри следует, что объем однокомпанентного газа, растворяющегося в единице объема жидкости, прямо пропорционален давлению
при Vж=1 имеем а=Vг/р т.е. коэф растворимости численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема жидкости при повышения давления на единицу.
При растворении УВ газов в нефти наблюдается значительное отклонение от закона Генри. Коэф-ент растовримости а при низких давлениях значительно больше, чем при высоких. Коэф-ент растворимости газовых смесей зависит от соотношения объемов нефти и газа, находящихся в контакте. С повышением температуры растворимость газа уменьшается.
Растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри только в случае плохо растворимых газов (азот, метан).
С увеличением молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает.
С увеличением количества растворенного газа увеличивается объем нефти, уменьшаются ее плотность и вязкость.
Количество растворенного газа мало влияет на вязкость пластовой воды, вязкость пластовой воды в основном зависит от температуры.
Давление Насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры. Когда в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Пластовое давление может быть и больше давления насыщения, тогда нефть в залежи недонасыщена газом.
Давление насыщения нефти газом
Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.
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. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.
Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.
С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).
Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры
В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.
Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.
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 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: 2016-03-04 ; просмотров: 7561 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Что такое давление насыщения нефти газом
Давлением насыщения пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.
В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа.
Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насыщения часто бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи. Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин.
Газонасыщенность (Газосодержание) — отношение количества газа, растворенного в нефти, к количеству этой же нефти без газа.
Газовый фактор — отношение количества газа, растворенного в нефти в кубических метрах приведенного к стандартным условиям, к количеству этой же нефти выраженной в кубических метрах или тоннах приведенной к стандартным условиям.
Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа
В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
Основа достоверного прогноза
Газ дополнительных источников разделяется на:
Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.
Изменение газового фактора
Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).
В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).
Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.
По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов.
При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.
На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.
В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.
Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.
Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ.
Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.
Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.
Значение учета ПНГ
Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).
Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.
Эта система осуществляет целый ряд операций:
Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз.
Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.
Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.
Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.
Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.
Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях.
Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.