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

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Определение физико-химических свойств и параметров нефти и газа по пластовым и поверхностным пробам

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Объемный коэффициент (коэффициент объемного расширения) пластовой нефти bн представляет собой отношение объема нефти Vн пл, который она занимает в пластовых условиях, к объему Vн полученной из нее нефти после дегазации в стандартных условиях:

Средние представительные значения объемных коэффициентов лучше всего определять по результатам анализов глубинных проб нефти, отобранных из скважин, расположенных равномерно по всей площади залежи.

Наряду с прямыми определениями bн его нередко рассчитывают аналитическим путем, либо определяют по графическим зависимостям.

Объемный коэффициент пластовой нефти определяется по зависимости его от молекулярной массы Мн пл пластовых УВ( рис 8).

Уравнение данной зависимости имеет вид:

Молекулярная масса пластовой нефти определяется расчетным путем по данным о молекулярной массе разгазированной нефти, газосодержанию и составу выделившегося газа.

Рис. 8. Кривая зависимости bн = f Мн пл (по Г.Ф. Требину и др.)

Объемный коэффициент рассчитывается по величине относительной плотности газа rг по воздуху при наличии данных:

4.Пластовая температура tпл, оС.

Расчет сводится к определению объема, который будет занимать 1м3 дегазированной нефти Vн, взятой в стандартных условиях, после растворения в ней газа и учета поправок на пластовые температуру и давление.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Коэффициент сжимаемости (сверхсжимаемости) реальных газов Z представляет собой отношение объемов равного числа молей реального Vг р и идеального Vг и газов при одинаковых термобарических условиях:

Значения коэффициента Z, являющегося функцией давления, температуры и состава газа, наиболее достоверно определяются на основе лабораторных исследований проб газов. При отсутствии таких исследований используются расчетные способы оценки Z.

Природные газы представляют собой физические смеси различных углеводородных и неуглеводородных компонентов, простых и сложных газов, содержание которых изменяется в широких пределах. Поэтому способы расчета коэффициента Z выбирают исходя из его состава.

При расчете коэффициентов сжимаемости природных газов применяются методы, в основу которых положен принцип соответственных состояний. Согласно этому принципу значения коэффициентов сжимаемости различных УВ при одинаковых приведенных температуре Тпр и давлении Рпр приблизительно равны. Это позволяет использовать для определения объема газа его зависимость от приведенных параметров.

Для однокомпонентного газа приведенные температура и давление определяются из соотношений:

где: Т – температура газа, К,

Р – давление газа, МПа.

В природных газах каждый составляющий его компонент (метан, гомологи метана, неуглеводородные газы) имеет определенное значение критических температуры и давления, поэтому при расчетах Тпр и Рпр в таких многокомпонентных системах вместо истинных критических параметров индивидуальных газов используют среднемолярные критические, или псевдокритические, температуру Тпкр и давление Рпкр для данной смеси газов.

Псевдокритические параметры рассчитываются исходя из истинных критических констант индивидуальных компонентов и молярных долей последних методом У. Кея, использующего правило аддитивности:

Т п к р = S х i Т к р i ;

Р п к р = S х i Р к р i ;

где Т к р i ; Р к р i критические соответственно температура и давление компонента;

Приведенные псевдокритические (псевдоприведенные) температура Тп.пр. и давление Рп.пр. – это отношение температуры и давления газа к псевдокритическим их значениям:

Р п. к р п р и в = Р / Р п. к р,

Для природных газов, содержащих менее 10% по объему неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов, Z определяется по двум приведенным параметрам Тппр и Рппр.

В тех случаях, когда содержание метана в газе более 98% по объему, пользуются экспериментальным графиком, при меньшем его содержании используется график (по Брауну) (рис. 9).

Рис. 9. Кривые зависимости коэффициента сверхсжимаемости углеводородного газа Z (по Г.Брауну).

Таким образом, по глубинным пробам нефти определяются:

1. Давление насыщение нефти газом, (МПа);

2. Газосодержание при однократной и ступенчатой сепарации, (м3/т, м3/м3);

3. Объемный коэффициент при однократной и ступенчатой сепарации;

4. Плотность нефти в пластовых условиях, (кг/м3);

5. Плотность нефти при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);

6. Вязкость сепарированной нефти;

7. Коэффициент растворимости газа в нефти ((м3/м3)/МПа);

8. Плотность газа при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);

9. Компонентный состав пластовой нефти;

10. Компонентный состав нефти после однократной и ступенчатой сепарации;

11.Компонентный состав газа после однократной и ступенчатой сепарации;

12. Молярная масса нефти после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль);

13. Молярная масса газа после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль).

По поверхностным пробам нефти определяются:

1.Плотность, вязкость, молярная масса, температура застывания нефти;

2.Содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов в нефти;

3.Температура плавления парафинов;

4.Содержание воды и механических примесей в нефти;

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Физические свойства пластовых нефтей

По плотности пластовые нефти делятся на: легкие с плотностью менее 0.850 г/см3 и тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

По величине вязкости различают нефти: незначительной вязкостью — m _н × с; маловязкие — 1 m _н £ 5 мПа × с; с повышенной вязкостью—5 m _н £ 25 мПа × с; высоковязкие— m н > 25 мПа × с.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа V г растворенного в 1м 3 объема пластовой нефти V пл.н: G =Vг/ V п.н. [ м 3 /м 3 ] или [м 3 /т].

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн: βн = (1/ V ) (Δ V / Δp ),

где V _пл.н —объем нефти в пластовых условиях; V дег —объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t =20°С; r _пл.п —плотность нефти в пластовых условиях; r —плотность нефти в стандартных условиях. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2—1,8.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Усадка нефти также влияет на коэффициент нефтеотдачи; чем больше усадка, тем меньше его значение. [4]

Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения из нее растворенного гчза ( дегазации) и снижении температуры. [5]

Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения из нее растворенного газа ( дегазации) и снижения температуры. [6]

При усадке нефти разрывается на части первоначально непрерывный объем нефти цилиндрической формы, заключенный в трубопроводе. В некоторых местах застывшая нефть отстанет от стенки трубы, а концы нефтяных пробок, образовавшиеся в результате усадки, могут разойтись. При усадке нефти может произойти разрушение парафиновой структуры. Условия охлаждения определенным образом влияют на образование трещин и степень непрерывности системы. Характерно, что охлаждение начинается со стенки трубы, а в этой зоне нефть начинает застывать. Около же оси трубы нефть может оставаться текучей, в результате чего она заполнит все щели, образовавшиеся при ее усадке. [8]

Определение коэффициентов усадки нефти непосредственно в замерных емкостях из-за различия температур окружающего воздуха дает не совсем точные ее значения, особенно при низких температурах, и требует более длительного времени исследования. [9]

В результате усадки нефти увеличивается объем пор, занимаемый газом, увеличивается фазовая проницаемость для газа, а также коэффициент продуктивности газоконденсатных скважин ( гл. [10]

Часто используют понятие усадки нефти : ЛУ Упл. В нефтегазопромысловой практике объемный коэффициент нефти применяют для подсчета ( пересчета) запасов нефти из пластовых в поверхностные условия и обратно. [12]

Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти определяют по экспериментальным графикам. [13]

Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти находят по экспериментальным графикам. [14]

Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти определяют по экспериментальным графикам. [15]

Источник

Расчет параметров пластовых нефтей

Типовая задача

Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г): П_пл.н = f (Г), Г = f (t_пл, Р_пл, Р_нас), количество которого зависит от пластовых температур (t_пл) и давления (Р_пл).

По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные:

1. Пластовое давление Р_пл = 180 атм;

2. Пластовая температура t_пл = 60°С;

3. Плотность нефти при н.у. r_н = 850 кг/м 3 = 0,85 т/м 3 ;

4. Относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. r_о.г= 0,9;

Определить свойства нефти в пластовых условиях.

Решение:

1. Определение давления насыщения (Р_нас)

Для оценки Р_насиспользуют номограммы М. Стендинга (рис. 7.1). Для этого из точки, соотвествующей газовому фактору, (Г = 128 м 3 /м 3 ), в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, r_ог = 0,9). Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса, r_н = 0,85 т/м 3 ), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры (t_пл = 60°С) и, опускаясь по вертикали вниз, находим на пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом:

Р_нас = 175 атм.

Т.е. при пластовом давлении, равном 180 атм, нефть в пласте будет находиться в недонасыщенном состоянии.

2. Определение объемного коэффициента нефти(b)

Воспользуемся номограммой М. Стендинга (рис. 7.2). В левой части номограммы находим значение газового фактора (Г = 128 м 3 /м 3 ), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, r_о.г = 0,9) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти (удельного веса нефти, r_н = 0,85т/м 3 ). Затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры (t_пл = 60°С), опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления (Р_пл = 180атм) и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти:

b = 1,23.

3. Определение плотности нефти в пластовых условиях(r_{пл. н})

3.1. Находим вес газа, растворенного в 1 м 3 нефти (G_пл.г):

,(7.5)

где r_н – плотность нефти при н.у., равная 0,85 т/м 3 ;

G_o– весовой газовый фактор ;

G_в – вес 1 м 3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг;

r_ог – относительная плотность газа по воздуху, равная 0,9.

Рис. 7.1. Номограмма М. Стендинга для определения давления насыщения

Рис. 7.2. Номограмма для определения объемного коэффициента нефти

в пластовых условиях

, (7.6)

G_о =128 / 0,85 = 150,6 м 3 /т,

G_пл.г= 0,85 •150,6 • 1,22 • 0,9 = 141 кг.

3.2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у.(G_нг) равен:

, (7.7)

,

G_нг= 850 + 141 = 991 кг.

3.3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях (r_{пл. н}):

,(7.8)

4. Определение усадки нефти(U)

Усадка нефти происходит за счет выделения из нее растворенного газа (дегазации):

, (7.9)

U =(1,23 – 1) / 1,23 = 0,187 или 18,7 %.

5. Определение вязкости нефти в пластовых условиях(m_{н. газ})

5.1. Для нашей задачи нефть в пластовых условиях находится в недонасыщенном состоянии. Тогда, пользуясь рис. 7.3, определяем вязкость дегазированной нефти (m_{н. дег}):

Вязкость насыщенной газом нефти (при давлении насыщения Р_нас. = 175атм и газовом факторе Г = 128 м 3 /м 3 ) определяем по рис.7.4:

5.2. Для перенасыщенных газом нефтей существуют более сложные методики определения вязкости пластовых нефтей.

Рис. 7.3. Зависимость между вязкостью и удельным весом нефти

при различной температуре

Рис. 7.4. Кривые вязкости насыщенной газом нефти

7.1.2. Задания для самостоятельной работы

Определить давление насыщения (Р_нас), объемный коэфффициент нефти в пластовых условиях (b), плотность нефти в пластовых условиях (r_пл.н), коэффициент усадки нефти (U), вязкость пластовой нефти (m_н.газ) для условий таблицы 7.1.

Р_пл – пластовое давление, атм;

t_пл – пластовая температура, °С;

r_н – плотность нефти при н.у., кг/м 3 ;

r_ог – относительная плотность газа (по воздуху) для н.у., доли ед.;

Продолжение табл. 7.1

Сжимаемость нефтей

Типоваяе задача

Решение:

1. Определение кажущейся плотности растворенного газа (r_г.к)

Кажущая плотность растворенного газа равна r_г.к = 440 кг/м 3 (0,44 кг/л).

Рис. 7.5. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе

для нефтей с различными плотностями

2. Определение веса газа(G_г)

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

,(7.10)

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

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

r_ог – относительная плотность газа, равная 0,9;

G_в– вес 1 м 3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг.

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

3. Определение объема газа в жидкой фазе (V_г)

Объем газа в жидкой фазе составляет:

, (7.11)

4. Определение общего объема насыщенной газом нефти (V_нг)

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

,(7.12)

5. Определение веса насыщенной газом нефти(G_нг)

Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле (7.13):

,(7.13)

G_нг= 850 + 112 = 962 кг.

6. Определение плотности насыщенной газом нефти(r_нг)

Плотность насыщенной газом нефти расчитывается следующим образом:

, (7.14)

7. Опреление плотности нефти в пластовых условиях (r’_нг)

Плотность нефти в пластовых условиях (r’_нг)определяется по формуле:

. (7.15)

Плотность нефти в пластовых условиях имеет еще две поправки:

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

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

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

8. Определение коэффициента изменения объема нефти (b)

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

, (7.16)

,(7.17)

,

b =850 / 765 = 1,11.

9. Определение усадки нефти (U)

Усадка нефти составляет:

,(7.18)

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

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

Рис. 7.7.Изменение плотности нефти в зависимости от пластового

давления (∆ρ_Р), (1МПа = 10 атм)

7.2.2. Задания для самостоятельной работы

Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях (b) и процент усадки нефти (U), если даны: плотность нефти при н.у. (r_н, кг/м 3 ), относительная плотность газа по воздуху (r_ог), газовый фактор (Г, м 3 /т), пластовое давление (Р_пл, атм), температура (t_пл, °С).

Таблица 7.2

Продолжение табл. 7.2

Продолжение табл. 7.2

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 569 с.

2. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. – М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1956. – 363 с.

3. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1982. – 311 с.

4. Сваровская Н.А. Физика пласта: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2003. – 155 с.

5. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский Л.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. – 541 с.

6. Мищенко Н.Н. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989.– 245 с.

7. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1992. – 269 с.

8. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. – М.: Недра, 1980. – 583 с.

9. Гафаров Ш.А. и др. Физика нефтяного пласта: Учебное пособие. – Уфа: УГТНУ, 1999. – 86 с.

Источник