что такое объемный коэффициент нефти где b объемный коэффициент нефти

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

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

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Если в начальный момент времени давление в пласте P₀ = P_пл > P_нас, 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 V_пл 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 (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U – степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

Источник

Объемный коэффициент нефти

Онлайн-расчет объемного коэффициента нефти

Объемный коэффициент нефти

Что такое объемный коэффициент нефти?

Зависимость объемного коэффициента от термобарических условий

Снижение величины пластового давления до давления насыщения (давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный газ) приводит к уменьшению величины объёмного коэффициента.

При пластовом давлении, выше давления насыщения, будет объёма нефти в пластовых условиях будет уменьшаться за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б на графике соотвествует 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

Определение объемного коэффициента нефти

Установлена тесная статистическая связь между газонасыщенностью нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (при t = 20 °С), и ее объемным коэффициентом bн:

где Г0 — газонасыщенность пластовой нефти, м3/м3 (объем газа приведен к стандартным условиям).

Данная формула рекомендуются в случае проверки имперически определенных значений объемного коэффициента нефти. Если расхождение превышает 10 и более процентов, то достоверность экспериментального определения объемного коэффициента можно поставить под сомнение.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по следующей формуле:

где λ0 — эмпирический коэффициент, определяемый следующим образом:

где ρг — плотность выделившегося газа при 200С и 0,1 МПа, кг/м3;

где ρнд — относительная плотность дегазированной нефти при 200С и 0,1 МПа, кг/м3;

где αн — коэффициент термического расширения дегазированной нефти.

где βн — коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа;

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

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

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 4777 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

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

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 К_вск – коэффициент вскрытия, К_охв – коэффициент охвата, К_выт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: К_вск=V_вскрыт/V_залежи

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)

Источник