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.
|
|
Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0,4-0,7 ГПа -1 ), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа -1 ). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.
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 %.
Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3 , а относительная плотность газа по воздуху (ρ о г) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Г о ) равен 120 м 3 /т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.
Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 4.11, находим кажущуюся плотность газа (rг.к.) для величин относительной плотности газа (ρ о г) равной 0,9 и плотности нефти (rн) равной 850 кг/м 3 . Кажущая плотность растворенного газа (rг.к) = 440 кг/м 3 (0,44 кг/л).
Вес газа (Gг), растворенного в 1 м 3 нефти оценивается по уравнению:
где Г о – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;
rн – плотность нефти, кг/м 3 = 0,85 т/м 3 ,
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).
Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм Þ Drр составляет 22 кг/м 3 .
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):
: Drt = 860–850 = 10 кг/м 3 .
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
То есть, каждый м 3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м 3 . Усадка нефти составляет:
U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.
Дата добавления: 2016-03-04 ; просмотров: 5583 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости.
Давление насыщения нефти газом — Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину давления насыщения необходимо знать при разработке и эксплуатации нефтяных залежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давления насыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым – перехода на работу залежи при менее эффективном газовом режиме.
Расчет давления насыщения нефти газом. Как известно, давление насыщения нефти газом обычно определяется в лабораториях по глубинным пробам нефти. В настоящее время аналитические методы определения давления насыщения не получили широкого распространения по причине того, что определение этого параметра в лабораторных условиях является обязательным при анализе физико-химических свойств нефти. Однако в промысловой практике встречаются ситуации, когда лабораторные данные отсутствуют или пробы нефти еще исследуются, а на том этапе, на котором находится инженер в процессе выполнения работы, уже необходимо знать давление насыщения. В этой связи был разработан аналитический метод определения данного параметра на основе аппроксимации зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания.
давления насыщения Pнас от газосодержания G
для каждого значения плотности нефти. Данная зависимость достаточно хорошо описывается линейной функцией
где A– неизвестный коэффициент, подлежащий определению, газосодержание.
Существуют аппроксимирующие уравнения для различных значений плотности.
Фильтрация газированной жидкости.
Если давление в пласте выше давления насыщения, то весь газ полностью растворен в жидкости, и она ведет себя как однородная. При снижении давления ниже давления насыщения из нефти выделяются пузырьки газа. По мере приближения к забою скважины давление падает, и размеры пузырьков увеличиваются вследствие расширения газа и одновременно происходит выделение из нефти новых пузырьков газа. Здесь мы имеем дело с фильтрацией газированной жидкости, которая представляет собой двухфазную систему (смесь жидкости и выделившегося из нефти свободного газа).
При фильтрации газированной жидкости рассматривают отдельно движение каждой из фаз, считая, что жидкая фаза движется в изменяющейся среде, состоящей из частиц породы и газовых пузырьков, а газовая фаза — в изменяющейся среде, состоящей из породы и жидкости. Полагая, что фильтрация происходит по линейному закону, записывают его отдельно для каждой фазы, вводя коэффициенты фазовых проницаемостей kж и kг.
Опытами Викова и Ботсета установлено, что фазовые проницаемости зависят главным образом от насыщенности порового пространства жидкой фазой у. Насыщенностью у называется отношение объема пор, занятого жидкой фазой, ко всему объему пор в данном элементе пористой среды.
В теории фильтрации газированной жидкости вводится понятие газового фактора Г, равного отношению приведенного к атмосферному давлению дебита свободного и растворенного в жидкости газа к дебиту жидкости:
Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой.
Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
Общая пористость — суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.
Проницаемость – это параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.
Физический смысл размерности проницаемости — это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.
Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
Дата добавления: 2018-11-24 ; просмотров: 419 ;
Источник
Давление насыщения нефти газом
Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.
Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.
Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 2.4)
С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.
С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением
насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.
Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.
Источник