Курсовая работа: Нефть в пластовых условиях
В результате исследования глубинных проб получают следующие характеристики пластовой нефти:
1) давление насыщения,
2) растворимость газа в нефти,
3) объемный коэффициент,
4) сжимаемость,
5) плотность,
6) вязкость.
Свойства пластовых нефтей можно определять также путем применения так называемого расчетного метода.
Этот метод основан на использовании эмпирических графиков, построенных по большому количеству экспериментальных данных и связывающих характеристики дегазированной и пластовой нефти. Несмотря на получаемую при этом сравнительно низкую точность, расчетный метод довольно широко распространен вследствие исключительной простоты и удобства.
Для использования расчетного метода необходимо иметь данные о плотности сепарированной нефти, газовом факторе (соответствующие растворимости газа в нефти при данном пластовом давлении), пластовой температуре (в приложении приведён пример – геоизотерма месторождения) и пластовом давлении.
Давление насыщения характеризует степень насыщенности нефти газом. Под давлением насыщения пластовой нефти понимается давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа. Если пластовое давление становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. При давлении насыщения, равном пластовому давлению, пластовая нефть насыщена газом. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, недонасыщена газом.
Величина давления насыщения зависит от свойств нефти и газа. Более тяжелые нефти имеют высокие давления насыщения; в них растворяется меньше газа, чем в легких нефтях. Более тяжелые нефтяные газы по сравнению с более легкими растворяются в нефти при меньших давлениях. При наличии в углеводородном газе азота давление насыщения резко повышается.
К началу разработки залежь нефти характеризуется величиной начального давления насыщения; при снижении пластового давления из нефти выделяется газ и устанавливается новое, текущее давление насыщения.
Величина давления насыщения зависит от температуры пласта; для нефтей, содержащих в составе растворенного газа заметное количество азота, зависимость давления насыщения от температуры незначительная.
Изучение давления насыщения и его соотношений с пластовым давлением имеет большое значение при проектировании разработки залежи нефти. При значительном превышении пластового давления над давлением насыщения создаются благоприятные условия для эффективной ее разработки.
Давление насыщения обычно определяют по пробам пластовой нефти; при этом одновременно с давлением насыщения определяют количество газа, растворенного в нефти (в м3 /м3 ). В процессе добычи нефти и газа количество добытого газа на единицу добытой нефти выражают обычно в м3 /т. Если количество растворенного в нефти газа не превышает 80 м3 на 1 м3 нефти, следует пользоваться верхним графиком. Для нефтей с большим содержанием растворенного газа применяют нижнюю диаграмму.
Пусть, например, газовый фактор скважины равен 220 м3 /т или 220×0,88=194 м3 /м3 , плотность нефти 0,88 г./см3 , а пластовое давление 18 МПа. Из рис. 1 по этим данным находим, что в 1 м3 нефти может раствориться при давлении 18 МПа только 110 м3 газа (см. рис. 1, нижний график). Следовательно, значительное количество добываемого газа находится в пласте в свободном состоянии.
Рассмотрим случай, когда пластовое давление превышает давление насыщения. Например, плотность нефти 0,86 г./см3 , газовый фактор – 40 м3 /т или 40×0,86 = 34,2 м3 /м3 , а давление пласта 14 МПа. В этих условиях давление насыщения составит всего 5 МПа (см. рис. 1, верхний график). Следовательно, весь газ растворен в нефти, и выделение его из раствора возможно только в стволе скважины в условиях снижения давления до 5 МПа.
Следует подчеркнуть, что ввиду пренебрежения на графике влиянием плотности газа и температуры возможны погрешности до 25% и выше.
Отметим, что величину газового фактора нельзя отождествлять с количеством растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м3 нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа.
Рис. 1. Кривые растворимости газа в нефти ( N) при различных давлениях насыщения (рнас )
Заниженные значения величины давления насыщения объясняются также наличием азота в газе. Азот плохо растворяется в нефтях, и присутствие его даже в незначительных количествах заметно увеличивает величину давления насыщения. При внесении соответствующей поправки на наличие в газе азота величина давления насыщения, рассчитанная по графикам, будет ближе к определенной по глубинным пробам.
Приведем в качестве примера следующий расчет. По лабораторным исследованиям пробы пластовой нефти, отобранной из скв. 10 Ромашкинского месторождения, давление насыщения составляет 8,4 МПа, а по графику на рис. 1 оно определено в 6,5 МПа.
Газовый фактор пластовой нефти 47,5 м3 /м3 , причем газ содержит 6% азота. Количество растворенного в нефти азота равно А = 47,5×0,06 = 2,85 м3 /м3 . При величине коэффициента растворимости азота в нефти αл =1,2 (м3 /м3 ) МПа и среднем значении коэффициента растворимости газа Ромашкинского месторождения в нефти αг =6,0 (м3 /м3 )/МПа поправка к величине давления насыщения будет выражаться величиной
Следовательно, с учетом поправки давление насыщения равно 6,5+1,9 = 8,4 МПа, т.е. совпадает с получением при анализе проб пластовой нефти. Таким образом, при наличии в растворенном газе азота следует вводить поправку по приведенной методике.
Сжимаемость нефти – при увеличении давления нефть сжимается. Для большинства пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости βН колеблются в пределах (0,6–0,8)∙10-3 1/МПа; среднее значение коэффициента сжимаемости нефти составляет приблизительно 1∙10-3 1/МПа.
Величину βн можно определять пересчетом величин объемных коэффициентов, определенных в лаборатории, по формуле