Курсовая работа: Нефть в пластовых условиях
где Δр– перепад между начальным р1 и конечным р2 (принятыми для расчета) давлениями, Δр = р1 –р2 ; b 1 и b2 – объемные коэффициенты соответственно для начального и конечного давлений.
Для газированной нефти коэффициент сжимаемости значительно возрастает, достигая иногда 140∙10-4 1/МПа.
Точное значение βН можно получить путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.
Объемный коэффициент пластовой нефти – как уже указывалось, пластовая нефть отличается содержанием в ней значительного количества растворенного газа. Наличие растворенного газа резко влияет на ее свойства: увеличивается ее объем (иногда на 50–60%), снижается плотность, значительно уменьшается вязкость, изменяется также поверхностное натяжение на различных границах раздела.
Объемным коэффициентом пластовой нефти bназывают отношение объема пластовой нефти Vпл к объему получаемой из нее сепарированной нефти Vc т при стандартных условиях:
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 сепарированной нефти, взятой при стандартных условиях.
Величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, представляет собой так называемый пересчетный коэффициент θ:
Пересчетный коэффициент θ служит для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях). При извлечении нефти на поверхность и выделении из нее газа происходит уменьшение объема – усадка нефти.
Коэффициент усадки (ε) равен
Между указанными выше коэффициентами b, θ и ε существуют следующие зависимости:
Рис. 2. Определение величины коэффициента усадки нефти (ε) при ее дегазации
Определение коэффициента усадки и пересчетного коэффициента имеет большое значение, особенно при подсчете запасов нефти, так как коэффициент усадки нередко достигает 40% и неучет его может привести к значительным погрешностям.
Объемный коэффициент пластовой нефти лучше всего определять путем анализа ее проб. Приближенно этот коэффициент может быть установлен следующим образом. Сначала по графику определяют усадку нефти в процентах (рис. 2), а затем вычисляют bи θ.
На рис. 3 показана зависимость величины объемного коэффициента от давления насыщения для некоторых месторождений. На рис. 4 приведены значения растворимости газа в нефти и объемного коэффициента пластовой нефти в функции давления.
Рис. 3. Зависимость объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения.
1 – Туймазы (девон); 2 – Соколова Гора (девон); 3 – Каратон (неоком)
Рис. 4. Параметры b и N в функции давления
Объемный коэффициент пластовой нефти может быть определен расчетным путем по фракционному составу газа или по данным плотности газа.
Однако для полной и более точной характеристики пластовой нефти следует производить отбор и исследование глубинных пластовых проб нефти.
Проектируя отбор проб с целью охарактеризовать средние свойства пластовой нефти, необходимо учитывать, что при значительном изменении давления и температуры в пласте свойства нефти повышенных участков нефтяной залежи будут отличаться от свойств нефти пониженных участков. Разница свойств нефти еще заметнее, если залежь расчленена на отдельные блоки. Поэтому пробы нефти отбирают по всем указанным характерным участкам залежи.
Кроме того, следует избегать отбора глубинных проб из скважин, дающих нефть с водой, а также из скважин, эксплуатировавшихся перед отбором пробы при низком забойном давлении, которое могло быть ниже давления насыщения. Если давление в скважине ниже давления насыщения, то отобрать полноценную пробу, правильно характеризующую пластовые условия, чрезвычайно трудно.
Перед отбором глубинной пробы скважину исследуют при различных режимах работы и замеряют пластовое давление. Пробу отбирают при минимальном дебите, т.е. при более высоком забойном давлении.