30.Давление насыщения нефти газом., объемный коэффициент и усадка нефти. Определение давления насыщения и его практическое приложение.
Давление насыщения нефти газом
Это давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное.
Рнас - Па, МПа, кгс/см2 .
Давление насыщения зависит от кол-ва и вида раств. газа, а также состава нефти и от температуры. С увеличением кол-во раств. газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.
С ростом содержания АСВ в нефти при прочих равных условиях Рнас увеличивается (т.е. с ростом молекулярной массы нефтяное давление насыщения увеличивается). К этому же приводят и рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ∆V
Суть эксперимента в том, что дискретно увеличивая объем цилиндра следят за изменением давления в нем, которое снижается с Рпл до Ратм
По полученным данным строим зависимость указанную на рис. 2 точка преломления “В” – есть давление насыщения. Более крутой участок в левой ветви (уч. АВ) объясняется упругим расширением системы состоящей только из жидкости (газ раств. в нефти) имеющий низкий коэф-нт сжимаемости. Отсюда следует, что более резкое падение давления по сравнению с правой ветвью (ВС) представляет собой жидкость + выдел. газ (который обладает более высоким коэф-ом сжимаемости). Сведения о давлении насыщении газа необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамич-ий уровень жидкости газа, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти.
Объемный коэф-нт и усадка нефти.
Под объемным коэф-ом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.
в = Vпл /Vдег
в – объемный коэф-нт
Vпл и Vдег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м3
Используя объемный коэф-нт можно оценить усадку нефти, т.е. уменьшить объем пластовой нефти после извлечения ее на пов-ть.
U = (в -1 / в) · 100%
U – усадка
в1 = 2,5 =>
в2 = 2,5 => U1 = 60 % и U2 = 71 %
Усадка и объемный коэф-нт зависят от давления, температуры и кол-ва растворенного в нефти газа. Зависимость объемного коэф-та от давления
При снижении пластового давления да давления насыщения из-за упругого расширения нефти, объемный коэф-нт несколько увеличивается. В точке В начинает выделяться свободный газ и объемный коэф-нт уменьшается в связи с уменьшением кол-ва растворимого газа в нефти. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэф-та. Объемный коэф-нт и усадка нефти определяется на установках для исследования пластовых нефтей УИПН, АСМ, бомбы, РVT.
Имеются номограммы построенные по экспериментальным данным, полученные на этих установках, для конкретных залежей месторождений нефти, позволяющие оценить объемный коэф-нт и усадку нефти.
Практические значения ‘в’ и ‘U’. Объемный коэф-нт и усадка нефти необходимы для подсчета запасов нефти и при пересчете объема нефти с пластовых в пластовые условия.
Определение. Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пористой среды.
По результатам исследований можно сделать вывод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние порода, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. По имеющимся экспериментальным данным порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и ГП газ начинает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2% объем.), в пористой среде независимо от величины рн при давлении на 0,4—0,5 МПа выше, чем это происходит при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при отсутствии пористой среды.
Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки выделения газа. В связи с различием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницаемыми породами, значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллекторов.
Физические свойства нефтей в пластовых условиях определяются экспериментальными исследованиями пробпластовой нефти. В литературе опубликовано множество эмпирических расчетных способов оценки параметров пластовых нефтей.
Эти эмпирические соотношения выводятся на основе имеющейся связи между свойствами пластовой нефти и газовым фактором, содержанием в газе метана, азота и плотностью дегазированной нефти.