Как найти объемный 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:

,
(3.15)

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. 3.10).

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. 3.10) 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 %):

,
(3.16)

Усадка некоторых
нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим
пример.
Найти коэффициент изменения объёма
насыщенной нефти газом в пластовых
условиях, если плотность нефти (ρ_н)
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 м³/т,
давление пластовое (Р_пл)
150 атм, пластовая температура (Т_пл)
50 °С.

Решение.
Пользуясь зависимостями рисунка 3.11,
находим кажущуюся плотность газа (_г.к.)
для величин относительной плотности
газа (ρ^о_г)
равной 0,9 и плотности нефти (_н)
равной 850 кг/м³.
Кажущая плотность растворенного газа
(_г.к)
= 440 кг/м³
(0,44 кг/л). Вес газа (Gг), растворенного в
1 м³
нефти оценивается по уравнению:

Gг
= Г^о
_н
^о_г
Gв,

где
Г^о
– газовый фактор, м³/т
= 120 м³/т;

_н
– плотность нефти, кг/м³
= 0,85 т/м³,

^о_г
– плотность газа относительная = 0,9,

Gв
– вес 1 м³
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
([м³/т]
т/м³][кг]).

Рис.
3.11. Изменение кажущейся плотности газа
в жидкой фазе для нефтей с различными
плотностями

Объём
газа в жидкой фазе оценивается:

V
= G_г/_г.к
= 112 кг / 440 кг/м³
= 0,254 м³

Общий
объём насыщенной нефти газом при
атмосферном давлении соответственно
равен:

V_нг
=
1 + 0,254 = 1,254 м³

Вес
насыщенной нефти газом определяется:

G_нг
= 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность
насыщенной нефти газом рассчитывается
по уравнению:

_нг =
G_нг/V_нг
= 962/1,254 = 767 (кг/м³).

Для
оценки величины плотности нефти в
пластовых условиях необходимо учесть
еще две поправки: на изменение плотности
за счет сжатия под давлением (р)
и на изменение плотности за счет
расширения под влиянием температуры
(t).

Поправку
на сжимаемость нефти (р)
находим используя зависимости рисунка
3.12, для 150 атм р
составляет 22 кг/м³.

Рис.
3.12. Изменение плотности нефти в зависимости
от пластового давления

Поправку
на расширение нефти за счет увеличения
температуры
(t)
находим,
используя зависимости рисунка 3.13 (цифры
на зависимостях обозначают плотность
нефти в кг/ м³
при 15,5 ^оС):

t
= 860–850 = 10 кг/м³.

Таким
образом, плотность нефти с учетом
пластовых Р и T и насыщения ее газом
составит:

’_нг
= нг
+ нг
+ t
= 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м³).

Коэффициент
изменения объёма нефти, насыщенной
газом для пластовых условий будет равен:

b
= V_пл/V_дег,
b
= _дег/_п
= 850/755 = 1,126.

Рис. 3. 13. Изменение
плотности нефтей в зависимости от
температуры

То
есть, каждый м³
нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях
объём 1,126 м³.
Усадка нефти составляет:

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

Лекция
14. 3.2.8.
Тепловые свойства нефтей

Повышение температуры
снижает вязкость нефти, увеличивает её
текучесть. Количество энергии, которое
необходимо затратить для нагревания
аномольновязких или высокопарафинистых
нефтей, зависит от их теплоёмкости.

Под
теплоёмкостью
понимается количество теплоты, которое
необходимо передать единице массы этого
вещества, чтобы повысить его температуру
на 1 Цельсия или Кельвина. Для большинства
нефтей величина теплоёмкости (с) лежит
в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) ≈
350-600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной
воды = 4190 Дж/(кг·К)

Для
повышения температуры нефти объёма
(V), c плотность. (с) от температуры (Т₁)
до значения (Т₂)
необходимо затратить количество (Q)
энергии, равное:

Q =с · c
· (Т₂ —
Т₁)
· V. (3.17)

Однако
величина теплоёмкости зависит от
температуры, поэтому каждое её значение
необходимо относить к определенной
температуре или к интервалу температур.

Теплопроводность
нефтей определяет
перенос энергии от более нагретых
участков неподвижной нефти к более
холодным. Коэффициент теплопроводности
() описывается законом теплопроводности
Фурье
и характеризует количество теплоты
(dQ), переносимой в веществе через единицу
площади (S) в единицу времени (t) при
градиенте температуры (dT/dx), равном
единице:

.
(3.18)

Коэффициент
теплопроводности () для нефтей находится
в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К).

Теплота сгорания
характеризует
количество тепла, выделившегося при
сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую
(Q_в)
и низшую (Q_н)
теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания
–
это количество тепла, выделившегося
при сгорании 1 кг жидкости при наличии
в ней влаги. Низшая теплота сгорания –
это количество тепла, выделившегося
при сгорании 1 кг жидкости за вычетом
тепла направленного на испарения воды
и влаги. С увеличением молекулярной
массы газообразного углеводорода,
влажности, молекулярной массы фракций
теплота сгорания растет.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Ρнг, b, u
Объемный коэффициент нефти рассчитаем по формуле:
b=1+λнг∙Г+αн∙t-20-6,5∙10-4∙P
где λнг – коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом; Г – газовый фактор м3/м3; αн – коэффициент термического расширения нефти; Р – давление, МПа; t – температура, °С.
t=Т-273=326-273=53 °С
Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом λнг рассчитаем по формуле:
λнг=10-3∙[4,3+0,858∙ρг+(0,0052-0,78∙10-5∙Г)∙Г-0,00354∙ρн]
где ρн, ρг – плотность соответственно нефти и газа при 20 °С и 0,1 МПа, кг/м3.
λнг=10-3∙[4,3+0,858∙1,34+(0,0052-0,78∙10-5∙19,9)∙19,9—0,00354∙896]=10-3∙[4,3+1,14972+0,10039-3,17184]==2,378271∙10-3
Коэффициент термического расширения нефти αн рассчитаем в зависимости от плотности нефти по формуле:
αн=10-3∙1,975∙1,272-ρн∙10-3 при 860 кг/м3<ρн<960 кг/м3
860 кг/м3<896 кг/м3<960 кг/м3
αн=10-3∙1,975∙1,272-896∙10-3=0,000743=7,43∙10-4
Тогда объемный коэффициент нефти равен:
b=1+2,378271∙10-3∙19,9+7,43∙10-4∙53-20-6,5∙10-4∙16,7==1+0,047328+0,024506-0,010855=1,060978≈1,06
Плотность нефти с растворенным в ней газом определим по формуле:
ρнг=b-1∙(ρн+ρг∙Г)
ρнг=1,06-1∙896+1,34∙19,9=870,43962≈870,44 кг/м3
Коэффициент усадки рассчитаем по формуле:
u=b-1b
u=1,06-11,06=0,056603≈0,057 (или 5,7 %)
Ответ: ρнг=870,44 кг/м3; b=1,06; u=0,057.

Запасы открытых и разведываемых залежей подсчитывается
объёмным методом. Сущность объёмного метода заключается в определении
массы нефти, приведённой к стандартным условиям в залежи. Объемный
метод считается универсальным для подсчета запасов любой залежи.

Начальные запасы нефти определяются по формуле:

Qн.н =F*hэф* kп* kн*θ *ρ

Где F
– площадь залежи, тыс.м2, hэф
– средняя нефтенасыщенная толщина, м, Kп-
коэффициент пористости, д.ед., Kн
– коэффициент насыщенности, д.ед., θ — пересчетный коэффициент, д.ед., ρ
— плотность нефти, т/м3.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом
пористости (К_п), который измеряется в долях от объема
породы.

Коэффициентом нефтенасыщенности (Кн)  называется
отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве,
к суммарному объему пустотного пространства.

Объемный коэффициент пластовой нефти (b)–
это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной
при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 200С) нефти. Он
показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях. Объемный
коэффициент пластовой нефти точнее всего определяют путем отбора и исследования
глубинных пластовых проб нефти. Его можно также вычислять приближенно по данным
фракционного состава газа.

где Vн.пл – объем нефти в пластовых условиях; Vн.д.
– объем такого же количества нефти после дегазации при стандартных
условиях; ρ_н.пл. – плотность нефти в пластовых условиях; ρ_н.
– плотность нефти в стандартных условиях.

Пересчетный коэффициент (θ) —
величина обратная объёмному коэффициенту и служит для приведения
объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности.

Запасы нефтяной залежи, имеющей промышленное значение,
по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А,
В, С1 и предварительно оценённые — категория С2. На месторождении
Белокрыл и Луч проводился подсчёт запасов по категориям С1 и С2.
На месторождении два участка по категории С1, в которых включены 10
подсчётных площадок, по категории С2 выделяется четыре участка, в
которых 12 подсчётных площадок.

8.1. Подсчёт запасов по категории С1 и С2.

Первоначально мы определяем объёмный коэффициент
пластовой нефти (b):

b=
=
1,0681

После чего мы можем посчитать пересчётный коэффициент ():

 ==0,936

Далее по данным скважин мы считаем начальные запасы
нефти по категории С1 первого участка:

Qн.н=F*hэф*kп*kн*θ*ρ=1312500*0,08*0,953*0,936*0,8261=773732,2т.Начальные
запасы нефти по категории C1второго
участка:

Qн.н=F*hэф*kп*kн*θ*ρ=38250000*0,09*0,936*0,8261=2491485т.

Суммируем начальные запасы нефти по категории С1 двух
участков:

С1=773732,2
+ 2491485 = 325217,2т.

Все данные расчётов приведены в таблице №8.1.1Запасы
категории С1.

Таблица №8.1.1. Запасы категории С1

Уважаемый посетитель!

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Ссылка на скачивание — внизу страницы.

Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ

где

Q — геологические запасы, т

F — площадь, м2;

h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m — коэффициент эффективной пористости;

β — коэффициент нефтенасыщения;

γ — удельный вес нефти.

θ — пересчётный коэффициент. Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти b: θ=1/b Объёмный коэффициент нефти – отношение объёма пластовой нефти к объему той же нефти после дегазации в пластовых условиях, величина безразмерная, находится в пределах от 1,05 до 3 и более. Этот коэффициент не следует смешивать с коэффициентом усадки нефти ε. Существует следующая зависимость между указанными коэффициентами:

Где V_пл – объём нефти в пластовых условиях, V_пов – объём нефти на поверхности при стандартных условиях. Усадку нефти на поверхности надо обязательно учитывать , так как она может достгать большой величины, например, на месторождении Оклахома Сити  она составляет 35 %.

   Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ

η — коэффициент извлечения нефти (КИН). Это отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки и эксплуатации, приведённому к объёму нефти на поверхности, к объёму нефти, также приведённому к объёму нефти на поверхности, первоначально содержавшейся в недрах. 

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:

КИН=К_вск*К_охв*К_выт

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 

где V_вскрыт —  объем нефтенасыщенных пластов вскрытых скважинами, V_залежи — весь объем нефтенасыщенной залежи.

К_охв=V_возд/V_нефт

где  V_возд  – фактический объем залежи, подвегнувшейся воздействию рабочим агентом, V_нефт  — полный объем первоначально нефтенасыщенных участков залежи

К_выт=V_н—V_ост/V_н

где V_н – начальный объем нефти в образце ,V_ост –объем остаточной пленочной и капиллярной нефти в образце.

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)