НЕФТЬ-ГАЗ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
На главную >>


Теперь на нашем сайте можно за 5 минут создать свежий реферат или доклад

Скачать книгу целиком можно на сайте: www.nglib.ru.

Предложения в тексте с термином "Объем"

Объем пор и общий объем образца

Значения константы А для определения пластового объема газоконденсатной системы методом Сейджа и Олдса

Объем зерен образца (включая закрытые поры) и общий 'объем

Общий объем — ртутным пикнометром

Пластовый объем 1 моля газоконденсатной смеси zRТ 0,847 • 0,157 • 87,8 л пс„, „ ,.

По разности объемов воздуха, вышедшего из камеры постоянного объема без керна и с керном.

Число молей добытой жидкости _ 1000 х удельный вес _ Объем конденсата Молекулярный вес

Общий объем образца определяется при помощи трубки Расселла

54,8 поровый объем пласта

5 = объем конденсата <р = (число молей жидкости I м3 -{- число молей газа/м3) X X (поровый объем пласта/моль смеси) = 0,0574(720 + 13,93) = 42,36145.

Стендингом предложен метод пересчета поверхностных объемов газоконденсатных систем в пластовые.

Можно ис- ние образца пользовать образ- до зерен цы из реторты Объем пор и Объем газа, нефти Объем зерен Общий объем об общий объем и воды и общий (включая закры- разца и объем объем тые поры) и об- зерен минерала щий объем образца По'весу сухого и По весу образца, По разности По весу сухого насыщенного об- погружаемого объемов воздуха образца, весу разцов в воздухе в реторту, по из камеры посто- насыщенного об и по весу насы- объему нефти и янного объема разца в жидкости щенного образца воды из реторты, без керна и и по объему в той же по объему газа с керном зерен песка жидкости и общему объему твердого остатка в реторте Возможно непол- Может извлекать- Возможны утечки Возможны потери ное насыщение ся вода из глины.

Общий объем образца (из примера II.

Как известно, многие нефтяные залежи оконтуриваются обширными водяными бассейнами, и количество воды, добываемой из скважины, превышает объем извлекаемой нефти.

В этой главе объемы газа приведены к /?

абс = 1 от и t = 15,55° С, а объемы воды, кроме оговоренных случаев, к t = 15,55° С.

I I I I <г объем пресной воды в м3; Д V — изменение объема пресной воды л*3; Д р — изменение давления в am.

Знание сжимаемости пластовой воды необходимо для подсчета объемов нефти, газа и воды в порах пласта и для определения скорости вторжения воды в нефтяную часть залежи.

Тепловое расширение пресной воды при постоянном давлении можно выразить следующим 'образом:где а — коэффициент теплового расширения пресной воды в 1/°С; V — объем воды в м3; Д V — изменение объема воды ма; Д Т — изменение температуры воды в °С.

3 для пресной воды, построенная для'давлений упругости паров, показывает, что повышение температуры от 15,5° до 121,1° приводит к увеличению объема воды приблизительно-на 6%.

Знание пластового объем

Приведем суммарный объем добытой воды к пластовым условиям, предполагая, что пластовое давление остается постоянным и удельный вес воды при температуре 15,5° равен 1,10.

Теперь можно подсчитать объем, который занимает добытая вода в пластовых условиях:

Плотность, удельный объем и удельный вес воды

Плотность воды определяется как отношение массы к единице объема воды.

Удельный объем воды определяется как отношение объема к единице массы воды, а удельный вес воды — как отношение наблюдаемой плотности воды к плотности, измеренной при некоторых условиях, обычно принимаемых в качестве стандартных.

5) ти 1000 1000 KB где YB — удельный вес воды; dB — плотность в кг/м3; VB — удельный объем в м3/кг.

3 приведены значения плотности и удельного объема пресной воды для диапазона температур от —17,8° до 204,4°.

Плотности и удельные объемы пресной воды

Удельный объем, см3/г 1,00013 1,00699 1,02014 1,03715 1,0610 0,0890 1,1243 1,1669

6) где VB — удельный объем воды при стандартных условиях в ма/кг; d^ — плотность воды при стандартных условиях в кг/ж3; Вв — пла-стовый объемный фактор воды — отношение объема воды в пластовых условиях к ее объему при стандартных условиях.

Метод насыщения, применяемый для определения объема пор, и методы определения общего объема образца породы взвешиванием в жидкости являются неудовлетворительными для карбонатных пород, так как дренирова-нию в первую очередь будут подвержены самые большие поровые каналы.

Поэтому при исследовании карбонатных пород необходимо применять образцы значительно больших размеров и определять их объем по размерам.

Эффективный объем минерала образца можно определить в большом порозиметре, в котором используется принцип расширения газа (типа

Источники и получение данных рассматриваются в этой главе лишь в том объеме, какой необходим для их характеристики.

из пласта и объем нагнетания газа и воды в пласт.

Объем добываемой из пласта нефти замеряется мерными емкостями или расходомерами объемного типа.

В обоих случаях объем жидкости измеряется при давлении и температуре бака по тариро-вочной объемной шкале для этой емкости.

После этого скважина давала 17 м3/сутки нефти через 1/8* штуцер при давлении на устье 75,2 am замеряют текущий объем жидкости при местных температуре и давлении.

Объем нефти, добытой из скважин участка, замеряется в одном или нескольких пунктах, в которых установлены товарные емкости.

Независимо от того, как замеряется объем добываемой нефти, фиксируются три величины, характеризующие эксплуатацию: 1) действительно добытый объем без поправки на температуру, содержание воды и грязи; 2) действительный объем нефти, идущей в продажу, при стандартной температуре 15° С; 3) количество проданной нефти.

Наиболее часто применяют карточки учета объема нефти, идущей в продажу, приведенной к 15° С.

Хотя этот объем нефти не соответствует объему всех углеводородных жидкостей и твердых составляющих, извлеченных из пласта, он, пожалуй, является наиболее точным.

объем которых в продукции скважины невозможно определить стандартными промысловыми способами.

Однако объем твердых составляющих в большинстве случаев настолько мал, что им можно пренебречь при любых инженерных расчетах.

Чтобы максимально увеличить объем отстоявшейся жидкости, газ можно удалять многоступенчатой сепарацией при разных давлениях и температурах.

Количество газа, полученного в процессе сепарации, выражают в объемах добытой нефти при стандартных условиях.

Действительный объем добытого газа можно определить по двум сериям карточек.

Если газ предназначен для продажи газолиновому заводу или газопроводу, должны быть заведены карточки на объем проданного газа.

Добытый за некоторый период объем нефти надо корректировать на температуру емкости и содержание грязи и воды.

Суммарный объем добытого газа делят на приведенную суммарную добычу нефти, чтобы получить эксплуатационный газовый фактор для данной скважины.

Полную добычу газа вычисляют по газовому фактору за указанный период времени и по объему нефти, добытой за этот период.

Отношение воды к нефти равно отношению добытого объема воды в ж3 к приведенному объему нефти в складской емкости.

Объем добываемой воды замеряется расходомерами, переливными камерами или другими измерительными устройствами.

Герстма [15] считает, что следует различать три составляющих сжимаемости пород: сжимаемость собственно минералов, составляющих породу (скелета) см; сжимаемость общего объема породы сп и сжимаемость пор спор.

Эти данные представляют объемы, замеренные в парке, с поправкой на температуру.

Сжимаемость общего объема породы представляет собой изменение единицы объема породы на единицу изменения давления.

Сжимаемость пор выражается изменением объема пор (в долях единицы) на единицу изменения давления.

Цифры, взятые в рамку, показывают объемы, замеренные по резервуарному парку в целом.

Это изменение в распределении напряжений меняет соотношение между объемами пор, минерала и общим объемом породы.

Изменение общего объема породы представляет интерес в тех областях, в которых изменение объема поцод, залегающих на глубине, приводит к изменениям рельефа поверхности и вытекающим из этого последствиям.

Уравнение для вычисления давления в нефтяной зоне, обычно в средней точке объема пласта, следующее: где р — давление в данной точке в am; pa — давление в интервале перфорации в am; gH — градиент давления нефти в ат/м; Н — глубина данной точки в м; Нп — глубина интервала перфорации в м.

См = Т^~^^' где FM — объем твердых частиц, а р — гидростатическое давление.

Строится график зависимости давлений от суточного дебита в объемах нефти, приведенной к нормальным условиям; наклон полученной кривой дает коэффициент продуктивности в мя/сутпки am.

Таким образом, если в пласте имеется избыточный объем свободного газа, то при расчете будет допущена ошибка.

Компоненты Молярный Эквивалентный2 объем, Содержание жидкостей, м3 на 1000 м3 м3 на 1000 мз

Исследования режима растворенного газа и зависимости «давление — объем» часто проводят на конденсатных газах.

Изменение порового объема Fnop определялось измерением объема воды, вытесненной из заключенного в оболочку керна при увеличении внешнего давления, моделирующего горное давление.

Следовательно, Vam = Fnop (объему пор).

Объемные измерения при Р ^-исследованиях обычно выражаются в объемах, отнесенных к объему при давлении насыщения, или к объему при некоторых конечных условиях.

6, полный относительный объем, относительный объем нефти и объем выделившегося газа отнесены к м3 насыщенной нефти при давлении насыщения.

Кривые не совпадают, но проходят параллельно, показывая, что можно получить совпадение соответствующим выбором объема, к которому относятся данные.

Относительный полный объем можно выразить через функцию Y — безразмерную функцию сжимаемости.

1 Объем нефти при давлении р на единицу объема насыщенной нефти.

2 Объем газа, освобождающегося при давлении р^, когда давление снижается от р^— 1 дор^, отнесенный к единице объема насыщенной нефти.

Объем нефти при давлении р ка единицу объема насыщенной нефти.

а — суммарный относительный объем; б — относительный объем нефти, Пробы: 1 — BHS-l-115a; 2 — BHS-47; 3 — BHS-46C.

Значение сп можно определить по изменению общего объема образца породы, покрытого медной оболочкой, в зависимости от изменения внешнего (горного) давления при некотором постоянном давлении внутри образца породы.

Объем газа, выделившегося при дифференциальном дегазировании; пласт В (материалы компании Шелл Ойл).

Относительная разность объемов нефти, или функция A F, может быть использована для осреднения данных по относительному объему нефти.

Это просто означает, что общее изменение объема равно изменению объема пор.

Ю) 'г где Гп — объем в м3 газа при стандартных условиях, выделившегося на м3 насыщенной нефти при давлении насыщения в пластовых условиях; Гл — объем газа в м3, выделившегося на м3 насыщенной 486 нефти при давлении насыщения образца; Гд — разница между количеством газа, выделившегося при давлении насыщения образца и при пластовом давлении насыщения в стандартных м3 на м3; ~ —• г Г отношение объема нефти при давлении насыщения образца к объему нефти при давлении насыщения пласта.

Так как в этом случае величина Гд отрицательна, то объем Гд прибавляется к Гл.

Разность относительных объемов нефти при дифференциальном дегазировании, пласт В.

Величина Fn/Fn обратно пропорциональна относительному объему нефти, вычисленному при том же давлении насыщения, что рзас в уравнении для определения А V.

Приведение объема газа, выделившегося из лабораторной пробы нефти с более высоким давлением насыщения, к объему, выделившемуся из нефти с более низким давлением насыщения, по промысловым данным показано в примере V.

6, то эти данные можно пересчитать на объем растворенного газа, основываясь на заданном давлении в сепараторе.

Данные по трем пробам были выражены через объем растворенного газа с учетом давления в сепараторе, равном 2,1 am.

Зачерненные точки особенно важны, так как они характеризуют объем газа, растворенного в каждом образце, отобранном из сепаратора при давлении 2,1 от.

Относитесь- Вязкость газе Лаблрние fJ s а т НЬ1" объем насыщенной дааление^а5с,ат ^ нефти ^ нефта.

Объем остаточной нефти при 15° С равен 1,0.

1 — начальный водо-нефтяной контакт; 2 — вязкость; 3 — начальный газо-нефтяной контакт; 4—относительный объем нефти; 5 — начальное пластовое давление; 6 — давление насыщения.

1 dV, пор пор dp так что — можно определить как сжимаемость норового объема спор

Сжимаемость перового объема в зависимости от вертикального горного давления (р* — 0,85 р).

Сжимаемость норового объема в зависимости от вертикального горного давления (р* —0,85 р).

Таким образом, эффективная сжимаемость норового объема пород при уменьшении давления в жидкости, насыщающей породы, равна только половине сжимаемости, определенной экспериментально в лаборатории.

Табличные ванные и Керновая диаграмма интерпретация Общая воЗонасы-к, мдарси ценность, % парового объема - Ш0ШШШЙШ 0 80 $0 W W 0 "1 Глувит M { х-мдарсь т, % Ucn пая Ш± hef'tr zrov-нась IHOCT ffiiw, Права ' ' ктив- m-носгь W 30 Нефгленас'ыщенность.

% % норового объема 20 10 0 20 ЬО 60 80 .

В заключение следует отметить, что сжимаемость норового объема сцементированных песчаников колеблется в пределах 7 - 10~5-14 • 10~5.

Остаточная нефтенасыщенность, равная 6,2% от порового объема, указывает на переходный интервал, в котором возрастает насыщенность жидкими углеводородами, и в этом интервале можно ожидать добычи как свободного газа, так и жидкой фазы.

Общий объем пласта.

Объем пласта, содержащего углеводороды, можно определить по карте общих или эффективных мощностей.

Объем пласта по общей мощности можно определить посредством планиметрирования контурных карт или карт изопахит.

Эффективный объем пласта определяется путем планиметрирования карты эффективных мощностей.

Идеализированный чертеж объема для вычисления полного объема породы.

кривыми, дает общий объем (га X м) породы, содержащей углеводороды.

Общий объем пласта определяют по площади между двумя кривыми графическим интегрированием или путем планиметрирования.

Распределение по глубине насыщенного объема можно выразить через объем пласта выше некоторой заданной глубины или объем пласта ниже заданной глубины в зависимости от того, газовая ли шапка или напор воды является преобладающим источником энергии.

34 распределение общего объема показано на рис.

35 и выражено через объем, отсчитываемый от подошвы.

Определение общего объема пласта или эффективного объема по картам общей мощности.

Можно воспользоваться тремя методами для расчета объема породы по данным планиметрирования карты изопахит.

Формула трапеции: объем = (А0 + 2А1 ) + hnAu, (VII.

Общий объем по карте общей мощности можно определить путем последовательных вычислений объемов, заключенных между двумя соседними контурами и представляющих собой усеченные конусы.

Для этого используют формулу объема пирамиды: h + V А0Ап), (VII.

13) ($25 МО ^1555 1 ,§"#•# 1585 №00 / / ^ ' ^ •г ^ где F0_n — объем между нулевым и n-м контуром; h — разность мощностей между двумя контурами; А0 — площадь, заключенная внутри нулевого контура; Ап — площадь, заключенная внутри тг-го контура.

Общий объем пласта можно получить также из графика, подобного приведенному на рис.

Объем пласта выражается площадью под этой кривой.

Объем пласта зависит от его мощности и площади.

Поэтому ошибки в определении мощности пласта отражаются на расчете объема породы.

Ошибка в 10% при оценке эффективной мощности пласта по диаграммам приводит к погрешности в 10% в определении объема пласта.

36) получен объем 122,49 га X м.

Применяя формулу трапеций, находим объем 119,96 га X м, а.

формулу пирамиды — объем 123,34 га X м.

Таким образом, объем по формуле трапеций получен на 2% меньше, а объем по формуле пирамиды на 0,7% больше, чем объем по графику.

Типичный график объемов для определения общего объема по картам изопахит.

Объем пласта, занятый углеводородами

Должны быть определены действительный объем пласта, занятый углеводородами, и тип углеводородов, насыщающих породу.

Объем, занятый углеводородами, определяется по формуле (VII.

14) где FH — объем пласта, насыщенного углеводородами; Fn — общий объем пласта, содержащего углеводороды; т — средняя пористость породы, насыщенной углеводородами; QB — средняя водонасыщен-ность породы, содержащей углеводороды;

15) где Vj — объем породы пористостью rrij и водонасыщенностью QB;-; п — число участков различной пористости и водонасыщенности, по которому определяется объем углеводородов.

15) можно записать для общего объема пласта и для эффективного объема.

Способ выражения объема зависит от данных, использованных при вычислении пористости и водонасыщенности.

Предварительно необходимо определить пористость и водонасыщенность, соответствующие некоторому определенному объему породы.

Для некоторых пластов эффективный объем продуктивного песчаника можно» вычислить по кривой распределения пористости.

Распределение поро-вого объема для пласта А.

Полный поровый объем по разбитым на группы данным месторождения А вычислен в примере VII.

Для пласта А керны из 98,171% объема пласта имеют пористость 10% или выше.

Таким образом, по предельному значению пористости в 10% можно вычислить продуктивный объем пласта и выявить по меньшей мере 98% промышленных запасов углеводородов,

Вычисление распределения пористости по классифицированным данным для определения эффективного объема продуктивного песчаника.

Следовательно, чтобы определить среднюю проницаемость по месторождению, надо найти среднюю проницаемость по каждому району и затем средневзвешенную величину по относительному объему песчаника.

Значения проницаемости, как и пористости, могут быть использованы для определения эффективного объема пласта.

Предельное («отсекаемое») значение проницаемости выбирается по кривой продуктивной способности, так что эффективный объем песчаника определяется по данным для образцов, которые имеют проницаемость, равную или превышающую это предельное значение.

20 40 ВО ВО IOU Водонасыщенность, % щенности QB j no объемным участкам в зависимости от высоты этих объемов над поверхностью водо-нефтяного контакта.

Частные объемы можно взять по желанию малыми.

Анализируют керновые данные для каждого частного объема и определяют осредненную проницаемость и среднюю высоту.

Для возможного дальнейшего уточнения этого метода рассматривают каждый керн как представительный (характерный) для некоторого конечного объема пласта.

Средневзвешенное значение этого объема можно получить по частоте отбора кернов на данной площади.

24) i = i где L — общее число кернов; Wj — весовой множитель /-го керна, определяемый как отношение объема породы, представленной керном, к общему объему породы пласта, насыщенной углеводородами; QBJ — водонасыщенность /-го керна.

Объем пласта, как общий, так и эффективный, также можно рассчитать несколькими методами.

Объем углеводородов желательно вычислить по тем же данным, по которым определен объем пласта.

Объем углеводородов определяется по формуле: объем при условиях на поверхности = BVam (l — QBi) или

) при начальном давлении; Fn — объем пласта, содержащего углеводороды; т — среднестатистическая пористость объема песчаника, содержащего углеводороды: QBi — средняя водонасыщенность, определенная по средней геометрической проницаемости всех кернов; Fnj — эффективный объем песчаника, содержащего углеводороды, в некотором ;-м участке; (1 — QB ,)y — доля перового пространства, не занятая водой, в участке объема /, где QBi определена по кривой распределения с высотой, построенной по среднегеометрической проницаемости всех кернов.

Если пользуются «точкой отсечения», как, например, для пласта А, то данные по пористости всех кернов, проницаемость которых выше «отсекаемой» проницаемости, следует статистически осред-нить для определения объема углеводородов.

Если значения пористости известны, то, пользуясь значениями пористости, а также значениями водонасыщенности и объема породы, можно определить объем углеводородов в пласте.

Все методы вычисления объема углеводородов в пласте можно выразить формулой: в 15 17 19 21 23 25 Средняя пористость,%

объем углеводородов в пласте = К (VII.

26) где К — переводный коэффициент, зависящий от единиц измерения Vnj и единиц, в которых выражается объем углеводородов;

VUj — эффективный объем продуктивного песчаника; nij — средняя пористость песчаника; (QBi)j — средняя водонасыщенность песчаника.

Объем углеводородов пласта = объему пласта ' X ^ Fjmj(l — QBJ)J = = 0,431725 • 105 га м • 0,11611 = 50 127 589,75 л3.

Средняя пористость эффективного объема продуктивного песчаника от = 0,1862.

Объем углеводородов пласта = 2 ^п j (1 — 6в г) т = 3997,279 га м = = 39 972 790 -и3.

1 Эффективный объем продуктивного песчаника приводится по данным о суммарном объеме из рис.

Частный объем Vaj можно определить как функцию высоты.

Обычно для всех частных объемов используется одно единое значение пористости.

Объем углеводородов для пласта А рассчитан- таким способом, в примере VII.

2 Эффективный объем продуктивного пласта приведен по данным об общем объеме пласта по рис.

Объем углеводородов пласта, рассчитанный любым методом, можно привести к объему в поверхностных условиях при помощи соответствующих объемных коэффициентов: Бг, Bs или Во.

Если любой из этих факторов определен с ошибкой 10 %, то ошибка в значении объема углеводородов также будет составлять около 10 %.

В простейшей форме уравнение материального баланса можно записать так: начальный объем = оставшемуся объему + извлеченный объем.

Уравнение выводится для некоторого объема пор и его содержимого в общем виде.

Ва — объемный пластовый коэффициент нефти, выражающий - отношение объема углеводородов в пластовых условиях к объему этого же количества углеводородов в условиях на поверхности (товарной продукции);

Вг — объемный пластовый коэффициент газа — отношение объема в пластовых условиях к объему этого же количества при стандартных условиях (используется для обозначения объема газа, растворенного в нефти, если рассматривается газ и газонефтяная смесь);

Вв — объемный пластовый коэффициент воды — объем в пластовых условиях на единицу объема в стандартных условиях;

Вг_ ш — объемный пластовый коэффициент газа в газовой шапке — объем в пластовых условиях на единицу объема при стандартных условиях;

аак — объемный пластовый коэффициент нагнетаемого газа — объем в пластовых условиях на единицу объема в стандартных условиях;

БООЩ = Вн + (Гнач — Г) Вт — общий объемный пластовый коэффициент нефти (для всего нефтяного пласта), выражающий объем в пластовых условиях на единицу объема в стандартных условиях;

нач — Гв) Bf — общий объемный пластовый коэффициент воды (для всего водоносного пласта), выражающий объем в пластовых условиях на единицу объема в стандартных условиях; сп — коэффициент сжимаемости породы — изменение порового объема на единицу давления, м3/м3-атп; G — начальный объем газа в газовой шапке при стандартных условиях в м3;

G3aa — суммарный, объем нагнетаемого газа при стандартных условиях в м3; (?

до0 = Сдоб, р + Сдоб, ш — суммарный объем добытого газа при стандартных условиях в м3;

Сдоб, р — суммарный объем добытого газа, выделившегося из жидкости при стандартных условиях, в м3;

ш — суммарный объем добытого газа из газовой шапки в леэ; f-\ D т' =.

,рг' Ha

нач вой шапке к начальному объему нефти в пласте; N — начальные запасы нефти, приведенные к нормальным условиям;

Л^доо — суммарный объем добытой нефти, приведенный к нормальным условиям (товарной); р — давление в пласте в am; рвач — начальное пластовое давление в am;

— нефтенасыщенность в долях норового объема; sr — газонасыщенность в долях норового объема; SB — водонасыщенность в долях норового объема; SB.

нач — начальная водонасыщенность в долях норового объема; SB.

нач — начальная водонасыщенность в нефтяной зоне в долях норового объема;

SB', нач — начальная водонасыщенность в газовой шапке в долях норового объема;

W — начальный объем воды в пласте в м3; WBTP — суммарный объем вторгшейся воды при стандартных условиях в м3;

WBSK — суммарный объем закачанной в пласт воды при стандартных условиях в м3;

WKoa — суммарный объем добытой воды при стандартных условиях в м3.

Начальное пластовое давление обозначим через риач, а общий поровый объем, насыщенный углеводородами, — через?

Объемы, занимаемые отдельными компонентами, насыщающими пласт, выражаются как поровый объем газовой зоны (м3) = объему свободного газа (м3) + объем воды (м3):

ш м3 газа и ^доО м3 В°ДЫпоровый объем нефтяной зоны (м3) = объему нефти (м3) + объем свободного газа (м3) -f- объем воды (м3):

Следовательно, начальный поровый объем, содержащий углеводороды, равен поровому объему газовой зоны -f- поровый объем нефтяной зоны: (л?

Интересующий нас объем перового пространства изменится и будет равен (7Пл"г)', а объемы различных компонентов- по зонам распределятся следующим образом.

Поровый объем, первоначально занятый газовой шапкой (газовая зона): оставшийся начальный объем , объем закачанного , свободного газа ' газа = (С — Сдоб, ш) Bf_ ш -f- G3an-Dr.

Поровый объем, первоначально занятый нефтью (нефтяная зона): оставшийся _|_ объем оставшегося свободного газа , объем нефти ' и газа, выделившегося из раствора ' ,

начальный объем.

В выражении перового объема, соответствующего первоначальной нефтяной зоне, принимается, что добыча воды обусловлена вторжением воды в залежь из смежной водяной зоны.

Сумма объемов компонентов, заполняющих норовое пространство пласта при давлении р, ввиду их изменения при снижении давления от раач до р, должна равняться начальному норовому объему при давлении р.

Поровыи объем __ норовому объему, занятому компонентами, , при давлении р ~~ содержащимися в начальной газовой зоне "•" fj R ~Г.

нач , поровыи объем, занятый компонентами, содержащимися.

3), получаем изменение начального порового объема.

7) то изменение порового объема можно выразить через первоначальный объем порового пространства или через объемы нефти и газа, содержавшихся в пласте в начальный момент.

10) можно решить относительно начального запаса нефти N или объема вторгшейся в залежь краевой воды WBTP-Это уравнение можно также записать, используя обозначения для , выражения комбинаций отдельных переменных:

Рассмотрим следующее соотношение, выраженное при пластовых условиях: изменение общего объема всех компонентов, насыщающих пласт -J--f- объем агентов, поступающих в пласт извне = объему парового пространства.

И) и соотношение между объемом газа в газовой зоне и объемом нефти в нефтяной зоне т', следующим образом: изменение объема содержащейся в начальный.

3--Ка + ™ + залежь газа воды + WnpB, + GB3KB3aK + W3aKB* + -f- изменение норового объема пласта = добыча нефти чг- ш в.

Обычно для оценки начального объема углеводородов в пласте методом материального баланса следует собрать необходимые данные и определить вероятный тип режима пласта.

вач) (объем зоны, занятый газовой шапкой, не изменяется), отсутствует вторжение в залежь краевой воды (WBTP = 0) и не поддерживается давление путем нагнетания воды (WUUK = 0).

Далее будем полагать, что изменение норового объема и объема воды при снижении давления настолько мало по сравнению с расширением нефти и растворенного газа, что им можно пренебречь.

13) для этого случая упрощается, если принять, что вторжение воды в залежь PFBTp и закачка воды WSUK равны нулю, изменение объема погребенной воды и норового объема за счет упругого расширения породы ничтожно малы, а свойства газа в газовой шапке и растворенного" в нефти одинаковы.

При снижении давления в залежи расширение углеводородов в газовой и нефтяной зонах и расширение воды в водной зоне весьма велико по сравнению с расширением погребенной воды и уменьшением норового объема, так что в общем уравнении материального баланса члены, учитывающие изменение объема породы и погребенной воды за счет изменения давления, можно считать равными нулю.

н в добываемой продукции равен начальному газовому фактору или количеству газа, растворенному в единице объема нефти Гн.

Объемные пластовые коэффициенты выражаются через объем при давлении насыщения уравнениями

Инженеру-нефтянику приходится также определять объем углеводородов в пласте, когда он насыщен только свободным газом.

Общее уравнение материального баланса можно свести к форме, которая позволяет рассчитать начальный объем газа в пласте.

Так как речь идет о чисто газовых месторождениях, то запасы нефти N и добыча газа, выделяющегося из нефти, равны нулю, а добыча газа из газовой шапки Сдоб, ш соответствует общей добыче газа Сдое- При небольших изменениях давления изменение объема газа по сравнению с изменениями объемов породы и погребенной воды настолько велико, что изменениями объемов воды и породы можно пренебречь.

2, являются температурами в средней точке объема пласта.

Вязкость нефтей и жидких нефтепродуктов часто выражается в единицах времени (в секундах), что показывает продолжительность истечения известного объема жидкости через отверстие определенных стандартных размеров.

В пологих пластах для определения объемных коэффициентов жидкостей и газов, которые далее вводятся в расчеты по уравнениям материального баланса, используются величины давлений, приведенные к средней точке объема пласта.

Более точным способом является введение поправки на давление в нефтяной зоне приведением давления к средней точке объема нефтяной зоны и поправки на давление в газовой шапке — приведением давления к средней точке газовой шапки.

Существует еще два способа осреднения данных по давлению: 1) расчет давления, взвешенного по площади, и 2) расчет давления, взвешенного по объему.

При объемном взвешивании среднее пластовое давление определяют путем суммирования произведений давлений на объемы и деления суммы на полный объем.

36) 'ПЛ где рср — объемное взвешенное давление; р^ — давление, среднее для объема F4; Fnn — полный объем пласта.

Давление, взвешенное по объему, можно вычислять по объему песчаника, норовому объему или объему, насыщенному углеводородами, в зависимости от точности имеющихся данных.

Можно при-' менять способ наложения карты изобар на карту изопахит и определять объем песчаника между двумя соседними изобарами.

Объем пласта, соответствующий квадрату, равен

Полный объем пласта равен сумме объемов продуктивного пласта в пределах всех квадратов: (эту схему можно применять для вычисления объемов вместо планиметрирования).

36), вычисляют средневзвешенное по объему давление.

Масштабный множитель FK опущен, так как данные использованы лишь для определения взвешенного по объему давления, а при этом FK сокращается при делении.

Хотя рассмотренный способ относится к условиям изменения давлений и объемов по простиранию, его можно применить и для определения средневзвешенных по объему давлений и для условий изменения давлений и объемов в вертикальном направлении.

Определение взвешенных по площади и по объему давлений методом разбивки залежи на квадраты.

При этом механизме вытеснения предполагают, что вторжение воды в пласт отсутствует и, следовательно, в процессе эксплуатации пласта объем, занятый углеводородами, остается неизменным.

Коэффициент расширения воды колеблется в пределах 2 • 10~5 -f-6 • 10~5 Цат; коэффициент расширения породы, или уменьшение норового объема, может иметь величину 7 • 10~6 -f- 6 • 10~5.

Объем расширяющейся воды обычно составляет от одной четверти до одного объема углеводородов, в то время как объем норового пространства, способного к сжатию, колеблется от 1V4 до 2 объемов углеводородов, насыщающих пласт.

Если на поверхности из газа отбирается некоторое количество жидкого конденсата, его объем следует перевести в эквивалентные объемы газа и прибавить к замеренной добыче газа.

Общее расширение на единицу объема А (рвач — - р) х ю~ ь

Общий объем пласта, освободившийся за счет добычи нефти Nno6(Ep + D), м3

Относительный объем газо-нефтяной смеси.

Построение сглаженной кривой по данным объема нефти при ее дифференциальном дегазировании.

Поправка к объему газа, растворенного в нефти.

Поправка к относительному объему нефти, полученному при дифференциальном дегазировании.

Определение пластовых объемов, занимаемых газокоиденсатными системами.

Плотность, удельный объем и удельный вес воды.

Объем пласта, занятый углеводородами.

Другие углеводороды с молекулярным весом от 44 (пропан) и выше до нонана включительно вместе с примесями составляют остальной объем природного газа.

Внутреннюю поверхность капиллярных трубок на единицу норового объема можно выразить следующим образом: внутренняя поверхность капилляров п 2nrL; объем пор п nr2L; следовательно, удельная поверхность nZnrL г --- --- И r где ^п — внутренняя (удельная) поверхность капилляров на единицу объема пор.

_ Вводя понятие среднего гидравлического радиуса г, где -- _ _ объем капилляра _ __ площадь смачиваемой поверхности для круглого капилляра имеем - nr*L d

Для пористой среды гидравлический радиус г равен отношению норового пространства на единицу объема породы, т.

гщ к поверхности поровых каналов на единицу объема породы S±:

Поверхность на единицу объема породы S± выражается через поверхность на единицу объема перового пространства Sn следующим образом:

43) использовать для определения проницаемости, необходимо знать пористость, поверхность на единицу объема пор Sn и постоянную Козени Kz.

Изменение молекулярного состава углеводородов при воздействии высокой температуры приводит к уменьшению объема жидкости.

Калибровочные кривые при исследовании образцов в реторте можно построить при условии, когда объёмы и свойства жидкостей, насыщающих образцы, хорошо известны.

- г (11 • 44) объем пор в см3 v ' с нефть в см3 /тт ,,^ он = — — - - ;г (11.

45) объем пор в см3 ^ '

Водонасыщенность образца определяется непосредственным замером воды в ловушке и по объему пор: с вода в см3

OB = объем пор в см3

Нефтенасыщенность (в долях объема пор) определяют следующим образом: (^ __(вес насыщенного керна в г —вес сухого керна в г —вес воды в г) ,-,-г.

,_, н (объем пор в см3) • (плотность нефти в г/еж3) Ч • /

Керн, извлеченный из скважины, помещают в видоизмененный ртутный порози-метр, в котором замеряют общий объем образца и объем пор, насыщенных газом.

Объем воды определяют одним из ме-хщдев экстракции.

При использовании любой методики определения содержания жидкости в образце необходимо знать объем пор образца, чтобы выражать насыщен

При анализе керна ретортным методом для определения объема пор, пористости и насыщенности можно пользоваться наряду с данными о количестве нефти и воды, содержащихся в керне, также данными об общем объеме образца и пористости, определенными ртутным порозиметром.

7* пластовой воды и концентрацию индикатора в буровой жидкости, можно рассчитать объем фильтрата и пластовой воды, содержащейся в керне.

О 10 20 30 W 50 60 70 80 90 100 Общее содержание воды, % от объема пор

Если в порах содержится некоторое количество углеводородов, то водонасыщенность SB можно выразить в единицах объема пор.

43) где k — проницаемость; т — пористость в долях единицы; ko — коэффициент формы; т — извилистость; Sa — удельная поверхность на единицу объема пор.

Если к поверхности раздела фаз в таком капилляре приложено давление, то эта поверхность будет стремиться занять новое равновесное положение, в результате чего объем жидкости в.

Объем ртути, вошедшей в керн при каждом значении давления, определяет

8 — фильтр из тонкозернистого стекла; 9 — пластовая вода; Ю — шкала для замера объема; 11 — слой масла, предохраняющий воду от испарения.

О 20 W 60 80 НЮНгО НдЮО 80 60 40 20 О Объем парового простран- ~.

О W W 60 80 ЮО\\гО~ НдЮО 80 ВО Ы) 20 О Объем пороВого простран

О 20 W SO 80 100 НгО Щ100 80 60 W 20 О Объем парового простран-ст8а,эанятог/ жиакоспю,°/о ^

О 20 40 60 80 ЮбП20 HgfOO 80 60 ЦО 20 О Объем парового простран-ст8а,занятоео жидкостью,^,

О 20 W 60 80 НдЮО 80 60 40 20 О Объем парового простран-ст8а.

О 20 itO 60 80 /ООНгО НдЮО 80 60 W 20 Q Объем поробого пространство.

Имея в виду, что объем капилляра V = я r2L, получим уравнение (III.

24), получим выражение для проницаемости как функции норового объема и капиллярного-давления:

Объем каждого капилляра Vt можно выразить в виде доли которую он занимает в общем объеме пустот системы У0ощ: обш

Так как произведение FL есть полный объем системы, то, введя значение пористости т в долях единицы, получим т =

0 = 0 где k — проницаемость в мдарси; о — поверхностное натяжение в дин/см', 9 — угол смачивания; т — пористость в долях единицы; Q — доля общего объема пустот системы, занятая жидкостью, содержащейся в керне или вытесняемой из него, в долях единицы; рс —капиллярное давление в am.

Функция распределения определяется как D (г4), поэтому dV = D (г,) dr, где dV — общий объем всех пор, имеющих радиусы от Ъ до r{ — dr.

100 80 SO W 20 0 Объем, занятый, ртутью, °/0 от общего объема

0 — угол смачивания; QPT — насыщенность керна ртутью в % от объема пор.

В главе II было показано, что объем пороврго пространства пропорционален квадрату диаметра поровых каналов, а проводимость пористой среды пропорциональна диаметру в четвертой степени.

Общий поровый объем четырех капилляров равен ^~ (0,0012 -f- о,0052 + 0,012 + 0,052) = -^- 0,002626 см3.

Поведение трещиноватых и кавернозных пород, где проводимость определяется трещинами, а объем системы — норовым объемом блоков, ближе соответствует данным, полученным в примере III.

Такой характер соотношения проводимости и объема пористой среды может дать кривую относительной проницаемости, очень сильно отличающуюся от кривых, приведенных на рис.

Насыщенность керна различными фазами определяется одним из трех методов: 1) измерением удельного электросопротивления керна; для этого испытуемый керн оборудуют электродами; 2) весовым методом, для чего керн извлекают из прибора, и 3) по балансу объемов нагнетаемых и извлекаемых фаз за все время опыта.

Если керн и обе фазы рассматривать как одно целое, то этот процесс при измерении в объем

Выбирается сравнительно однородный керн и определяются его физические свойства: проницаемость, геометрический объем и пористость.

Общий объем закачанного в керн газа, приведенный к среднему давлению, выражается в объемах перового пространства керна и может быть рассчитан по формуле , <ш-32) где (Gi)on — объем закачанного газа, выраженный в объемах поро-вого пространства керна; LFm — объем норового пространства керна; GI — объем закачанного газа при давлении рг

cp может быть подсчитана простым делением объема добытой нефти на общий объем перового пространства керна.

Cp и соответствующий объем закачанного газа, выраженный в объемах норового пространства керна, и таким образом получить Qr.

нМ-н / Вк Н-н V C/ V ' где fir и IIH — вязкости газа и нефти соответственно при пластовых давлении и температуре- Вг — объемный пластовый коэффициент газа, равный отношению объема газа в пластовых условиях к объему газа при стандартных условиях; Вн — объемный пластовый коэффициент нефти, равный отношению объема нефти в пластовых условиях к объему нефти, приведенной к стандартным условиям; Г — газовый фактор; Г0 — количество газа, растворенного в нефти.

Приведены методы получения средних данных о пласте и содержащихся в нем жидкостях: статистические методы определения пористости, проницаемости, насыщенности жидкостями, объема пласта и на их основе объема углеводородов в пласте.

Насыщенность жидкостью, % от 'объема пор тносительная проницаемость,'/.

Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости.

2, на котором независимыми параметрами являются давление и удельный объем.

В точке А на кривой точек начала кипения этан имеет свойства жидкости с удельным объемом 3,23 см3/г.

Тем не менее порядок величины удельного объема этана в этой точке (8,63 см3/г) показывает, что он находится в парообразном состоянии.

Внутри двухфазной области в точке А а этан имеет удельный объем 5 сма/г.

Удельный объем системы в точке Аъ определяется относительным содержанием жидкой и паровой фаз.

При любых условиях внутри двухфазной области количество вещества, находящегося в парообразном и жидком состоянии, может быть определено по удельному объему смеси газа и жидкости.

В приведенных* уравнениях: FCM — удельный объем смеси; VtK — удельный объем равновесной жидкости; Fr — удельный объем равновесного пара; WCM, W№ и Wr — веса смеси, жидкости и газа.

полностью определено значениями давления и удельного объема.

«Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.

Переводчики не внесли в книгу дополнений, так как это потребовало бы существенного увеличения ее объема.

Оолитовые известняки, пористость которых обусловлена оолитовой структурой; без цемента или с частичным заполнением норового объема цементирующим материалом.

Газообразное состояние определяется, как такое состояние, при котором вещество не имеет независимой формы или объема, а расширяется и полностью занимает объем сосуда, в котором оно содержится.

Закон Бойля устанавливает, что при постоянной температуре давление газа обратно пропорционально его объему.

V пропорционально —, или pV = С' при Т = const, где V — объем; р — давление; Т — температура.

Второй закон Чарльса и Гей-Люссака гласит, что при постоянном давлении объем идеального газа прямо пропорционален температуре; при постоянном объеме давление прямо пропорционально температуре.

V 1 -I 2 здесь v1 — удельный объем при рг и Тг\ v2 — удельный объем при р2 и Tzj vn — удельный объем при давлении р2 и температуре Tt.

3) где V — объем газа, имеющего вес W.

Более удобная форма этих уравнений может быть получена при использовании закона Авогадро, устанавливающего, что все идеальные газы при заданных давлении и температуре имеют в заданном объеме одинаковое число молекул.

Таким образом, один моль любого газа при данных давлении и температуре, будет занимать один и тот же объем.

Числовое значение R было получено измерением удельного объема воздуха, кислорода, азота, гелия и водорода при атмосферном давлении и 0° С.

В английской системе единиц, когда давление выражено в фунтах на квадратный фут, объем — в кубических футах, п — в фунт-молях и Т — в градусах Ренкина, а если давление выражено в фунтах на квадратный дюйм, то 1544 4А то фут3-фунт

Давление Объем Температура, градусы п R

Плотность и удельный объем газа могут быть определены из уравнения состояния: плотность удельный объем

Таким образом, плотность и удельный объем газов являются функцией давления, температуры и молекулярного веса.

Пористость образовалась вследствие изменения объема после «сушки».

Для каждого газа при определении плотности и удельного объема должны быть известны значения давления и температуры газа, при которых производится это определение.

1) объем, занимаемый самими молекулами, незначителен по сравнению с объемом, занимаемым всей массой газа;

Так как L3 = объем, то

Закон Чарльса также может быть получен из уравнения состояния, если произвольно положить давление или объем постоянными.

Можно показать, что р' пропорционально отношению reVF2, где п — число молей газа в объеме V.

В кинетической теории было также принято, что объем самих молекул пренебрежимо мал по сравнению с общим объемом газа.

Действительно, «свободное пространство», в котором происходит сжатие, меньше, чем общий объем вещества, на величину пространства, занятого молекулами.

Если объем самих молекул индивидуального газа в одном моле газа выразить через Ь, то свободное пространство, в котором происходит сжатие, составит

где р — давление; Т — температура в °К; V — объем в л/молъ; А0, В 0, а, Ь, с — постоянные величины, определяемые для каждого газа опытным путем.

Здесь р0 и V0 — соответственно давление и объем, которые могут-быть рассчитаны по закону идеального газа.

Для газов, в соответствии с законом Аво-гадро, молярные проценты идентичны объемным процентам, так как один моль любого газа при одинаковых условиях давления и температуры занимает один и тот же объем (при условии, что давление и температура близки к атмосферным).

11) может быть применено для смесей газов с учетом закона парциального объема Амагата.

Этот закон устанавливает, что общий объем газовой смеси равен сумме объемов индивидуальных компонентов, входящих в смесь, при тех же давлении и температуре, т.

+ 7u= 2 7,; где j/i — молярная доля компонента г в газовой фазе; V — объем системы; F, — парциальный объем компонента i.

Применение этого закона для расчета объема газовой смеси дано в примере IV.

Определение объема газовой смеси по парциальным объемам компонентов.

Какой объем занимают 1000 м3 газовой смеси приведенного ниже состава при стандартных условиях: Рав0 = 72,2 am и температура 40° С.

Объем смеси при 72,2 am и 40° С, рассчитанный в предположении, что смесь является идеальным газом, составит 15,9 м3.

Действительный объем, занимаемый смесью газов при 72,2 am и 40° С, равен 11,463 м3; >

Метод определения объема смеси газов по парциальным объемам компонентов, когда известны результаты анализа газовой смеси, весьма трудоемок.

Критический объем, см3/е-моль.

Удельный объем газа, см3/а.

Удельный объем жидкости, см3/г.

Объем г-моля жидкости, см3/е-моль.

Математически эти два положения соответствуют нулевым значениям первой и второй производных давления по объему, т.

при бесконечно малом изменении объема изменение <др _

Некоторые месторождения бывают замкнутыми вследствие геологических условий их формирования, так что сопутствующий им объем воды очень невелик.

Удельный объем

Для того чтобы оценить значения a, b и R в критической точке вещества, необходимо только найти первую и вторую производные по объему из уравнения (IV.

Используя полученные значения а, Ъ и Д, выраженные через критические давление, объем и температуру газа, можно переписать уравнение Ван дер Ваальса в следующей форме: (IV.

Определяя приведенные параметры вещества как приведенное давление приведенный объем

В это уравнение входят только приведенные значения давления, объема и температуры.

Из сказанного выше следует, что если для любых индивидуальных газов приведенные давления и температуры равны, то и приведенные объемы должны быть равны.

Псевдокритические свойства получаются, если применить закон парциальных объемов Амагата для смесей к критическим свойствам индивидуальных компонентов смеси.

При расчете газовых смесей удобной константой является объем, занимаемый одним молем газа при стандартных условиях.

Под стандартными условиями понимают определенные значения давления и температуры, при которых вычисляется объем газа.

Объем одного моля газа для различных стандартных условий можно рассчитать

5 приведены значения объемов одного моля газа для некоторых стандартных условий.

Объем одного моля газа при различных стандартных условиях

Темпера- Давление Объем тура •С °р am psia 1 кг-моля, м3 1 фунт-моля, куб.

В инженерной практике часто необходимо подсчитать плотность или объем газа при повышенных значениях давления и температуры.

В методе 2 для расчета констант используются аддитивные объемы и коэффициенты сжимаемости индивидуальных компонентов.

Метод 3 использует для расчета констант газовой смеси аддитивные объемы и плотности индивидуальных компонентов и является лишь видоизменением йетода 2, так как кривые для плотности строятся по тем же данным, что и кривые для коэффициентов сжимаемости.

Приводится расчет удельного объема, плотности, коэффициента сжимаемости и объема смеси газов при давлении />абс = 70 am и температуре 40° С.

При давлении ра$с = 1,02 am и температуре 15,5° С газ занимает объем 28,3 м3.

Удельный объем газа = RT = 82,057 -313,2 "~~Мр ~ 21,65-70 ' в.

Объем газа V при />абс = 70 am и 40° С будет _nncQ з ~ ' Ь */СМ '

Рассчитываем константы газа, считая газ реальным, по аддитивным объемам и коэффициентам сжимаемости индивидуальных компонентов, определяемым из рис.

Удельный объем zRT 0,721-82,057-313,2

Объем газа V при ^абс = 70 am и 15,5° С равен у _ 1,02.

Рассчитываем константы газа, считая газ реальным, по аддитивным объемам и плотностям, определяемым из рис.

Удельный объем

Объем газа V при?

V=WV, где W—вес газа; __о< як 28,3 __ _ _ ~ ' 23,686 ~Л'9 здесь FM — молярный объем.

Удельный объем в.

Объем газа V при раъс = 70 am и 40° С равен _ 1,02-313,2-0,798.

Объем норового пространства пласта, занятый единицей объема газа при стандартных условиях, определяется как объемный пластовый фактор газа Вг.

20) где z — коэффициент сжимаемости; R — универсальная газовая постоянная; Т — пластовая температура в °К; FM — молярный объем, который определяется для некоторых стандартных условий; р — пластовое давление в am.

2 _ пг~ 220,63 -где 23686 — объем 1 г-моля в см3.

Поправочный коэффициент к аддитивным объемам С изменяется от 1,00 до 1,04 в пр'еделах изменения температуры от 21,1 до 137,8° С и давления от атмосферного до равс = 350 am.

Значения поправочного коэффициента С к аддитивным объемам для смесей газов, содержащих азот

Максимальные значения поправочных коэффициентов к аддитивным объемам [13] 18,280% молярных 7,907% молярных азота азота

32 показано влияние состава газа на поправочный коэффициент к аддитивным объемам.

Поправочный коэффициент к аддитивным объемам (из рис.

Для введения поправки в объемные расчеты смеси, содержащей примеси, они предложили использовать методику расчета, основанную на парциальных остаточных объемах.

Метод парциальных остаточных объемов не приводится в данной книге, но диаграмма для коэффициента сжимаемости углекислого

Эта диаграмма при помощи метода аддитивных объемов может быть использована для расчета коэффициента сжимаемости газов, содержащих углекислый газ.

Коэффициент сжимаемости по методу аддитивных объемов определяется как — 2/со2) (IV.

По методу аддитивных объемов (в этом примере состав углеводородной части газа взят из примера IV.

8, сравниваются с экспериментальными данными и результатами расчета по методу остаточных объемов.

О)" Я ч ш м остаточного объема!

ственных аддитивных объемов

При низких концентрациях ЕЫЗ в смеси так же, как в случае азота и углекислого газа, можно пользоваться методом аддитивных объемов.

Закон Дальтона о парциальных давлениях устанавливает, что общее давление заключенной в определенном объеме смеси газов равно сумме парциальных давлений индивидуальных компонентов, взятых каждый отдельно в том же объеме.

В жидком состоянии вещество не имеет независимой формы, но имеет определенный объем для данной массы вещества при данных условиях.

Таким образом, жидкость принимает форму сосуда, в котором она содержится, но для сохранения ее объема не требуется такого сосуда.

Жидкость принимает форму сосуда, но занимает только его часть, равную определенному объему жидкости, соответствующему массе вещества и данным условиям давления и температуры.

Пар (вставка III) занимает весь объем сосуда и принимает его форму.

В нефтепромысловой практике в первую очередь приходится сталкиваться с вопросами, связанными с изменением объема жидкостей в зависимости от давления и температуры.

Объем реальных жидкостей в зависимости от давления и температуры изменяется по-разному, но эти изменения настолько малы по сравнению с изменением объема газов, что они выражаются лишь в долях некоторого стандартного объема.

Для сравнения относительных изменений объемов жидкостей и газов можно воспользоваться диаграммой, приведенной на рис.

Влияние давления на удельный объем пропана показано на рис.

Это означает, что увеличение давления приводит к уменьшению объема.

а — влияние давления на объем жидкого пропана (по Сейжду и Лейси [11]); 6—изотермическая сжимаемость жидкого пропана при 71,1° С; в — изменение изотермической сжимаемости жидкого пропана при 71,1° С.

Следовательно, изменение удельного объема жидкости при температуре 21,1° С может быть представлено (при изменении давления от 7 до 175 am) в виде: v = z;n

Очень часто требуется знание не удельного объема, а объема, поэтому

Пористость выражается отношением свободного пространства породы к ее полному объему.

36) где V — объем при температуре Т и давлении/?

; V0 — объем при температуре Т и давлении р0; ст — изотермический коэффициент сжимаемости при температуре Т.

37), представляет значение функции в какой-то точке и может быть подсчитан по наклону кривой изотермического удельного объема для каждого значения давления.

Поэтому с надо определять как отрицательную величину наклона, деленную на удельный объем.

Напряжение жидкости означает превышение давления над некоторым заданным давлением р0, а деформация — это изменение объема на единицу объема при заданных условиях.

Изобарическое изменение удельного объема жидкого пропана приведено на рис.

Это указывает на то, что с увеличением температуры объем жидкости увеличивается.

а — объем жидкого пропана (по Сейджу и Лейси [11]); б — изобарическое расширение жидкого пропана; в — изменение изобарического расширения жидкого пропана.

Поэтому соотношение между объемом жидкости при одной температуре и ее объемом при другой температуре может быть записано в виде:

41) где V — объем при давлении р и температуре Т\ Vo — объем при давлении р и температуре Т0; рр — коэффициент изобарического расширения при давлении р.

Это уравнение часто применяется для определения зависимости объемов жидкостей от удельных объемов или плотностей.

) Основываясь на этих данных и предполагая, что про-паны и более тяжелые компоненты подчиняются правилу аддитивных объемов, они разработали методику подсчета плотности смесей углеводородов.

12 находящихся при атмосферных условиях в жидком состоянии [25] Критический удельный объем, см3 /г Плотность жидкости, е/см1 Плотность газа, г/см3 1 Коэффициент изобарического расширения, 1/°С Вязкость при 20° С.

Для жидкостей с содержанием небольшого количества метана и этана и находящихся при атмосферных условиях расчет плотности по методу аддитивных объемов дает удовлетворительные результаты.

Объем компонента в смеси равен произведению веса этого компонента в смеси на его удельный объем при заданных давлении и температуре, т.

где Vi — объем компонента i в 1 кг-моле смеси и vt — удельный объем компонента i.

Вводя понятие аддитивных объемов

Значения молекулярного веса и удельного объема при атмосферном давлении и температуре 15,5° С могут быть взяты из табл.

Молекулярный вес и удельный объем фракции гептаны+ обычно определяются в лаборатории и даются как часть фракционного анализа смеси.

Метод Стендинга и Каца предполагает, что фракция гептаны-f-может быть обработана методом аддитивных объемов.

Плотность подсчитывается двумя способами: методом аддитивных объемов и методом Стендинга и Каца.

Метод аддитивных объемов:

Полный объем элемента материала Уосщ в виде кубика со сторонами, равными 2 г (где г — радиус единичного сферического зерна), равен

Однако в литературе приводятся многочисленные данные о влиянии давления на удельный объем индивидуальных углеводородов и углеводородных смесей при 15,5° С.

Так как в элементе имеется 8 восьмых долей сферы, то объем, занимаемый в элементе зернами FMHH, будет

Для определения изменения объема таких нефтей при давлении выше давления насыщения можно использовать коэффициент изотермической сжимаемости.

Наиболее часто знание теплового,: расширения жидкостей требуется для приведения объема и плотности жидкостей, нахо]| дящихся в атмосферных условиях, к стандартной температуре 15,5° С.

Сокращенные таблицы поправок к объемам даны Американским обществом испытания материалов (ASTM) [30] и в «Руководстве для инспекторов-нефтяников» [31].

14 даны средние значения коэффициентов теплового расширения, используемых для составления сокращенных таблиц поправок к объемам нефтей.

51 эта диаграмма основана на большом числе наблюдений удельных объемов углеводородов.

относительное содержание газовой фазы увеличивается вследствие двух эффектов: более летучие компоненты улетучиваются из жидкой фазы, пополняя объем газовой фазы, а газ, выделившийся при более высоких давлениях, расширяется и занимает больший объем.

Часть газового объема Fr освобождается вследствие снижения давления, а другая часть представляет собой расширенный объем газа, выделившегося ранее.

Объем жидкой фазы уменьшается или сжимается.

Общий объем системы увеличивается, так как масса газа занимает больший объем, чем такая же масса жидкости.

Результаты лабораторных испытаний оформляются в виде зависимости «давление — объем».

При условиях сепаратора образуются большие объемы газа, обычно вследствие очень низкой его плотности.

Объем жидкости заметно снижается вследствие уменьшения температуры и перевода части системы f v

Вследствие того, что плотность жидкости намного превышает плотность газа, ее масса занимает значительно меньший объем, чем та же масса газа.

Отношение объема жидкости FH при пластовых температуре и давлении к объему того же количества нефти в нефтехранилище FHOB называется объемным пластовым фактором ВИ.

Отношение общего объема углеводородной системы к ее объему в нефтехранилище называется общим объемным пластовым фактором Воощ

Общая пористость представляет отношение общего объема пор к данному объему породы.

Эффективная пористость выражается отношением объема соединенных между собой поровых каналов к данному объему породы.

Для промысловой практики наибольший интерес представляет эффективная пористость, так как через нее выражается объем пор, который может быть заполнен подвижными углеводородами.

Расчеты работы сепараторов состоят в определении состава продукции, объемного коэффициента нефти и объема газа, выделяющегося из единицы объема нефти, и определении оптимальных условий работы сепаратора в промысловых условиях.

Газовый фактор определяется как объем газа при атмосферных условиях в м2/л3 нефти.

Общий газовый фактор равен сумме объемов газа в нм3 всех ступеней, деленной на объем в м3 товарной нефти.

Число молей газа может быть быстро переведено в м3 путем умножения числа молей на молярный объем VM, значения которого приведены в табл.

Отсюда общий объем газа на моль смеси равен (гег)общ VM.

Объем товарной нефти на моль смеси может быть подсчитан по ее плотности и молекулярному весу: (FTH)M = ттн , (IV.

92) где (FTH)M — объем товарной нефти на моль смеси в м2; гетн — • число молей товарной нефти на моль смеси; Мтн — молекулярный вес товарной нефти; dTH — плотность товарной нефти при 15,5° С и атмосферном давлении в кг/м3.

94) "пл где (FnjI)M — объем, занимаемый одним молем смеси в пластовых условиях, и Мпл — молекулярный вес смеси.

считается такое давление, при котором в промысловой емкости накапливается максимальный объем жидкости от объема добываемой пластовой смеси.

Так как поровые каналы зернистых материалов очень малы, то при определении пористости даже на малых образцах приходится замерять объем тысяч кривых каналов.

15,5° С и атмосферном давлении1 Объем жидкости, СМ3/МОЛЪ (4) : (5)

215,850 ~~ 251,35 0,285 объем Са Весовые %С2 в С2+ = -216)135217

При измерении пористости в лаборатории определяют два из трех основных параметров (объем породы, объем пор и объем минерала).

Все методы определения объема породы применимы для определения как общей, так и эффективной пористости.

Общий объем породы.

Объем жидкости при станд.

Если образец породы имеет правильную геометрическую форму, его объем можно вычислить по основным размерам, но обычно пользуются методом, основанным на измерении вытесненной образцом жидкости.

Наибольшее применение эта методика имеет при измерении объема образцов с геометрически неправильной формой.

При использовании весового метода для определения объема образца регистрируют потерю веса образцом, погруженным в жидкость, или изменение веса пикнометра, заполненного полностью ртутью и затем ртутью вместе с образцом.

Рассмотрим несколько примеров определения объема образца породы весовым методом.

О 9 Объем парафина -f-- = 1 см3.

10 9 Объем воды, вытесненной образцом, равен.

Объем образца породы равен 9,9 см3.

9 9 Объем воды, вытесненной образцом, -г~ = 9,9 см3.

Объем образца породы равен 9,9 см3.

Газовый фактор выражается как отношение объема газа в нм3, выделившего из нефти в сепараторе за определенный промежуток времени, к объему нефти, добытой из скважин за то же время.

Для исследования зависимостей между давлением, объемом и температурой (PVT) газо-нефтяной системы разработано три способа получения проб пластовой нефти: 1) вынос пробы с забоя скважины; 2) создание рекомбинированных проб; 3) отбор проб из специальной отводной линии у устья скважины.

После остановки в скважине устанавливается стабилизированный отбор небольшого объема пластовой жидкости.

Для этого в пробоотборник нагнетают воду или ртуть и наблюдают за характером изменения давления и объема в исследуемой системе.

Этот недостаток глубинного отбора проб нефти можно учесть математической обработкой данных (которая рассматривается дальше) или добавкой в отобранную пробу нефти дополнительного объема газа.

134,1 Объем вытесненной ртути равен ' = 9,9 с.

Объем газа, взятый из сепаратора, вследствие высокой сжимаемости газа должен быть больше объема нефти.

1о,о4Ь Объем образца породы равен 9,9 см3.

1) объем, занимаемый одним и тем же количеством нефти в сепараторе и в нефтехранилище; эти данные позволят подсчитать в промысловых условиях коэффициент усадки сепараторной нефти; более точные значения коэффициента усадки определяются в лабораторных условиях контактным дегазированием сепараторной нефти до атмосферных условий; а О

5) объем газа, добытого вместе с единицей объема нефти (газовый фактор);

8) объем образца породы отсчитывается по шкале.

Скорость потока в пробоотборной трубе должна поддерживаться такой же, как в основном трубопроводе, и объем смеси, отбираемой через отводную линию, не должен превышать количества нефти и газа, которые движутся через идентичную площадь сечения в основном трубопроводе.

Небольшой объем сепараторной нефти приводят к условиям, поддерживаемым в промысловом сепараторе.

Для определения коэффициента усадки сепараторной нефти замеряют объемы одного и того же количества нефти в сепараторе и в нефтехранилище: , __ объем нефти в нефтехранилище /-у ,,

0 объем нефти в сепараторе ' \ • ) где Ьс — коэффициент усадки нефти в сепараторе.

После определения газового фактора подсчитывают количество газа, которое требуется рекомбинировать с заданным объемом сепараторной нефти:

2) где Гв — газовый фактор (объем газа, отнесенный к объему нефти в нефтехранилище); Ьс — коэффициент усадки нефти в сепараторе; Г с — газовый фактор (объем газа, отнесенный к объему нефти в сепараторе).

Электрический пикнометр для определения общего объема образца породы.

Прибор Расселла для измерения' объема образцов (по Расселлу [9]).

Объем сепараторной нефти Молекулярный вес сепараторной нефти = 816,0 159,37507

Относительный объем газо-нефтяной смеси

Относительный объем пластовой смеси определяется методом равновесного или контактного дегазирования системы, получившего на практике название испытания PV (давление — объем).

В этих исследованиях объем бомбы известен.

Давление в бомбе снижается увеличением ее внутреннего объема.

В зависимости от конструкции объем бомбы увеличивается удалением из нее ртути или перемещением поршня.

По результатам изменения уровня в U-образной трубке по микрометрической шкале определяют объем образца.

Испытание пробы завершается, когда внутренний объем лабораторной бомбы достигает максимальной величины.

Результаты испытания интерпретируются в относительных объемах.

Методика обработки данных в относительных объемах изложена ниже при рассмотрении -вопроса об их использовании для вычисления пластового объемного фактора.

Это испытание эквивалентно определению зависимости объема вдоль изотермы фазовой диаграммы, которая была показана на рис.

Определение пластового объемного фактора нефти и содержания газа в растворе при дифференциальном дегазировании начинается так же, как и исследование относительного суммарного объема.

Vjjgg — объем, занимаемый нефтью при давлении насыщения.

После этого, удаляя из бомбы определенное количество ртути, изменяют давление или внутренний объем бомбы до заданного значения.

9 показан прибор Расселла для измерения объема образца.

При этом из раствора выделяется некоторый объем свободного газа.

Суммарный объем нефти и газа определяется по изменению объема ртути в бомбе в процессе испытания.

Так измеряется объем газа, вытесненный из бомбы, а также объем оставшейся в ней нефти.

Эти объемы измеряются при условиях, поддерживаемых в бомбе.

Объем свободного газа замеряется также при стандартных условиях.

По результатам испытания можно подсчитать объем газа, выделившегося из нефти при пластовой температуре и при изменении давления от давления насыщения до атмосферного.

Коэффициент усадки нефти, обусловленный изменением температуры, определяется вытеснением нефти из бомбы в контейнер, в котором замеряется объем нефти при температуре 15,5°.

Если весь выделившийся газ собирается в один общий контейнер, можно подсчитать коэффициент сжимаемости для всего объема газа.

Объем отобранной смеси тщательно измеряют перед контактным дегазированием в системах с одной, двумя или тремя ступенями сепарации.

При испытании измеряется объем газа, выделившегося из нефти в каждой ступени сепарации, а также объем нефти, оставшейся в емкости последней ступени сепарации.

Разность отсчетов дает объем образца.

Объем газа в бомбе при каждом значении давления измеряют по количеству ртути, закачанной в бомбу.

Коэффициенты сжимаемости газа, выделившегося из нефти после каждого снижения давления при дифференциальном дегазировании, можно вычислить по объемам, занимаемым выделившимся газом в бомбе при начальном и атмосферном давлениях.

В этом приборе можно измерять объемы образцов, покрытых непроницаемой пленкой или насыщенных жидкостью»

При тщательном измерении объема образца всеми перечисленными методами достигается точность, вполне приемлемая для инженерных целей.

Объем минерала.

Методы определения пористости различаются способами определения объема минерала или объема порового пространства.

Пластовый объемный фактор определяется как отношение объема нефти, извлеченной из бомбы, к объему полностью дегазированной нефти.

Некоторые наиболее старые методы определения пористости основаны на определении объема зерен минерала.

Объем зерен минерала можно найти по весу сухого образца, исходя из плотности минерала.

Углеводородные компоненты извлекаются из колонок в соответствии с уменьшением давления упругости паров компонентов смеси при определенных температурах: Этот метод анализа достаточно точен и не требует больших объемов жидкости и газа.

Существует два основных способа выражения пластовых объемов газонефтяных систем.

В первом случае пластовый объем относится к объему, занимаемому газо-нефтяной смесью на дневной поверхности, а во втором случае — к объему этого же количества смеси при некотором характерном пластовом давлении.

Вообще же для выражения пластовых объемов нефти имеется шесть относительных характеристик.

Этот объемный фактор представляет отношение объема нефти при некотором пластовом давлении к объему того же количества нефти после ее дифференциального дегазирования до условий в нефтехранилище.

Пользуясь тем или другим из этих методов, сначала определяют объем образца породы, затем образец или кусочек той же породы измельчают до отдельных зерен и измеряют объем зерен измельченного образца.

3) где Вия — пластовый объемный фактор нефти при дифференциальном дегазировании; Vau — объем нефти при некоторых заданных давлении и температуре; VHm — объем нефти в нефтехранилище после дифференциального дегазирования.

Второе выражение пластового объемного фактора нефти аналогично первому, разница лишь в том, что во втором случае стандартный объем нефти на дневной поверхности определяется не дифференциальным, а контактным дегазированием.

Эта объемная характеристика получила название пластового объемного фактора при контактном дегазировании нефти и определяется как отношение объема нефти при некотором пластовом давлении и температуре к объему того же количества нефти после ее контактного дегазирования до некоторых стандартных условий.

Баи = "йг' (v-4) где Бак — пластовый объемный фактор при контактном дегазировании; FHHK — объем нефти в нефтехранилище после контактного дегазирования.

Изменение объема нефти можно выразить коэффициентом усадки, который представляет отношение объема нефти после дегазирования к объему того же количества нефти при некоторых значениях давления и температуры.

Последнее выражение пластового объема газо-нефтяной смеси относительно ее объема на дневной поверхности определяется процентной усадкой пластовой нефти.

При этом приращение объема нефти относится к объему нефти при стандартном давлении и температуре.

Нередко изменение пластового объема нефти относят к некоторому объему, отличающемуся от объема, занимаемого этим же коли

Такая характеристика объема нефти обычно выражается в виде: относительный объем нефти = —~-, (V.

Г„ где FH — объем, занимаемый нефтью—при давлении насыщения и при пластовой температуре.

В приведенном выше соотношении в зависимости от процесса дегазирования нефти объем может иметь два значения: в одном случае относительный объем подсчитывается по данным дифференциального дегазирования, а во втором — по данным контактного дегазирования.

Иногда объем дегазированной нефти удобно выражать через объем жидкости и его приращение за счет начального содержания газа.

Объем углеводородной смеси относится или к объему нефти, приведенной к стандартным условиям, или к объему нефти при давлении насыщения.

Данная объемная характеристика нефти выражается следующим образом: ' относительный объем =

Унп где Ба — объемный фактор; FHn — объем нефти и его приращение за счет растворенного газа при давлении р; FHHK — объем нефти, приведенный к стандартным условиям; FH — объем нефти при давлении насыщения.

Как и в других случаях, в зависимости от метода дегазирования нефти значение относительных объемов получаются разными.

В большинстве лабораторных анализов относительные объемы определяются контактным способом дегазирования нефти.

Кроме выражения объемов пластовой нефти относительно некоторых стандартных характеристик (объемы нефти при давлении насыщения или в условиях нефтехранилища), необходимо также иметь формы выражения объема газа, растворенного в нефти и выделившегося из него при снижении давления.

9) специальной конструкции, которым определяют и объем образца и объем зерен минерала после измельчения образца.

Объем газа, выделившегося из раствора при давлении насыщения, равен нулю.

Количественное содержание газа в растворе и объем газа, выделившегося из нефти, зависят от процесса дегазирования, т.

По полученной плотности можно определить пористость других образцов того же пласта, замеряя их сухой вес и объем.

Относительный объем нефти и газа, подсчитанный по данным контактного дегазирования пластовой углеводородной смеси, показан в колонке 2 табл.

Укажем, что угол наклона кривой относительного объема при давлении насыщения нефти заметно изменяется.

Объемы, приведенные в графах 4, 5 и 6 табл.

В графе 4 газовый фактор вычислен как отношение стандартного объема газа,выделившегося при дифференциальном дегазировании пластовой нефти, к объему дегазированной нефти.

9 показана функциональная зависимость между объемом газа, выделившегося из нефти при ее дифференциальном дегазировании, и пластовым давлением.

Зависимость относительного объема углеводородной смеси от давления.

I\S Сл 00 )(s 00 С (O hft^ ^4 О >^^ Oti С со to to Относителы объем нефп FHQ t tnl 1ЫЙ i и газа t,4° -J I OO 1 INS CO ОТ *- ~J I СП I CO b».

1 Дифференциальное дегазирова- ев ние при t =104, 4° CO - се я ° газовый фактор, вычи- g "1 ^ ^~ ^^ сленный о" 3 н о R >©< -^« ф CD п и «* -S по объему по объему Унп s И * Е-1 и О |] газа, выде- газа, рас- РННД о ё S ** S *•» лившегося творенного в S ^ G?

m = объем при заданном давлении; V = объем при давлении насыщения и при известной температуре;

ННД — остаточный объем нефти при атмосферном давлении и температуре 15.

Например, добыча газа в промысловых условиях подсчитывается по количеству газа, выделившегося из нефти в сепараторах, и не включает объем газа, выделившегося из нефти в нефтехранилище.

1 Газовые факторы в сепараторе и в нефтехранилище вычислены как отношения стандартных объемов газа (р = 760 мм рт.

, t = 15,5°) к объему нефти при атмосферном давлении и той же температуре.

15,5° к объему гавонасыщенной нефти при р=328,7 am и t •= 104.

( = 104,4° к объему нефти при атмосферном давлении и температуре

Объем вытесненной воды --1— = 6 см3.

Объем зерен образца 6,0 см3.

Затем по данным объема зерен образца и объема образца рассчитывают пористость.

1) сглаживание кривых, построенных по данным лабораторных анализов, в результате чего уменьшаются погрешности, которые неизбежны в лабораторных измерениях; такой обработке подвергаются кривые относительного суммарного и дифференциального объемов нефти;

Суммарный относительный объем интерпретируется в виде кривой безразмерной сжимаемости, которая известна как функция Y.

Относительные объемы.

Зависимость между давлением и объемом пластовой нефти, в которой растворен газ, строится на основании данных контактного дегазирования нефти.

Объем и давление в бомбе определяются при равновесном состоянии газо-нефтяной системы.

Лабораторные данные выражаются в относительных объемах Vnn/VH.

Кривые, построенные по этим данным, очень часто требуют сглаживания, которое устраняет влияние погрешностей, возникающих в лабораторных измерениях из-за незначительности приращений исследуемого объема.

Для сглаживания лабораторных данных используется безразмерная функция сжимаемости, определяемая следующим образом: где jDHac — давление насыщения нефти; р — пластовое давление, для которого вычисляется функция Y; Vsn/V'R — относительный суммарный объем нефти при давлении р.

Для сглаживания кривой относительных полных объемов необходимо вычислить функцию У и построить ее в зависимости от давления р.

Вблизи точки, соответствующей давлению насыщения, значения функции У могут оказаться неточ-ными из-за погрешностей в измерениях незначительных приращений объемов газа и нефти в бомбе высокого ^ Z00ffo давления.

Относительные объемы после обработки лабораторных данных методом наименьших квадратов (данные анализа пробы нефти ВН8-46ГЛ.

4 показаны лабораторные значения относительных объемов, обработанные методом наименьших квадратов.

HAOOOOcOcOCOCOCDCOQOOOOO Относительный объем — ~- [0 нх i^.

Vi , V] Ъс [ СЛ | 00 С э oo , Ъо Э CO | --] 0 "со , 0 | со О 1^ О ^] О 05 Относительный объем *• нефти 'to со со -Р ° -с I 'to i to 'н.

, "н-^ "С to о ос ' СО ' О CJ з "О | "0 -<] 1 -^] 11 "о 00 аз СО - Относительный объем газа 2

1 ми методами (образцы кубической формы имели общий объем около 10 см3, около 7 см3) Среднее от- Возможные ошибки при определе- клонение от нии общего объема в см3 результатов в зависимости от метода насыщения или метода ртут- Примечание формы керна высокой ного пикно- проницае- метра цилиндр куб мости 8 9 10 11 12 _ Вытекание Вытекание Интенсив- 1.

0 CO^CO H^-1 "to I Чо'сл'о'оз \ to 1 it» о ел h^->^- O^ H* O^ v^ OO y|N ho HA i-^ СО Относительный объем с,м ' н

h*- Относительный объем газа 2 !

1 Объем газа при стандартных условиях в 1.

Сглаживание кривой, построенной по результатам измерений относительных объемов.

Построение сглаженной кривой по данным объема нефти при ее дифференциальном дегазировании

Относительные полные объемы, полученные при контактном дегазировании нефти, приведены к прямой линии при помощи зависимости безразмерной сжимаемости от пластового давления.

Харстом [5] установлено, что объемы нефти, полученные при дифференциальном дегазировании, можно обработать в виде безразмерного приращения объема, выраженного как функция приращения давления.

24) г я v ъ где FHII/FH — относительный объем нефти, представляющий отношение объема нефти при некотором давлении р к объему того же количества нефти при давлении на-1 г i—!

25) где рпас—давление насыщения нефти; р — пластовое давление, для которого вычислен относительный объем УНП/FH.

Зависимость относительного А р должна быть линейной, объема от давления после обработки Уравнение этой прямолинейной результатов анализа пробы BHS-46C.

Составленное уравнение прямой позволяет вычислить относительные объемы нефти уже по уточненным опытным данным.

Относительный объем нефти определяется из соотношения (V.

Зная относительный объем нефти и используя уравнение (V.

Вычисление относительных объемов забойной пробы нефти 46С (табл.

Построение кривой приращений относительных объемов нефти (проба BHS-46C) с использованием метода наименьших квадратов.

Обработка данных относительного объема нефти для пробы BHS-46C.

Количество газа, выделившегося из газонефтяной смеси, необходимо выражать в кубометрах на единицу объема нефти при давлении насыщения или при нормальных или стандартных условиях.

Отсюда вытекает необходимость определения объема газа, растворенного в нефти, и пластового объемного фактора по данным анализа нефти контактным "дегазированием.

3) количество газа, которое осталось в нефти в пластовых условиях и выделится из нее путем контактного дегазирования при подъеме на поверхность, определяется разностью между начальным содержанием газа в растворе и объемом газа, который дифференциально выделился из нефти в порах пласта; при этом учитывается усадка нефти;

Известно, что лишний объем газа в отобранной пробе пластовой смеси должен внести погрешность в определение газового фактора, состава добытой нефти и газа и, следовательно, пластового объемного фактора и количества газа, растворенного в нефти в пластовых условиях.

Поправка к объему газа, растворенного в нефти

Остановимся на вычислении объема газа, растворенного в нефти.

29) ни где Г' — объем газа, растворенного в единице объема нефти при давлении насыщения, в нм9\ Гс — объем газа, выделившегося в сепараторе из единицы объема нефти, в нма', Б11К — объем нефти при давлении насыщения, который после контактного дегазирования в сепараторе дает 1 м3 нефти, приведенной к стандартным условиям,

Объем газа, выделившегося из нефти при дифференциальном дегазировании, может быть отнесен к давлению насыщения или к условиям в нефтехранилище.

Если объем газа отнесен к объему нефти, приведенной к стандартным условиям, его необходимо пересчитать для условий давления насыщения.

Впя где Гд — объем газа, дифференциально выделившегося из нефти при снижении давления от точки насыщения /?

Нас до некоторого пластового давления р и отнесенный к единице объема пластовой нефти при давлении насыщения, в HMS/MS; Гат — объем газа, дифференциально выделившегося из нефти при снижении давления от давления насыщения до некоторого другого пластового давления и отнесенного к единице объема нефти, приведенной к стандартным условиям, в нм3/м3; Вид — объем нефти при давлении насыщения, который после дифференциального дегазирования даст 1 мэ нефти, приведенной к стандартным условиям.

Количество газа, растворенного в нефти при любом пластовом давлении р, определяется разностью объемов газа, содержавшегося в нефти первоначально и выделившегося из нее в процессе дифференциального дегазирования.

3i> где Г о — объем газа в пластовой смеси при давлении р, отнесенный к единице объема нефти при давлении насыщения, в нм3/м3.

Комбинированный пластовый объемный фактор математически можно записать в виде: т>' (V, 33) где Ва — объем нефти при пластовом давлении, который после контактной сепарации даст 1 м3 нефти, приведенной к стандартным условиям; эта характеристика для простоты нередко называется контактным пластовым объемным фактором; Б'„К — объем газонасыщенной нефти при давлении насыщения, который после контактного дегазирования в сепараторе даст 1.

м3 нефти, приведенной к стандартным условиям; 5ВД — объем нефти при пластовом давлении, который после дифференциального дегазирования даст 1 ма нефти, приведенной к стандартным условиям; Вня — объем газонасыщенной нефти (давление соответствует точке насыщения), который после дифференциального дегазирования даст 1 м3 нефти, приведенной к стандартным условиям.

Давление />изб, am Объем газа, выделившегося из нефти, м3/ма Пластовый объемный фактор Внд

Нередко объемным фактором определяют поровый объем пласта, занимаемый одним кубометром нефти и растворенным в ней газом.

Объемный фактор смеси является функцией коэффициента усадки нефти и объема газа, выделившегося из нефти.

Относительный объем смеси (зависимость объема от давления) определяет общий объем, занимаемый нефтью и газом, которые в начальном состоянии при давлении насыщения составляли 1 м3 смеси.

Для пересчета относительного объема смеси в объемный фактор используется объем нефти при давлении насыщения, который при дегазировании дает 1 м3 нефти, приведенной к атмосферному давлению (пла-стовый объемный фактор при контактном дегазировании).

34) где V0 — поровый объем пласта, занимаемый единицей объема газо-нефтяной смеси при некотором давлении р\ VQ — поровый объем пласта, занимаемый единицей объема газо-нефтяной смеси при давлении насыщения; FHHK — объем нефти, приведенной к стандартным условиям, полученный в результате контактного дегазирования газо-нефтяной смеси в условиях от давления насыщения до давления в нефтехранилище; Бнк — объем нефти при давлении насыщения, который после контактного дегазирования до условий в сепараторе дает 1 м3 нефти, приведенной к стандартным условиям; Ьи — коэффициент усадки, определяемый отношением объема нефти, приведенной к стандартным условиям, к объему нефти при давлении насыщения.

д где 5НД — объемный фактор нефти при давлении р; Б'н — объем нефти при давлении насыщения, который после дифференциального дегазирования до условий,поддерживаемых в нефтехранилище, дает 1м3 нефти; Гат — объем газа, выделившегося из нефти после ее дифференциального дегазирования от давления насыщения до некоторого давления р и отнесенный к 1 л3 нефти при стандартных условиях; Вг — пластовый объемный фактор газа или отношение объемов газа в пластовых и стандартных условиях; ^нп/^н — относительный объем нефти, или отношение объемов нефти при некотором давлении р и давлении насыщения; Г' — объем газа, выделившегося из нефти после ее дифференциального дегазирования от давления насыщения ршс до некоторого давления р и отнесенный к единице объема нефти при давлении р.

Объем образца 9,9 см3.

36) где Бн — объем пластовой жидкости при давлении р, который после контактного дегазирования нефти до условий в сепараторе и в нефтехранилище даст 1 м3 нефти; величины Гат, Bf, BltK и Вал определены выше.

Пересчет поверхностных объемов в пластовые зависит только от контактного процесса дегазирования нефти.

Но, как указывалось, при обсуждении комбинированного метода анализа, соотношение между объемами нефти и газа при давлении р и объемфм нефти при давлении /?

Объем зерен минерала = плотность минерала = ~^7 = 7,5 см3.

В отличие от описанных методов определения объема зерен минерала и объема образца, позволяющих вычислить общую пористость, существуют методы определения эффективной пористости.

Выше отмечалось, что результаты лабораторных анализов можно привести в соответствие с промысловыми данными изменением объема газа, рекомбинируемого с пробой нефти, взятой из сепаратора.

Методика расчета предполагает, что объем газа, необходимый для приведения результатов анализа пробы в соответствие с промысловыми данными, можно прибавить или вычесть в зависимости от данных лабораторного дегазирования нефти.

суммарный объем газа, выделившегося из единицы объема нефти, приведенной к стандартным условиям, определяется по данным контактного дегазирования пробы газо-нефтяной смеси, находящейся при давлении насыщения.

Предположим также, что причиной погрешности определения давления насыщения в лабораторных условиях является извлечение с пробой газо-нефтяной смеси лишнего газа или, наоборот, недостаточного объема газа.

В таких случаях результаты анализа пробы можно уточнить удалением из пробы или добавкой в нее некоторого объема газа, необходимого для достижения истинных свойств газо-нефтяной смеси в пластовых условиях.

В тех случаях, когда промысловое значение давления насыщения превышает лабораторное значение, новый объем газа

1 — содержание газа в пробе BHS-46C; 2 — объем газа, выделившегося из пробы (BHS-46C).

10) позволяет измерять «эффективный» объем минерала.

Объем рабочей камеры предварительно должен быть точно измерен.

Г — объем газа, выделившегося из единицы объема нефти при давлении насыщения в лабораторных исследованиях.

Гд — объем газа, выделившегося из пробы нефти в интервале разницы лабораторного и промыслового значений давления насыщения.

Г —объем газа, выделившегося из нефти, находящейся при давлении насыщения, вычисленном по промысловым данным: где объем нефти, вычисленный как отношение объемов нефти при промысловом и лабораторном значениях давления насыщения.

Поправка к относительному объему нефти, полученному при дифференциальном дегазировании

При внесении в относительный объем нефти, полученный при дифференциальном дегазировании, поправки, учитывающей различие в давлении насыщения, установленном по промысловым и лабораторным данным, необходимо исходить из допущения, что безразмерное приращение объема А V, используемое при обработке лабораторных данных, должно характеризовать и новую газо-нефтяную смесь.

Объем минерала определяют следующим образом.

Это уравнение позволяет вычислить относительный объем нефти для любого значения пластового давления р.

Приведенные выше уравнения должны быть использованы для вычисления по крайней мере одного значения относительного объема нефти, если давление насыщения по промысловым данным превышает лабораторное значение давления насыщения.

Если промысловое значение давления насыщения меньше лабораторной величины, то относительные объемы нефти можно найти по данным лабораторного анализа пробы пластовой газо-нефтяной смеси.

Пластовый объемный фактор нефти при дифференциальном дегазировании ВВд для промыслового значения давления насыщения можно вычислить по уточненным данным объема нефти и объемному фактору, полученному при дифференциальном дегазировании пробы нефти.

„ i-D(pHac-pf VH/VS' где БНЯя — пластовый объемный фактор, полученный при дифференциальной дегазии пробы в лаборатории при давлении р; VB/VH — относительный объем нефти при давлении р с поправкой, учитывающей изменение давления насыщения.

Уточненное значение относительного объема нефти можно вычислить как частное от деления относительного объема пробы нефти при каждом давлении, на относительный объем пробы нефти,

Таким образом, объем жидкости, найденный в результате дифференциального дегазирования, фактически суммируется из объемов жидкости, получаемых при каждом предшествующем значении давления.

Этот метод уточнения относительного объема для пробы нефти BHS-46C, данные анализа которой сведены в табл.

Уточнение относительного объема нефти и дифференциальных пластовых объемных факторов для пробы нефти BHS-46C.

Объем воздуха замеряют при атмосферном давлении в градуированной трубке.

Давление Рабе, от Относительный объем пробы нефти Уточненный относительный объем нефти Уточненный дифференциальный пласто-БЫЙ объемный фактор ^?

39) где Бн и Вид — пластовые объемные факторы, полученные при контактном и дифференциальном дегазировании; В'ня — объемный фактор, полученный при дифференциальном дегазировании нефти, с поправ^нкои, учитывающей изменение давления насыщения; — т- — отно^нлсительный объем нефти с учетом промыслового значения давления насыщения.

в лабораторных условиях; Гат — количество газа в нм3, которое следует прибавить к объему газа, выделившегося из пробы нефти, или вычесть из него, чтобы учесть изменение давления насыщения.

Давление Г' В' Г0 объем нефти Bs

Разность объемов рабочей камеры и откачанного воздуха и есть «эффективный» объем зерен минерала, т.

Этот фактор определяется по относительному объему нефти, который подсчитывается по данным лабораторного анализа пробы газо-нефтяной системы.

Поэтому для внесения поправки в значение суммарного объемного фактора необходимо прежде всего уточнить относительный объем газо-нефтяной смеси.

Первичные данные относительного объема смеси обрабатываются при помощи функции Y.

Если предположить, что угол наклона и точка пересечения кривой функции Y с ординатой определены правильно по уравнению для функции У, можно подсчитать новое уточненное значение относительного объема.

Решая это уравнение относительно суммарного относительного объема газо-нефтяной смеси, получаем.

объем зерен минерала и закрытых пор.

При этом относительный объем смеси VCu/VH и пластовый объемный фактор должны быть отнесены к новому значению давления насыщения.

Следовательно, вычитая из объема образца эффективный объем зерен минерала, мы получаем эффективный объем норового пространства, т.

Исследования в лабораторных условиях обычно включают определение зависимости объема системы от давления, изучение динамики истощения пластового давления, анализ состава добываемой продукции на различных стадиях истощения пласта, определение характера изменения зависимости между объемом и давлением системы, а также определение коэффициента сжимаемости добываемого газа.

объем соединенных между собой поро-вых каналов.

Относительный объем.

Для определения относительного объема газоконденсата применяются та же методика и аппаратура, которые используются при исследовании газо-нефтяной системы.

Характер изменения относительно объема

Соотношение между давлением и объемом газоконденсатной системы •а i< \

ат Относительный объем

В графической зависимости между давлением и объемом газоконденсатной системы в точке росы обычно не наблюдается резкого изменения наклона кривой, как при давлении насыщения для газо-нефтяных систем.

Данные об относительном объеме газоконденсатных систем сведены в табл.

Точка росы газоконденсатной системы определяется визуально, а не по изменению угла наклона кривой «давление — относительный объем системы».

Объем рабочей камеры А = 15 см3.

Уточнение относительного объема нефти для нового значения давления насыщения и определение уточненного пластового объемного фактора системы при контактном дегазировании.

Объем воздуха: первый отсчет 6,970; второй отсчет 0,03; третий отсчет 0.

В процессе исследования измеряют объем добываемой из газоконден-сатной скважины продукции и на устье скважины на различных стадиях истощения отбирают пробы газоконденсатной системы для определения ее состава и сжимаемости.

Бомбу загружают известным объемом исследуемого раствора.

Объем газа, извлеченного из бомбы, замеряют в стандартных единицах.

По результатам исследований подсчитывают объем газоконденсата (в объемных процентах), добытого на различных стадиях истощения залежи.

Для этого добытый объем конденсата делят на объем газоконденсатной системы, первоначально содержавшийся в бомбе.

Эффективный объем зерен минерала равен А — 5 = 8 см3.

Объемы газоконденсата относятся к стандартным условиям.

Объем образца (определенный методом пикнометра) равен 10 см3.

11 показан порозиметр Горного бюро, основанный также на принципе расширения газа и позволяющий замерять эффективный объем зерен минерала, а следовательно, и эффективную пористость.

Объем пор.

Все методы, основанные на измерении объема пор, дают значения эффективной пористости.

Это и неудивительно, поскольку сконденсировавшаяся жидкая фаза занимает меньший объем поро-вого пространства, чем аналогичное количество молей газа, находящихся при этом же давлении.

Коэффициент сжимаемости и объем газоконденсатной системы по данным анализа пробы Пластовое давление ping, am 265,8 245 196 147 98 42 0

Методы, позволяющие измерять объем пор, основаны или на экстракции жидкости из образца породы или, наоборот, на насыщении образца жидкостью.

12 показан порозиметр системы Уошборна-Бантинга, позволяющий измерять объем воздуха, удаленного из норового пространства в результате создания частичного вакуума в порози

Существуют и другие приборы для измерения объема пор образца.

Для определения пористости приборами, основанными на насыщении пор жидкостью, насыщают чистый сухой образец жидкостью известной плотности и измеряют объем пор по увеличению веса образца.

Необходимо отметить, что во всех приведенных расчетах газовый фактор определяется отношением добытого газа к объему нефти, приведенной к стандартным условиям.

Удельный вес газа также берется средним для всего объема добытого газа.

Усадка с температурной поправкой, % от объема остаточной нефти

Влияние растворимости газа на объем нефти с учетом температурной усадки (по Катцу [12]).

Объем воды, занимающей поровое пространство, равен Эффективный объем пор 2,5 см3.

Номограмма для определения суммарного пластового объема нефти и газа (заимствована у Стендинга [14]).

Требуется определить суммарный пласто-вый объем нефти и газа.

Как видно из номограммы, точка пересечения последней горизонтали соответствует суммарному пластовому объему жидкой и газовой фаз, равному 5.

30, можно, взяв те же параметры (газовый фактор, удельный вес газа, удельный вес нефти, приведенной к стандартным условиям, и пластовую температуру), найти давление, при котором заданный объем газа будет находиться в нефти в растворенном состоянии.

32 можно найти пластовый объемный фактор газо-нефтяной смеси, который определяет поровый объем пласта, занимаемый 1 м3 нефти и выделившимся из нее газом.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ОБЪЕМОВ, ЗАНИМАЕМЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫМИ СИСТЕМАМИ

Первый способ пересчета нормальных объемов на объемы в пластовых условиях требует знания следующих исходных данных: результатов анализа добываемого газа и конденсата, общего газового фактора, пластовой температуры и пластового давления.

Зная состав рекомбинированной смеси, можно по значениям приведенных давлений и температур компонентов подсчитать коэффициент сжимаемости, который в свою очередь позволяет по уравнению газового состояния pV = znRT найти фактический объем газоконденсатной смеси в пластовых условиях.

Решение уравнения газового состояния даст объем, занимаемый одним молем газоконденсатной смеси в пластовых условиях.

Данный способ пересчета нормального объема в объем в пластовых условиях подобен рассмотренному спо-собу.

Сейджем и Олдсом [15] предложен эмпирический метод расчета объема газоконденсатных систем в пластовых условиях.

В этом методе объемные соотношения скорее зависят от объема конденсата, чем от объема добываемого газа.




Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.
oglib@mail.ru