Газовый фактор пластовой нефти

От количества растворенного газа в нефти в пластовых условиях зависят многие ее пластовые свойства: плотность, вязкость, молекулярный вес, сжимаемость, текучесть, фильтрация и другие.

 

Свойства нефти = f (V_г/н), V_г/н = f (Т_пл, Р_пл, Р_нас).                    (3.12)

Количество растворённого газа (V_г/н) в пластовой нефти зависит от пластовых температур (Т_пл) и давлений (Р_пл), давления насыщения газонефтяной залежи и характеризуется следующими параметрами: газовым фактором пластовой нефти (Г_ст (Р, Т₂₀)) и удельным газовым фактором пластовой нефти (Г′ (Р, Т₀)).

Эти величины определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти в лабораторных условиях, в результате которых строят " кривую разгазирования пластовой нефти".

Газовый фактор пластовой нефти – Г_ст(Р, Т₂₀), м³/м³:

                           

  Г_ст (Р, Т₂₀) = V_г (Р, Т₂₀)/V_{нефти при ОСР},             (3.13)

где V_г – объём выделившегося равновесного нефтяного газа из пластовой нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования при 20 ^оС при снижении давления от давления насыщения пластовой нефти газом до давления (Р);

     V_н – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

 Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (V_г) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293, 15 К) или к нормальным условиям (0, 1013 МПа, 273, 15 К).

Однократное стандартное разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.

Удельный газовый фактор пластовой нефти – Г′ (Р, Т), м³/т – представляет собой отношение объёма нефтяного газа ОСР к массе (m) образовавшейся дегазированной нефти:

 

Г′ (Р, Т₀) = V_г(Р, Т₀)/m _{нефти при ОСР}.                  (3.14)

Удельный газовый фактор пластовой нефти могут определять при любых термобарических условиях [Г′ (Р_i, Т) – при давлении её разгазирования (Р_i) и температуре Т]. Объём нефтяного газа приводят либо к нормальным [V_г(Р_{0, 1}, Т₀)], либо к стандартным [V_г(Р_{0, 1}, Т₂₀)] условиям.

По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м³/м³. То есть в 1 м³ нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м³ газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м³/м³, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м³/м³.

Под газосодержанием (Г^о) понимается объём газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Газосодержание характеризует объёмную долю газа в пластовой нефти и является величиной безразмерной:

Г^о = V_г/V_{н пл} = V_г/V_г+V_н.                         (3.15)

Этот показатель, часто в технологическом смысле и называют газовым фактором → количество (объём) газа, выделившегося из 1 м³ пластовой нефти при разгазировании. В газонефтяных залежах может в 1 м³ нефти содержаться до 1000 м³ газа. Для газоконденсатных залежей в 1 м³ конденсата может содержаться до 900–1100 м³ газа (газоконденсатный фактор).

 

Давление насыщения нефти газом

    Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворяется в жидкости, называется давлением насыщения нефти газом. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

Разница между Р_пл и Р_нас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 3.8)

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Рис. 3.9. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского

   месторождения от температуры

 

Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

 

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.

Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости ( b _н ) или объёмной упругости:

  

,                                  (3.16)

где ∆ V – уменьшение объёма нефти;

V – исходный объём нефти;

∆ Р – увеличение давления.

Из выражения (3.16) следует, что коэффициент сжимаемости (β _н) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0, 4–0, 7 ГПа^–1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^–1, приставка Г – гига → увеличение в 10⁹).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 3.10). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 3.10, 3.11).

С уменьшением пластового давления (рис. 3.11) до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения.

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

 

Рис. 3.11. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения

Рис. 3.10. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

        

 

 

Таблица 3.3

⇐ Предыдущая6789101112131415Следующая ⇒

Поделиться: