Коэффициент - сжимаемость - нефть
Cтраница 3
Исходные данные: пластовое давление рах 116 am; забойное давление рваб 96 am; производительность скважины Q 42 8 т / сутки; эффективная мощность пласта h 10 м; радиус условного контура питания JRX 250 м; радиус скважины ( по долоту) гс 0 075 м; вязкость нефти [ а 5 спз; удельный вес нефти у 0 9 Г / см3; объемный коэффициент нефти Ья 1 15; коэффициент пористости породы т t) 25; коэффициент сжимаемости нефти JH 8 5 10 - 6 I / am; коэффициент сжимаемости породы р 3 2 10 - 5 Пат. [31]
При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти рн колеблются в пределах 0 4 - - 14 0 ГПа 1, коэффициент Рн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти. [32]
Количественной характеристикой упругих свойств пластовых жидкостей, как и упругих свойств нефтесодержат щих пород, может служить коэффициент сжимаемости рж. Как показали исследования, коэффициент сжимаемости нефти и воды зависит от давления и температуры. [33]
Следует отметить сравнительно высокие значения конечного коэффициента нефтеотдачи по объектам ДШ и ДУ на естественном режиме. Это объясняется высоким значением коэффициента сжимаемости нефти, что позволяет при упругом режиме добыть из данных объектов 10 и 10 9 % нефти от их балансовых запасов. [34]
Наличие у нефти релаксационных свойств делает необходимым корректировку методики определения ее физико-механических характеристик по данным лабораторных исследований. В частности, определение коэффициента сжимаемости нефти без учета релаксационных свойств может приводить к, существенным ошибкам. Необходимо отметить, что правильное определение этого параметра имеет особое значение для месторождений с небольшими начальными пластовыми давлениями. К такому типу относится, например, Ярегское месторождение. [35]
Расчет выполняется при давлениях, превышающих давление насыщения нефти газом. В дальнейшем по цифрам колонки 11 находится среднее значение коэффициента сжимаемости нефти. [36]
В пределах площади одной залежи свойства нефтей изменяются от центральной части к периферии. Наибольшие значения газового фактора, объемного коэффициента, давления насыщения нефти газом и коэффициента сжимаемости нефти отмечаются на центральной части залежи. К контуру нефтеносности перечисленные выше параметры свойств нефтей уменьшаются. В некоторых случаях изменение свойств нефти по залежи происходит не одинаково во все стороны, а преимущественно в одном направлении. Так, на Ромашкинском месторождении наибольшие значения газового фактора, давления насыщения наблюдаются не на центральной части, а на участке, несколько смещенном на юго-запад; на Бавлинском месторождении - на участке, смещенном к северо-востоку. [37]
Началу выделения газа из нефти соответствует точка А перелома кривой. По зависимости между объемом нефти и давлением в области выше давления насыщения сравнительно просто подсчитывается и коэффициент сжимаемости нефти рн. [38]
Приведена принципиальная схема и технические характеристики установки, а также методика проведения экспериментальных исследований. Установка позволяет определять газовый фактор, давление насыщения нефти газом, растворимость С0г в нефти, температуру насыщения нефти парафином и коэффициент сжимаемости нефти, а также отбирать пробы нефти с растворенной С02 и определять их плотность, вязкость, коэффициент светопоглощения, состав нефти и газа. Полученные на установке результаты позволяют оптимизировать технологию применения С0г для вытеснения нефти. [39]
Приведена принципиальная схема и технические характеристики установки, а также методика проведения экспериментальных исследований. Установка позволяет определять газовый фактор, давление насыщения нефти газом, растворимость С0а в нефти, температуру насыщения нефти парафином и коэффициент сжимаемости нефти, а также отбирать пробы нефти с растворенной С0г и определять их плотность, вязкость, коэффициент светопоглощвния, состав нефти и газа. Полученные на установке результаты позволяют оптимизировать технологию применения С0г для вытеснения нефти. [40]
Процесс перевода пробы и ее термостатирования является длительным. С учетом этого перевод пробы и подогрев ее до пластовой температуры осуществляется лаборантом до начала опыта по определению давления насыщения и коэффициента сжимаемости нефти. Объем переведенной пробы составляет 167 05 см3 при пластовом давлении и температуре. [41]
Как видно из этого примера, сжимаемость нефти незначительна. Тем не менее это ее свойство в ряде случаев существенно влияет на процесс разработки нефтяных месторождений. Коэффициент сжимаемости нефти увеличивается, с увеличением в нефти содержания растворенного газа, так что пластовая нефть имеет обычно больший коэффициент сжимаемости, чем та же нефть на поверхности после дегазации. [42]
Характеризует упругие свойства нефти. Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, с повышением температуры, со снижением давления. [43]
Объемные изменения оцениваются коэффициентами сжимаемости, величина которых зависит не только от давления, но и от температуры. Чем больше нефть насыщена газом, тем больше величина коэффициента сжимаемости. Величины коэффициентов сжимаемости нефти и газа определяются в лабораториях, изучающих свойства пластовых нефтей. Эти лаборатории широко распространены на наших промыслах. Однако коэффициенты сжимаемости породы пока определяются в ограниченном числе лабораторий, так как определение их встречает значительные трудности. [44]
 |
Определение давления насыщения нефти газом объемным методом. [45] |
Страницы: 1 2 3 4