Глубинная проба - пластовая нефть
Cтраница 2
Начальные и текущие объемные коэффициенты пластовых нефти и газа определяются на основании анализов глубинных проб пластовых нефтей и газов и изучения этих анализов во взаимосвязи с пластовыми давлениями и температурами. Реже используются готовые графические зависимости параметров, полученные ранее путем обобщения результатов анализов пластовых нефтей ( или газов) по другим месторождениям или рекомбинированных проб. [16]
Для характеристики свойств газа используются данные по отдельным пробам газа, полученного при однократном разгазировании глубинных проб пластовой нефти и выделившегося на каждой ступени снижения давления при проведении ступенчатого разгазирования. Приводятся результаты анализов проб свободного газа, отобранных у устья или трапа на различных участках площади, и проб газа из газовой шапки, взятых не менее чем из трех скважин. [17]
Пересчетный коэффициент в ( величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти Ь) наиболее точно определяется по данным лабораторного исследования глубинных проб пластовой нефти, отобранных непосредственно с глубин интервалов перфорации. Обработка результатов исследований заключается в установлении закономерностей изменения свойств пластовых нефтей по площади и высоте залежи, в соответствии с чем определяется и среднее значение параметра. [18]
Отметим, что давление разгазирования соответствующее 760 мм рт. ст. 101 325 кПа полностью находится в пределах ошибок исследования физико-химических свойств глубинных проб пластовой нефти. [19]
Поскольку в настоящее время для простоты расчетов за конечные условия разработки залежи принимается абсолютное среднее пластовое давление, равное 1 0 МПа, величина г для этого давления должна определяться по данным глубинных проб пластовой нефти. Если конечные условия разработки связаны с другим значением среднего конечного давления в залежи, величина г принимается с учетом соответствующего давления. [20]
 |
Идеализированная кривая изменения значений объемного коэффициента пластовой нефти в зависимости от пластового давления. [21] |
Объемные коэффициенты пластовой нефти, как начальный В0 - для давления р -, так и текущий В0 для давления р, а также и Bot) для давления насыщения определяют по данным анализов глубинных проб пластовой нефти. И поскольку в настоящее время такие исследования проводятся практически по каждой залежи, использование для таких определений обобщенных графических или аналитических зависимостей не представляется целесообразным. [22]
Объемные коэффициенты пластовой нефти ( bQ и Ь), коэффициенты сжимаемости ее ( 3, давление насыщения ( Рнас) / растворимость газа в нефти ( начальная г и текущая г), а также двухфазный текущий объемный коэффициент пластовой нефти ( Ь) определяются на основании лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти по методикам, рассмотренным в гл. [23]
Давление насыщения определяют различными способами: 1) по номограммам Билла, Стендинга и Лозата; 2) по результатам исследования распределения давления по стволу скважины; 3) по коэффициентам распределения компонентов газа между жидкой и газовой фазами; 4) по данным исследования скважин; 5) комбинированным способом; 6) по глубинной пробе пластовой нефти; 7) по изотермическому расширению пробы, отобранной непосредственно с забоя скважины. [24]
Важнейшими параметрами, определяемыми по глубинным пробам, являются: газосодержание ( газонасыщенность), давление насыщения растворенных газов, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости ( объемной упругости), коэффициент теплового расширения, а также плотность и вязкость в соответствующих термобарических условиях. Каждая глубинная проба пластовой нефти и воды должна подвергаться полному анализу с определением всех перечисленных параметров. Для глубинных проб природного газа определяемых параметров значительно меньше. Выделенный в ходе анализов газ и оставшуюся дегазированную нефть или воду можно использовать для анализа их свойств в поверхностных условиях. Состав пластового газа газоконденсатных залежей обычно определяют не по глубинным пробам. Его рассчитывают по составу сепарированного газа, содержанию и составу конденсата в поверхностных условиях. Поэтому исследования газоконденсатных скважин помимо отбора проб газа и конденсата для анализа их составов должны включать измерения конденсатногазового фактора, показывающего количество сырого конденсата ( в см3), приходящегося на 1 м3 отсепариро-ванного газа. [25]
Давление насыщения нефти газом тесно связано с количеством растворенного в нефти газа. Точную величину давления насыщения определяют при экспериментальном исследовании глубинных проб пластовой нефти. Наиболее распространенным методом определения давления насыщения является объемный метод, в основу которого положено свойство системы резко изменять объем при выделении из нефти свободного газа. [26]
Как видно из приведенных выше выражений, основными величинами, с которыми приходится иметь дело при определении коэффициентов извлечения растворенного в нефти газа, являются значения растворимости газа в нефти при тех или иных условиях. Как правило, эти значения определяются по данным глубинных проб пластовой нефти, на основании которых значения растворимости данного газа в данной нефти могут быть получены для любых величин давлений. [27]
То давление, при котором в объеме нефти появляются дузьрьки свободного газа называется давлением насыщения нефти газом. Точную величину давления насыщения определяют при экспериментальном исследовании глубинных проб пластовой нефти. Основным наиболее растростра-ненным и разработанным методом определения давления насыщения является объемный метод, в основу которого положено свойство оист 5-мы резко изменять объем при образовании в нефти газовой фазы. [28]
Пересчетный коэффициент в, или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти Ь, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем. [29]
Среднее арифметическое из всех определений пересчетного коэффициента, полученных по глубинным пробам пластовой нефти из скважин, расположенных в различных частях залежи ( подсчетного объекта) ( оп. [30]
Страницы: 1 2 3