Cтраница 2
При разработке месторождений с упругим режимом необходимо располагать данными по сжимаемости пластовой нефти, сильно отличающейся от сжимаемости дегазированных нефтей. В ряде случаев коэффициент сжимаемости пластовой нефти дрсти-гает 30 X 10 - 5 I / am и выше. [16]
Необходимо заметить, что разница между вариантами метода, предложенными М. Ф. Хокинсом, и вариантами Г. Д. Хобсона и И. Мро-зовского является результатом неоднозначного отношения к выражению коэффициента сжимаемости пластовой нефти. [17]
Среди перечисленных выше четырех основных источников энергии первый источник определенно мало важен. Сжимаемость самой нефти недостаточно велика, чтобы объяснить ею большую часть общей нефтеотдачи, получаемой на промыслах. Так, сжимаемость сырых пластовых нефтей составляет обычно величину порядка 1 5 - Ю 4 на 1 ат. Отсюда, если нефть даже недо-насыщена газом при 70 ат, она расширится лишь на 1 %, пока не достигнет точки насыщения. Сжимаемость воды ( порядка 4 5 10 - 5 на 1 ат) обусловливает еще меньший процент расширения связанной воды в нефтяном горизонте, если он также не насыщен газом полностью. Упругое расширение нефти и воды может явиться главным источником притока жидкостей в скважины на раннем этапе разработки месторождений с активной контурной водой. Однако закрытые пласты не представляли бы, очевидно, промышленной ценности, если бы нефтеотдача была обусловлена в них простым расширением содержащихся в пластах жидких фаз. [18]
Среди перечисленных выше четырех основных источников энергии первый источник определенно мало важен. Сжимаемость самой нефти недостаточно велика, чтобы объяснить ею большую часть общей нефтеотдачи, получаемой на промыслах. Так, сжимаемость сырых пластовых нефтей составляет обычно величину порядка 1 5 - 10 - 4 на 1 ат. Отсюда, если нефть даже недо-насыщена газом при 70 ат, она расширится лишь на 1 %, пока не достигнет точки насыщения. Сжимаемость воды ( порядка 4 5 10 - 5 на 1 ат) обусловливает еще меньший процент расширения связанной воды в нефтяном горизонте, если он также не насыщен газом полностью. Упругое расширение нефти и воды может явиться главным источником притока жидкостей в скважины на раннем этапе разработки месторождений с активной контурной водой. Однако закрытые пласты не представляли бы, очевидно, промышленной ценности, если бы нефтеотдача была обусловлена в них простым расширением содержащихся в пластах жидких фаз. [19]
Для понимания и прогноза поведения нефтяных и газовых залежей необходимо знать физические и химические свойства находящихся в них жидкостей и газов. Эти свойства исследуют на пробах, отобранных с сохранением пластовых условий. Обычно определяют газовый фактор при наличии растворенного газа, объемный коэффициент для нефти, объемный коэффициент для газа, сжимаемость пластовой нефти, сжимаемость пластового газа, вязкость и плотность нефти, газа и воды в пластовых условиях. Кроме того, инженер-промысловик должен понимать и уметь предвидеть изменения состава фаз, их плотности и вязкости как в случае уменьшения пластового давления при эксплуатации залежи на режиме истощения, так и в случае поддержания или восстановления пластового давления при нагнетании жидкостей или газа в залежь. [20]
Изотермический коэффициент сжимаемости зависит как от термобарических условий, так и от состава пластовой нефти. Зависимости, приведенные на рис. 8.3, показывают, что с уменьшением давления, увеличением газосодержания и температуры значение коэффициента возрастает. Например, газосодержание, замеренное по результатам стандартной сепарации, составляет для пластовой нефти Усинского месторождения 31 м 7м - Дмитриевского - 80 м3 / м3, Тенгизского - 486 м3 / м Карачаганакского - 533 м3 / м В работе [25] отмечается, что изотермический коэффициент сжимаемости реальных пластовых нефтей изменяется от 6 до 60 ГПа 1 и выше. [21]
По давлению насыщения, представляющему собой давление при выделении первых пузырьков растворенного в нефти газа, контролируют изменение пластового и забойного давлений. По газовому фактору - объему газа, приходящегося на единицу объема или веса разгазированной нефти, подсчитывают запасы газа в данном месторождении. Объемный коэффициент, характеризующий уменьшение объема пластовой нефти вследствие выделения из нее растворимого газа, а также изменение давления и температуры, необходим для определения количества извлекаемой нефти. Для этой же цели служит коэффициент сжимаемости пластовой нефти, показывающий увеличение ее объема при снижении пластового давления. Величины вязкости и плотности пластовой нефти учитывают в гидродинамических расчетах при составлении проектов разработки нефтяных месторождений. Данные о содержании в пластовой нефти легких углеводородов от метана до пентанов включительно требуются для подсчета ресурсов нефтехимического сырья месторождения. [22]