ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-открытая пористость или пористость насыщения, включающая все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом;

-динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитывается при этом объем субкапиллярных пор (диаметром менее 0,0002 мм) и пор, где жидкость удерживается молекулярноповерхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от перепада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.

В лабораторных условиях пористость определяют методом Преображенского, насыщая породы керосином или 3%-м раствором солёной воды. Пористость определяется по разнице весов сухого и насыщенного образца, отнесённой к объёму образца, умноженному на плотность насыщающей жидкости. Отношение объёма пор к объёму образца даёт искомую величину пористости [9].

Объем открытых взаимосвязанных пор определяется:

где Ркк – вес в керосине образца, насыщенного керосином, кг. Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий

проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где – скорость линейной фильтрации, м/с; Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с; μ – динамическая вязкость жидкости, Па∙с; F – площадь фильтрации, м2; Р – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью (для фильтрации жидкости через породу):

Коэффициент абсолютной проницаемости по газу определяется по следующей формуле:

где Q – расход газа при атмосферном давлении, м3/с; Р1 и Р2 – соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па.

Удельная поверхность породы - суммарная поверхность зерен, составляющих породу, в единице ее объема. Ее значение в нефтесодержащих породах колеблется в пределах от 40000 до 230000 м2/м3. Породы, имеющие большую удельную поверхность непроницаемые (глины, глинистые сланцы и т.п.).

Приближенно удельная поверхность определяется по формуле:

где с – коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка, м3/м3.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ, ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА

ИУСАДКИ НЕФТИ

Плотность является важной физической характеристикой нефти. Обычно она составляет от 750 до 960 кг/м3, но бывают нефти с плотностью более 1000 кг/м3 и менее 750 кг/м3. Вместе с нефтью на поверхность извлекается газ, называемый попутным.

Количество газа в м3, приведенное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т или 1 м3 извлеченной нефти, называется газо-

вым фактором.

Газ выделяется из нефти на всем пути движения от пласта до установок подготовки; окончательное отделение газа происходит на установках подготовки нефти в концевых сепараторах. Объем дегазированной нефти отличается от объема пластовой нефти. Изменение объема нефти характеризует объемный коэффициент, определяемый отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти. По величине объемного коэффициента можно определить усадку нефти, показывающую уменьшение объема нефти после дегазации.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

где λнг – коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом; Г – газовый фактор м3/м3; αн – коэффициент термического расширения нефти; Р – давление, МПа; t – температура, °С.

Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент приближенно можно рассчитать по формуле:

где ρн, ρг – плотность соответственно нефти и газа при 20 °С и 0,1 МПа, кг/м3.

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент термического расширения нефти αн рассчитывают в зависимости от плотности нефти по следующим формулам:

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

Коэффициент усадки рассчитывается следующим образом:

Задача 4.

Рассчитать плотность, объемный коэффициент и усадку нефти по исходным данным, представленным в табл. 4.1.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Пластовые воды – это подземные воды, находящиеся в нефтяном пласте вместе с нефтью и газом. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико–химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей.

Плотность пластовой воды в зависимости от содержания солей приближенно может быть рассчитана по формуле:

где ρм(t), ρм – плотность минерализованной воды при температуре t и 20 °С соответственно, кг/м3; ρд – плотность дистиллированной воды при 20 °С, кг/м3; S – концентрация солей в воде, кг/м3.

Влияние температуры в диапазоне от 0 до 45 °С на плотность можно учесть по формуле:

Вязкость минерализованной воды приближенно может быть рассчитана следующим образом:

где μд(t) – вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа·с.

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Разность между плотностью минерализованной и дистиллированной водой при 20 °С определяется по формуле:

Задача 5.

Рассчитать плотность и вязкость пластовой воды по исходным данным в табл. 5.1.

Таблица 5.1 Исходные данные для расчета плотности и вязкости пластовой

воды