Что называют давлением насыщения

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ

Смотреть что такое «ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ» в других словарях:

давление насыщения — давление насыщенного пара Нрк упругость насыщенного пара Давление в системе «пар — жидкость» или «пар — кристалл» в состоянии фазового равновесия. [Сборник рекомендуемых терминов. Выпуск 103. Термодинамика.… … Справочник технического переводчика

давление насыщения — давление насыщения; давление насыщенного пара; отрасл. упругость насыщенного пара Давление в системе пар жидкость или пар кристалл в состоянии фазового равновесия … Политехнический терминологический толковый словарь

давление насыщения — sočiųjų garų slėgis statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Garų, sudarančių pusiausvyrą su skysčiu ar kietuoju kūnu, slėgis. atitikmenys: angl. saturated vapor pressure; saturated vapour pressure vok. Sattdampfdruck, m rus.… … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas

давление насыщения (нефти газом) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластового флюида — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN saturation pressure of reservoir fluid … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластовой нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure of reservoir oil … Справочник технического переводчика

Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования) — I. Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования). Давление газожидкостной системы, в которой жидкая фаза находится в термодинамическом равновесии с бесконечно малвд количеством газовой фазы. Примечание. Неплоскостность… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения пластовой нефти — 5. Давление насыщения пластовой нефти Давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нейти появляются первые признаки свободного газа. Или по ОСТ 39 087 79 Источник: ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения нефти газом — ► bubble point (saturation) pressure Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Источник

Давление 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. 2.4)

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.

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

Источник

Особенности свойств нефти двухфазных залежей на примере пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения

И.О. Промзелев, Д.Н. Купоросов, А.И. Брусиловский, д.т.н., Е.Р. Чухланцева, Е.В. Тихомиров
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: пластовая нефть, PVT-модель, насыщенная нефть, физическая модель, газовая шапка

Регрессионный анализ как наиболее простой и понятный способ прогнозирования параметров получил широкое применение, в том числе в геологических науках. Погрешность данного метода можно оценить по таким параметрам, как коэффициент корреляции и стандартная погрешность. Перекрестная проверка () является одним из способов оценки устойчивости модели, в которой часть входных данных не участвует в анализе, но используется для оценки. Обычно перекрестная валидация не используется в регрессионном анализе, однако, применяя этот подход в совокупности с другими, можно оценить коэффициент корреляции и стандартную ошибку для каждой реализации.

Peculiarities of reservoir oil properties of two-phase deposits on the example of the PK1-3 layer Vostochno-Messoyakhskoye field

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 50-53

I.O. Promzelev, D.N. Kuporosov, A.I. Brusilovskiy, E.R. Chukhlantseva, E.V. Tikhomirov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Tyumen

Keywords: reservoir oil, PVT-model, saturated oil, physical model, gas cap

The article deals with methodical approach based on the integrated use of results of laboratory and theoretical studies to reproduce the properties of saturated reservoir oil, which is in thermodynamic equilibrium with the existing gas cap. Results are illustrated on the example of oil reservoir of field. It is confirmed that in the case of partially degassed (nonrepresentative) downhole sample of reservoir hydrocarbon fluid it can be restored by modeling the process of reverse degassing in the reservoir conditions. The described methodological approach is recommended for use in the calculation of reserves and designing the development of deposits.

введение

Обоснование компонентного состава и PVT-свойств пластовой нефти является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности проектирования разработки месторождений. Особенно актуально это для двухфазных залежей, содержащих нефть и газ.

При наличии газовой шапки давление насыщения пластовой нефти p_нас в подгазовой части залежи должно быть близким к пластовому давлению p_пл. На уровне газонефтяного контакта (ГНК) в соответствии с классическими физическими представлениями о термодинамическом равновесии сосуществующих газовой и жидкой фаз p_нас = p_пл (рис. 1).

Рис. 1. Распределение давлений по глубине

В связи с этим исследование пластовой нефти при наличии газовой шапки является трудной задачей, поскольку давление в месте отбора глубинной пробы нефти ниже пластового давления, и вследствие разгазирования газосодержание отобранных глубинных проб углеводородной жидкости не соответствует газосодержанию пластовой нефти. Таким образом, глубинные пробы не являются представительными, а следовательно, их PVT-свойства не могут характеризовать пластовую нефть. Полученные результаты могут описывать систему только в точке отбора проб [1].

В данной статье представлены результаты исследования нефти пласта ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, характеризующегося наличием обширной газовой шапки.

Результаты лабораторных исследований

Основной причиной значительного изменения свойств нефти по данным лабораторных исследований является непредставительность глубинных проб нефти, отобранных с нарушением действующих стандартов СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 «Нефть. Отбор проб пластовых флюидов» и ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». Из-за наличия в пласте предельно насыщенной нефти при создании даже незначительной депрессии на пласт в точке отбора происходила частичная дегазация, в результате которой отбор проб проводился в зоне двухфазного потока.

Подтверждением изложенному служит анализ результатов лабораторных исследований отобранных глубинных проб нефти, в ходе которого была построена зависимость газосодержания от давления насыщения (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость газосодержания от давления насыщения

Из рис. 2 видно, что наиболее разгазированные пробы характеризуют непереливающий приток. Затем идут пробы, полученные при отборе в зоне двухфазного притока. Большая часть проб с высоким газосодержанием получена при использовании технологий MDT и RCI.

Для описания процессов, происходящих при отборе проб, была построена зависимость газосодержания от давления в точке отбора проб (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость газосодержания от давления в точке отбора проб

Из рис. 3 видна взаимосвязь между давлением в точке отбора и газосодержанием полученных глубинных проб нефти. Отметим, что в области малых депрессий существует определенный разброс в величине газосодержания, отражающий как частичную дегазацию нефти, так и возможное влияние бурового раствора, с которым могли происходить массообменные процессы в момент отбора проб. Полученная взаимосвязь также подтверждает концепцию о предельном насыщении нефти в пласте.

Этапы моделирования

Для построения термодинамической модели пластовой нефти применялось трехпараметрическое кубическое уравнение состояния Пенга – Робинсона с «шифт» параметром. При моделировании в качестве исходных данных использовались результаты исследований глубинных проб, признанных «условно» представительными, с наибольшими давлением насыщения и газосодержанием. Далее методом нелинейной многофакторной регрессии корректировались расчетные величины давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти в соответствии с измеренными параметрами. В последнюю очередь настраивалась величина динамической вязкости пластовой и сепарированной нефти путем изменения коэффициентов в корреляции Лоренца – Брея – Кларка (LBC) [2]. Результаты настройки PVT-модели на усредненные данные исследований представительных проб приведены в табл. 1.

Следующим этапом моделирования является воссоздание исходного состояния предельно насыщенной нефти на уровне ГНК, где давление насыщения нефти газом равно пластовому.

Для получения модели предельно насыщенной нефти при начальных термобарических условиях использовался подход, воспроизводящий процесс, обратный дифференциальному разгазированию, которое в свою очередь описывает поведение нефтяной системы при отборе глубинных проб в случае снижения давления в месте отбора пробы ниже давления насыщения [3].

Итерационная процедура воспроизведения свойств пластовой нефти указанным методом включает следующие этапы:

Результаты расчетов свойств предельно насыщенной нефти приведены в табл. 2.

Исходя из предположения о частичной дегазации глубинных проб нефти адекватная термодинамическая модель предельно насыщенной нефти должна воспроизводить результаты лабораторных исследований глубинных проб в широком диапазоне изменения основных параметров независимо от условия отбора проб. Для описания процесса дегазации предельно насыщенной нефти при отборе проб в случае снижения давления в точке отбора ниже давления насыщения были рассчитаны параметры при дифференциальном разгазировании. Результаты расчета представлены на рис. 4.

Рис. 4. Сопоставление результатов расчетов с использованием PVT-модели и данных исследований глубинных проб

Из рис. 4 видно, что результаты расчетов с использованием PVT-модели хорошо согласуются с данными лабораторных исследований глубинных проб нефти. Это свидетельствует об адекватности построенной термодинамической модели предельно насыщенной нефти процессам, происходящим при отборе проб пластового флюида.

С целью подтверждения достоверности данного подхода в лаборатории был проведен эксперимент по созданию физических моделей предельно насыщенной нефти путем подбора газового фактора для рекомбинации из сепараторных проб (газ сепарации, насыщенная нефть) до выполнения условия p_нас=p_пл, а также с промежуточными значениями газосодержаний. Эксперименты выполнены с использованием проб, полученных из двух скважин.

Усредненные результаты исследований предельно насыщенных проб и их сопоставление с PVT-моделью приведены на рис. 5 и в табл. 2. Из полученных данных видно, что результаты лабораторно определенных параметров физических моделей пластовой нефти более близки к результатам исследования частично дегазированных проб, чем полученные ранее результаты расчетов по PVT-модели.

Рис. 5. Сопоставление данных PVT-модели, глубинных проб и физических моделей пластовой нефти

Заключение

Таким образом, можно утверждать, что для определения свойств пластовой нефти двухфазных залежей целесообразно комплексно применять методы и результаты физического (лабораторного) и математического моделирования.

Следует отметить, что на точность воспроизведения компонентного состава и свойств пластовой нефти может оказывать существенное влияние степень дегазации ее глубинных проб, являющихся источником исходных данных.

Список литературы

References

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник

Давление насыщения нефти газом

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет «газовую» шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть «недонасыщена» газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).

Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

4.7. Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м 3 нефти оценивается по уравнению:

где Г о – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;

r о _г – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м 3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м 3 /т] • т/м 3 ]•[кг]).

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

V = G_г/r_г.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3

Вес насыщенной нефти газом определяется:

G_нг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м 3 при 15,5 о С):

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r’_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м 3 ).

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Дата добавления: 2016-03-04 ; просмотров: 7664 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

давление насыщения

Смотреть что такое «давление насыщения» в других словарях:

давление насыщения — давление насыщенного пара Нрк упругость насыщенного пара Давление в системе «пар — жидкость» или «пар — кристалл» в состоянии фазового равновесия. [Сборник рекомендуемых терминов. Выпуск 103. Термодинамика.… … Справочник технического переводчика

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ — (Pнас) давление в кгс/см2, под которым находится растворенный в нефти попутный нефтяной газ. Предложен метод (Леворсен, Гассоу) использования Pнас для определения конечного времени формирования залежей нефти. Систематическое накопление данных по… … Геологическая энциклопедия

давление насыщения — sočiųjų garų slėgis statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Garų, sudarančių pusiausvyrą su skysčiu ar kietuoju kūnu, slėgis. atitikmenys: angl. saturated vapor pressure; saturated vapour pressure vok. Sattdampfdruck, m rus.… … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas

давление насыщения (нефти газом) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластового флюида — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN saturation pressure of reservoir fluid … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластовой нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure of reservoir oil … Справочник технического переводчика

Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования) — I. Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования). Давление газожидкостной системы, в которой жидкая фаза находится в термодинамическом равновесии с бесконечно малвд количеством газовой фазы. Примечание. Неплоскостность… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения пластовой нефти — 5. Давление насыщения пластовой нефти Давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нейти появляются первые признаки свободного газа. Или по ОСТ 39 087 79 Источник: ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения нефти газом — ► bubble point (saturation) pressure Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Источник