А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Стисливість - нафта

Стисливість нафт сильно змінюється в залежності від віку продуктивних пластів, а також спостерігаються зміни цього параметра по простяганню в межах одного і того ж родовища.

Стисливість нафти завжди величина позитивна, так як обсяг недонасищенной рідини зменшується при збільшенні тиску. Стисливість нафти може бути визначена в лабораторії за експериментальними даними.

Стисливість нафти - при збільшенні тиску нафту стискається.

Стисливість нафти завжди величина позитивна, так як обсяг недонасищенной рідини зменшується при збільшенні тиску. Стисливість нафти може бути визначена в лабораторії за експериментальними даними.

Графік залежності стисливості нафти (РРВе. З від її. | Графіки залежностей сжимаемости порід і пластових флюїдів від тиску. Стисливість нафти Ск визначається по залежності Вн від Р при РРнас. Коефіцієнт стисливості нафти в колонці 11 розраховується як відношення приросту обсягу нафти (колонка 7) на добуток середнього обсягу нафти (колонка 10) і перепаду тиску (колонка 9) для чисел відповідних рядків. Розрахунок виконується при тисках, що перевищують тиск насичення нафти газом. Надалі по цифрам колонки 11 знаходиться середнє значення коефіцієнта стисливості нафти.

Графік впливу температури і тиску на щільність газу. відносна щільність газу по повітрю дорівнює 0 7. Коефіцієнт стисливості нафт, що не містять розчиненого газу, коливається від 4 - Ю 10 до 7 - 10 - Па 1; коефіцієнт стисливості легкій нафті, в яких розчинена значна кількість газу, досягає 140 - Ю Па-1. Він росте з підвищенням температури.

Коефіцієнт стисливості нафти залежить від температури, кількості розчиненого в нафті газу, фракційного складу нафти і газу.

Коефіцієнт стисливості нафти збільшується зі збільшенням в ній вмісту розчиненого газу, так що пластова нафта має зазвичай більший коефіцієнт стиснення, ніж та ж нафта, сепарованого на поверхні.

Коефіцієнт стисливості нафти залежить від складу нафти, тиску і температури. Якщо нафта не містить розчинений газ, вона має низький коефіцієнт стисливості.

Коефіцієнт стисливості нафти збільшується зі збільшенням в ній вмісту розчиненого газу, так що пластова нафта має зазвичай більший коефіцієнт стиснення, ніж та ж нафта, сепарованого на поверхні.

Коефіцієнт стисливості рн нафти залежить від складу пластової нафти, кількості розчиненого газу, абсолютного тиску та температури.

Коефіцієнт стисливості нафти рн визначається на зразках пластової нафти. Він залежить від кількості розчиненого в нафті газу і від його складу. Стисливість гірських порід РЦ залежить від їх типу, ступеня цементації і упаковки, а також пористості; визначати її слід для кожного пласта окремо. ці дослідники відзначають, що зменшення норовить простору в результаті збільшення тиску, що діє на породи, посилюється в малопористих породах.

Причому коефіцієнт стисливості нафти сильно залежить від кількості розчиненого в ній газу.

При дослідженнях стисливості нафти і води в більш широких діапазонах зміни тиску виявляється, що їх коефіцієнти стисливості не залишаються постійними - зменшуються зі збільшенням тиску і, навпаки, збільшуються при зниженні тиску. Наприклад, коефіцієнт стисливості прісної води збільшується на 6% при зниженні тиску з 20 МПа до нуля; ще менше збільшення цього коефіцієнта - тільки на 3% - при зниженні тиску з 10 МПа до нуля.

С - коефіцієнти стисливості нафти і породи пласта, 1 /Па), за формулою (9.8) визначають ГПР.

У деяких випадках враховують стисливість нафти - здатність змінювати свій об'єм під впливом температури і тиску. В першому випадку відбувається термічне розширення нафти, у другому - пружне розширення або стиснення.

Нехтується термічним розширенням і сжимаемостью нафти і води.

Залежність питомої відбору рідини X від зниження тиску. Якщо знехтувати незначною зміною коефіцієнтів стисливості нафти, води і породи при зниженні пластового тиску, то залежність відбору рідини на одиницю падіння тиску X від зниження тиску Др до початку заводнення при повній замкнутості повинна зображуватися лінією, паралельної осі Др.

Метод полягає у визначенні коефіцієнта стисливості нафти через наведену псевдокрітіческую стисливість по її залежності від наведених псевдокрітіческіх температури і тиску. Однак, оскільки нафти є сумішами важких вуглеводнів, що містять в основному компоненти С7 і вище, безпосередній розрахунок значень наведених псевдокрітіческіх тисків і температур для них вельми складний.

Як видно з цього прикладу, стисливість нафти незначна. Проте це її властивість в ряді випадків істотно впливає на процес розробки нафтових родовищ. Коефіцієнт стисливості нафти збільшується, зі збільшенням в нафти вмісту розчиненого газу, так що пластова нафта має зазвичай більший коефіцієнт стиснення, ніж та ж нафта на поверхні після дегазації.

Скв. 237 Соколовогорская. Диференціальний метод обліку змінного припливу. Невідомими залишилися додаткові відомості (наприклад, стисливість нафти, потужність пласта і деякі інші), які ми умовно прийняли на підставі аналогії з деякими свердловинами Соколовогорского родовища.

Що розуміється під тиском насичення нафти газом і коефіцієнтом стисливості нафти.

Залежність поверхневого натягу небітдагской нафти на кордоні з водою від тиску при температурі 20 ° С і при насиченні обох фаз метаном (крива 1 і етан-пропанового сумішшю (крива 2. Підвищення температури супроводжується погіршенням розчинності газу і збільшенням коефіцієнта стисливості нафти. Тому поверхневий натяг її на кордоні з водою з підвищенням температури має зменшуватися. Отже, зростання тиску і температури діє в протилежних напрямках і в результаті в окремих випадках можливо, що зміни поверхневого натягу не буде.

Що розуміється під тиском насичення нафти газом і коефіцієнтом стисливості нафти.

 Підвищення температури супроводжується погіршенням розчинності газу і збільшенням коефіцієнта стисливості нафти. Тому поверхневий натяг її на кордоні з водою з підвищенням температури має зменшуватися. Отже, зростання тиску і температури діє в протилежних напрямках і в результаті в окремих випадках можливо, що зміни поверхневого натягу не буде.

Від яких факторів залежить величина тиску насичення газом і коефіцієнта стисливості нафти. 
В свердловині завжди є деяка вільна ємність, яка утворюється завдяки стисливості нафти і газового подушки або ж частиною відкритого простору над рівнем нафти. У фонтанних і компресорних свердловинах вільна ємність утворюється завдяки стисливості газової подушки над рівнем нафти в затрубному просторі і в підйомних трубах і стисливості самого стовпа нафти. У глубіннонасосной свердловинах вільними ємностями є частина обсягу газової подушки в затрубному просторі і частина обсягу сжимаемой нафти; при відкритому в атмосферу затрубному просторі вільної ємністю є частина відкритого простору над рівнем нафти, в газових свердловинах - частина обсягу пружною газового середовища.

В свердловині завжди є деяка вільна ємність, яка утворюється завдяки стисливості нафти і газового подушки або ж частиною відкритого простору над рівнем нафти. Після зупинки свердловини або після зміни режиму в бік зменшення дебіту в Протягом деякого перехідного періоду відбувається заповнення вільної ємності свердловини надходить з пласта нафтою.

Так само як і інші дослідники, нехтуючи невеликими змінами коефіцієнтів стисливості нафти, води і породи, пов'язаними зі зміною тисків у процесі дослідження, В.М. Добринін виходить з наступних положень.

Основними типами енергії, яка бере участь в нефтеотдаче, є: 1) стисливість нафти і води всередині продуктивного шару породи колектора; 2) гравітаційна енергія нафти в верхніх шарах пласта в порівнянні з енергією на його зануренні; 3) пружність стисненого та розчиненого газу в нафті (а також у воді) всередині продуктивного шару або зонах вільного газу, що лежать поверх горизонту, насиченого нафтою; 4) пружне стиснення води в пластах, які зв'язані з нафтовим резервуаром.

Експериментально доведено, що розчинення двоокису вуглецю призводить до збільшення обсягу і стисливості нафти, зниження її в'язкості, зростання тиску насичення і газового фактора. Насичення води вуглекислим газом підвищує її в'язкість. Поверхневий натяг на межі насичених нафти і води знижується. Така зміна фізико-хімічних властивостей пластових систем при дії двоокису вуглецю сприяє більш повному і швидкому вилученню нафти. У роботі[l ]наведені графічні залежності фізико-хімічних параметрів нафт, насичених двоокисом вуглецю, від тих же параметрів вихідної нафти в пластових умовах. Таким чином, зміна властивостей нафти при її насиченні двоокисом вуглецю вимагає експериментального визначення в кожному конкретному випадку.

Отримана розрахункова в'язкість 16 1 мПа - з дещо завищена через неврахування стисливості нафти при тиску вище тиску насичення.

Останнім часом в літературі з'являються цілком обгрунтовані думки про необхідність урахування коефіцієнта стисливості нафти і при підрахунку запасів нафти об'ємним методом.

Схема пристрою віскозиметра високого тиску. Розглянемо методику визначення деяких параметрів пластових нафт: в'язкості, тиску насичення, коефіцієнта стисливості нафти.

Схема пристрою віскозиметра високого тиску. Розглянемо для прикладу методику визначення деяких параметрів пластових нафт: в'язкості, тиску насичення, коефіцієнта стисливості нафти.

Залежність в'язкості води від тиску при постійних температурах.

Формула (III.8) справедлива лише в інтервалі тисків від атмосферного до тиску насичення, так як вона враховує вплив стисливості нафти при тиску вище тиску насичення.

Формула (VI.4) справедлива лише в інтервалі тисків від атмосферного до тиску насичення, так як вона не враховує вплив стисливості нафти при тиску вище тиску насичення.

РВО, pro - щільність нафти, води, газу в нормальних умовах; ZH ZB, Zr - коефіцієнти стисливості нафти, води, газу; р0 Т0 - тиск і температура нормальних умов; Т - температура потоку; р - тиск потоку.

Для забезпечення вимірювання кількості та параметрів якості нафти в пам'ять БОЇ вводяться постійні параметри, які використовуються при розрахунках (коефіцієнти термічного розширення, стисливості нафти та ін. Таким чином, для першого типу трещиновато-пористого колектора проникність блоків і коефіцієнт стисливості води впливають на кількість віджимають з блоків води, а коефіцієнт стисливості нафти - на коефіцієнт нафтовіддачі.

По покладах з пружним або пружно-водонапірним режимом найбільші похибки в цифрах запасів виникають в результаті неточностей у визначенні накопиченої видобутку нафти, величини Др і коефіцієнта стисливості нафти. неточності у визначенні коефіцієнта водонасиченого щенности і коефіцієнта стисливості води надають порівняно невеликий вплив.

При підрахунку запасів необхідно враховувати також фізико-хімічні параметри нафти: щільність, в'язкість, поверхневий натяг на межі нафта - газ, нафта - вода в пластових умовах, стисливість нафти і газу, тиск насичення, газовий фактор, розчинність газу в нафті, коефіцієнт усадки; об'ємний і перерахункових коефіцієнти. Ці параметри визна ляють розрахунковим і експериментальним способами. Перший полягає в знаходженні необхідних параметрів за емпіричними графіками, побудованим по великій кількості експериментальних даних, другий заснований на отриманні параметрів, що встановлюються при пластових тисках і температурах.

Де FH, в і п - обсяги нафти, води і часу всередині нафтового покладу в пластових умовах: рн, р і 3П, пл - коефіцієнти стисливості нафти, води і часу породи в пластових умовах; рнач - початковий пластовий тиск; р - поточний пластовий тиск.

Процес перекладу проби і її термостатірованш є тривалим З урахуванням цього переклад проби і підігрів її до шшсшьой температури здійснюється лаборантом до початку досліду по визначенню тиску насичення і коефіцієнта стисливості нафти. Обсяг перекладеної проби становить 16705 см3 при пластовому тиску і температурі.