1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п03

Глава III Нефтяные пласты, недосыщенные газом

3. КОЭФФИЦИЕНТЫ ПЛАСТОВОГО ОБЪЕМА НЕФТИ

Выше было указано, что газ, растворенный в нефти, служит источником значительного повышения объема cырой нефти. На рис. 111.2

показано изменение объема пластовой жидкости из залежи Биг Сенди в функции давления при пластовой температуре 71,1°С. Так как газ не выделяется из раствора при падении давления в залежи от начального значения 238 кГ/см² до абсолютного давления точки насыщения 170 кГ/см², то пластовая жидкость остается в однофазном (жидком) состоянии. Но поскольку жидкости слегка сжимаемы, объем пластовой жидкости увеличивается от 1,310 м³/м³ при абсолютном давлении 238 кГ/см² до1,333 м³/м³ при абсолютном давлении 170 кГ/см². Расширение жидкости продолжается и при давлении ниже 170 кГ/см², но теперь оно маскируется значительно большим эффектом, т. е. происходит видимое уменьшение объема жидкости, связанное с выделением газа из раствора. При абсолютном давлении 81,6 кГ/см² объем уменьшается до 1,210 м³/м³, а при атмосферном давлении и температуре 71,1°С до 1,04 м³/м³ товарной нефти. Коэффициент температурного расширения товарной нефти из залежи Биг Сенди удельного веса 0,876кГ/см² составляет 0,00072 на 1°С. Поэтому 1 м³ товарной нефти, взятой при стандартной температуре 15,5°С, расширится приблизительно до 1,04 м³ при конечной температуре 71,1° С, что видно из следующего расчета:

где с_т -температурный коэффициент расширения нефти.

Коэффициент пластового объема нефти при любом давлении, обозначаемый Во, означает объем в м³, занимаемый 1 м³ товарной нефти в пласте, т. е. при температуре пласта и с тем количеством газа в растворе, который может быть удержан нефтью при данном давлении. Вследствие того, что и температура и растворенный газ повышают объем товарной нефти, значение коэффициента пластового объема нефти всегда будет больше единицы.

Когда газ находится в нефти в растворенном состоянии, т. е. при давлении точки насыщения, дальнейшее повышение давления приводит к уменьшению объема со скоростью, зависящей от сжимаемости жидкости. Из сущности коэффициента пластового объема можно сделать вывод, что в залежи Биг Сенди из каждых 1,31 м³ пластовой жидкости только 1 м³ достигает резервуаров в виде товарной нефти. Это число (76,3% или 0,763) является величиной, обратной коэффициенту пластового объема и его называют коэффициентом усадки. Коэффициент пластового объема умножают на объем товарной нефти, чтобы найти ее пластовый объем. Точно так коэффициент усадки умножают на пластовый объем для нахождения объема товарной нефти. В практике используют оба термина, но принят почти универсально коэффициент пластового объема. Как уже отмечалось выше, значения коэффициентов пластового объема зависят от метода выделения газа из раствора в нефти; это явление мы не будем принимать во внимание до гл. IV, п.6.

В некоторых уравнениях удобнее использовать член, который называют коэффициентом двухфазного пластового объема и обозначают Вt; его можно определить в м³ как объем 1 м³ товарной нефти с полной начальной нормой (комплектом) растворенного газа в условиях залежи при любых пластовых давлении и температуре. Иными словами, этот коэффициент включает в себя объем жидкости Во плюс объем разности между начальной растворимостью газа в нефти Rsi и растворимостью газа в нефти при заданном давлении Rs. Если принять, что Bg является объемным коэффициентом газа в м³/нм³ растворенного газа, то коэффициент двухфазного пластового объема можно выразить следующим уравнением:

При давлении выше точки насыщения Rsi =Rs, т. е. коэффициенты пластового объема однофазной и двухфазной жидкости равны, а ниже точки насыщения двухфазный коэффициент возрастает, однофазный уменьшается. Это объясняется выделением газа из раствора и продолжающимся его расширением.

На рис. 111.3, построенном по данным рис. 111.1 и 111.2, можно схематически представить однофазный и двухфазный объемные коэффициенты для Залежи Биг Сенди. Цилиндр А снабжен движущимся поршнем. В цилиндре над поршнем находилось первоначально 1,31 м³ начальной пластовой жидкости (жидкая фаза) при абсолютном начальном давлении 238 кГ/см² и температуре 71,1° С. По мере извлечения поршня объем подпоршневого пространства увеличивается, а давление соответственно снижается. При абсолютном давлении 170 кГ/см², являющимся давлением точки насыщения, объем жидкости расширился до 1,333 м³.

При давлении ниже 170кГ/см² появляется газовая фаза, которая по мере снижения давления продолжает разрастаться вследствие выделения газа из раствора и расширения уже выделившегося газа; наоборот, жидкая фаза дает усадку из-за утери растворенного газа до 1,21 м³ при абсолютном давлении 81,6 кГ/см² При абсолютном Давлении 81 ,6 кГ/см² и 71 ,1° С коэффициент девиации выделившегося из раствора газа будет 0,890. Поэтому коэффициент объема газа по отношению к стандартным условиям (рsс =760 мм pт. ст, и температура 15,5° С) будет

Из рис. 111.1 видно, что начальный коэффициент растворимости газа составлял 101,25нм³/м³ товарной нефти, а при абсолютном давлении 81,6 кГ/см² растворимость газа снизилась до 60,2 нм³/м³ Разность этих величин, равная 41,05 нм³/м³ является количеством газа, выделившегося из раствора при снижении начального пластавого давления до 81,6кГ/см² (абс.). Пластовый объем этого газа будет Vg =0,013 X 41,05 =0,533м³. Отсюда суммарный объем углеводородов при абсолютном давлении 81,6кГ/см² будет 1,21 +0,533 =1,743м³/м³ товарной нефти.

Это не что иное как коэффициент двухфазного пластового объема при абсолютном давлении 81,6 кГ/см².

Значение коэффициента можно подучить также из уравнения (111.2): 1 ,21 + 0,013 (101 ,25-60,2) = 1 ,743 м³/м³.

На рис. 111.3, С показаны эти независимые, и общий объем при абсолютном давлении 81 ,6 кГ/см². При абсолютном давлении 1 кГ/см² и 71,1° С (А) объем газа увеличился до 120,7 м³ а объем нефти снизился до 1,04м³ Общий объем 120,7м³ выделившегося газа при 71,1°С и абсолютном давлении 1 кГ/см² приводим к стандартным условиям: рsc = 1 кГ/см² и температуре 15,5° С. На основании урав- пения состояния идеального газа получаем 101,25нм³, как показано на рис. 111.3, Е. Соответственно 1,04 м³ нефти при 71 ,1° С приводим к условиям хранения товарной нефти, т.е. к температуре 15,5°С, и получаем 1 м³ товарной нефти, как видно из Е.

На рис. 111.4 приведена корреляционная номограмма, построенная Стендингом для нахождения коэффициента однофазного пластового объема. Пользуясь номограммой, находят значение этого коэффициента по растворимости газа, удельному весу растворенного газа, удельному весу товарной нефти и пластовой температуре. Путь последовательного нахождения коэффициента пластового объема показан на номограмме стрелками. На примере 111.1 показано, как использовать корреляционную номограмму для нахождения коэффициента пластового объема при абсолютном давлении точки насыщения, задаваясь условием, что средний коэффициент растворимости равняется начальному газонефтяному фактору растворимости газа в нефти. Если пластовая жидкость будет недосыщенна, фактор пластового объема будет слегка меньше.

Пример III. 1.

Подсчитать коэффициент пластового объема на основе эксплуатационных данных на поверхности.

Д а н о: при испытании потенциальной производительности скважины из нее при небольшом снижении давления добыли 27,83 м³ нефти в сутки через штуцер диаметром 3,2 мм. Газонефтяной фактор составил 62,5 нм³/м³ товарной нефти. Удельный вес нефти 0,876 г/см², удельный вес газа, поступающего из сепаратора, 0,75, забойная температура поданным электрокаротажной съемки

Р е ш е н и е.

По рис. III. 4, следуя направлению стрелки, находим Во = 1,22 м³/м³ товарной нефти.

Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс

Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.106-110.