Давление насыщения нефти газом

Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лабораторных условиях по пробам нефти, отобранным из пласта. Однако технология рутинных экспериментов не учитывает влияния пористой среды. Специальные исследования показали, что в пористых средах давление насыщения на 0,4-0,5 МПа выше, чем в объеме.

Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки начала выделения газа. В связи с различием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках развития слабопроницаемых пород значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллектора.

Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения

(5)

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Тяжелые нефти (битумы), не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (4-7) 10^-10 м²/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14010^-10 м²/Н). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного коэффициента, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти.

(6)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного коэффициента. При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный коэффициент незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный коэффициент не линейно уменьшается.

Используя объемный коэффициент, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

(7)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально. Если же известны данные о плотности нефти и плотности и растворимости газа, величину b можно приблизительно вычислить. По одному из методов приближенного определения расчет сводится к определению объема газа, занимаемого им в жидкой фазе. В сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение. Объем газа в жидкой фазе определяют по кажущейся плотности газа в жидкой фазе. Кажущейся плотностью называют отношение приращения массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Расчетный метод используется только для приблизительной оценки объемного коэффициента, т.к. большое количество эмпирических зависимостей, лежащих в основе этого метода, приводят к возникновению большой погрешности.