Давление насыщения нефти газом

Для разработки методики определения состава газа при давлении на забое выше давления насыщения нефти газом были определены пределы изменения концентраций компонентов смеси в зависимости от давления сепарации и сопоставлены два способа определения состава газа — по глубинным пробам и измерением в трапах. [c.22]

В настоящее время давление насыщения нефти газом определяют в лабораториях путем построения графической зависимости между давлением и изменением объема газонефтяной смеси, так называемым объемным методом. При этом на зависимости р — ДУ получается точка излома. Давление, соответствующее точке излома, принимают за давление насыщения. [c.30]

Общепринятый объемный метод определения давления насыщения нефти газом дает завышенные результаты. [c.34]

Исследования структурно-механических свойств пластовых нефтей связаны с многими экснериментальными трудностями. Основное затруднение — необходимость проведения опытов при высоких статических давлениях, соответствующих пластовым, измеряемых десятками атмосфер, а иногда даже и выше 100 кГ/см . Пластовые нефти месторождений Башкирии содержат значительное количество растворенного газа. Опыты должны проводиться при давлении выше давления насыщения, т. е. в условиях, когда газ полностью растворен в нефти. Следовательно, установка для изучения структурных свойств должна позволять определять давление насыщения нефти газом. [c.35]

Давления насыщения нефти газом на ступенях разгазирования [c.43]

Давление насыщения нефти газом в настоящее время находят объемным методом по точке излома зависимости Р — ДУ. Однако правая ветвь данной зависимости криволинейная и это затрудняет нахождение давления насыщения. [c.168]

Определение давления насыщения пластовой нефти газом Для определения давления насыщения нефти газом необходимо переписать неравенство (2.7) в виде уравнения [c.206]

Исследование и составление алгоритма зависимости обводненности продукции от величины снижения рзб ниже давления насыщения нефти газом. [c.202]

Промысловая практика работы добывающих скважин с давлением в прискважинной зоне пласта ниже начального давления насыщения пластовой нефти газом показывает, что газовый фактор добываемой нефти во времени возрастает. Следовательно, текущее давление насыщения пластовой нефти газом непрерывно возрастает, если под этим термином понимать то значение давления насыщения нефти газом при пластовой температуре, которое будет иметь добываемая нефть после растворения в ней всего газа, поступающего в свободном виде из залежи в скважину. [c.133]

Следуя рекомендациям отраслевой методики расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем [53], определение давления насыщения нефти газом в зависимости от температуры производится в следующей последовательности [c.205]

Это уравнение справедливо для термобарических условий, при которых пластовая нефть находится в состоянии насыщения, а давление равно давлению насыщения нефти газом при температуре в системе Т. [c.206]

Представленный алгоритм расчета давления насыщения нефти газом позволяет определить изменившуюся его величину из-за изменения температуры в системе при известном составе или из-за изменения состава системы при неизменной температуре, то есть определить величину нового давления насыщения нефти газом, необходимую для расчетов свойств скважинной продукции. [c.207]

Вычисляются абсолютные давления по заданному ряду относительных давлений (2.149) с использованием вычисленного давления насыщения нефти газом (2.151) при 20 °С (см. примеры в пункте 1) [c.270]

Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22]

По окончании комплекса реологических исследований при давлении выше давления насыщения нефти газом с помощью ручных прессов давление снижали ниже давления насыщения и отбирали выделившийся газ. Давление в установке вновь повышали до пластового. [c.26]

Установка позволяет исследовать фильтрацию нефти через капилляры различного размера и образцы песчаников разной проницаемости. На установке возможно определение давления насыщения нефти газом объемным методом. [c.49]

Совершенно иная картина наблюдается, если миграция УВ происходит в растворенном состоянии. Если давление насыщения нефти газом ниже пластового давления, то при движении растворов по региональному восстанию слоев снижение давления и температуры будет способствовать выделению из раствора нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие УВ растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора должна выделяться нефть, -которая и заполнит нижнюю ловушку. В дальнейшем по мере снижения пластовых давлений и температуры наряду с жидким УВ будут выделяться и газообразные и поэтому в следующих по восстанию ловушках соответственно будут аккумулироваться нефть и газ, а еще выше только газ. Такая дифференциация У В напоминает размещение их по принципу гравитационного разделения флюидов. [c.148]

Успех геохимических исследований зависит прежде всего от правильного отбора проб нефтей. Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба нефти дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить в известном смысле термодинамическую характеристику пласта. Пробы в этом случае отбирают специальным устройством — глубинным пробоотборником. Используя затем особую дополнительную аппаратуру на скважине и особую методику при анализе, можно получить данные, характеризующие пластовое давление, давление насыщения нефти газом, пластовую температуру. [c.17]

Скопление свободного газа нал нефтью в нефтегазовой зале-жи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление Р выше Р, то весь газ растворится в нефти, а если Р < Р. то [c.73]

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. [c.69]

В результате многочисленных лабораторных определений, выполненных в НГДУ Арланнефть и БашНИПИнефть, показано, что пластовые нефти залежей на рассматриваемой площади относятся к тяжелым, смолистым и сернистым. Содержание растворенного газа в пластовых условиях составляет 10,8—12,3 нм /т, объемный коэффициент нефти равен 1,022, плотность при давлении, равном давлению насыщения нефти газом —883 кг/м , динамическая вязкость при давлении, равном давлению насыщения, изменяется в пределах 18,5— 19,2 мПа с, давление насыщения пластовой нефти газом изменяется от 3,8 до 5,1 мПа, Вязкость дегазированной нефти при температуре 20 °С изменяется от 28,7 до 37,1 мПа с, составляя в среднем 32,4 мПа с. Массовая доля серы в нефти равна 2,7%, асфальтенов —5,3%, смол селикагелевых — 27,5%, парафинов —2,2%. В состав попутного газа входят уг- [c.350]

Площадь и участок Темпера- тура пласта, "С Вязкость пластовой нефти, мПа- с Газосо- держание пластовой нефти, м /м Давление насыщения нефти газом, МПа [c.357]

Готовили пробы, содержащие 3 и 6 объемов газа на объем нефти,т. е. соответственно с газовым фактором (Г) 3 и 6 см /см . Эти пробы имели давление насыщения соответственно 15 и 28 кГ/см . Пробы готовили на установке УИПН-2, к которой была присоединена КВД. Определение оптической плотности начинали при давлении выше давления насыщения нефти газом. Давление снижали при помощи пресса установки стуненяш по 10 кГ/см . На каждой ступени определяли оптическую плотность нефти в КВД. [c.10]

Вместе с тем возникает вопрос, почему никто из исследователей до 1963 г. не получал на изотерме р — ДУ горизонтального (или почти горизонтального) участка Ш. К. Гиматудинов и А. Н. Шедловский объясняют это тем, что нри определении общепринятым объемным методом давления насыщения нефти газом снижение давления осуществляется через большие интервалы (ступени). В их опытах давление снижалось через небольшие (меньше 1 кГ/см ) интервалы. Причем в их установке вместо поршневых прессов использовались газовые баллоны. Выпуск из баллонов небольпшх объемов газа позволял очень плавно снижать давление в области, близкой к давлению насыщения [4]. [c.31]

Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А. Леворсен, У. Гассоу и другие исследователи предложили использовать замороженное давление насыщения нефти газом. Предполагается, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворенных в ней газов. Зная давление насыщения нефти газом в настоящее время, мо>кно также приближенно определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время ее формирования. Этот метод в комплексе с другими методами в некоторых районах оказался весьма полезным для уточнения времени формирования нефтяных залежей, хотя область его применения также ограничивается из-за ряда недостатков. [c.152]

Свойства нефтей при пластовых условиях исследовали по пробам из пласта 16,. Нефть этого пласта недонасыщена газом, (давлениие насыщения нефти газом ниже пластового давления). Она имеет более низкие вязкость, газосодержание, а коэффициент растворимости газа более высокий, чем у средней нефти. Её плотность равна плотности сред-шей нефти. [c.59]

Свойства пластовых нефтей исследовали только по пробам из малевского горизонта. Нефть имеет высокое газосодержание, низкую плотность. Давление насыщения нефти газом высокое, близкое к пластовому. [c.328]

Свойства пластовых нефтей определили по пробам, отобранным из ХН1 и XV горизонтов. Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и повышенных температур. Нефть XIII горизонта характеризуется высоким газосодержанием, пониженной вязкостью и низкой плотностью. Величины пластового давления и давления насыщения нефти газом равны. Нефть XV горизонта в пластовых условиях имеет по сравнению со средней нефтью пониженные газосодержание и плотность. [c.515]

При этом давление насыщения нефтей газом мало отличается от пластового. Нефти горизонтов XVII и XVIII имеют пониженное газосодержание (для горизонта XX оно ближе к среднему). В целом нефти имеют несколько повышенную вязкость (до 10 мПа-с) и плотность (до 0,910 г/см ). [c.569]

По направлению движения различают вертикальную и боковую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная миграция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вертикальная миграция более явно проявляется в складчатых областях в связи с большей нарушенностью структур. Платформенные условия хотя и более спокойные, но флюиды, в том числе и угле-- водороды, по-видимому, также перемешаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертикали. Латеральная миграция может ограничиваться ближайшими структурами, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти и дальше, если ловушка не способна удержать нефть или газ или ловушка наполнена уже до краев . При перемещении мощного потока нефти и газа на более или менее значительное расстояние проявляется иногда так называемое дифференциальное улавливание при перемещении по цепи взаимосвязанных поднятий по линии их воздымания. По первоначальной схеме В. Гас-соу и С.П. Максимова, в самую близкую (и наиболее глубоко расположенную) к очагу генерации углеводородов ловушку первым приходит газ и заполняет ее полностью до замка (рис. 5.8, I). Если даже нефть и газ приходят совместно, то дополнительные порции газа вытеснят нефть в более высоко расположенную ловушку. В ней формируется нефтяная залежь, потом по мере прихода газа — нефтяная залежь с газовой шапкой, затем по мере увеличения газа — газовая залежь с нефтяной оторочкой, затем нефть переходит в структурно более высокие ловушки. Возникает как бы аномальное распределение — газовая залежь находится на более глубоких уровнях, а газонефтяные и чисто нефтяные выше. Затем в эту схему бьши внесены поправки с учетом пластового давления и давления насыщения нефти газом. При пластовом давлении выше давления насыщения на больших глубинах газ растворяется в нефти и могут возникать нефтяные залежи с высоким газонасыщением (рис. 5.8, П). По мере миграции углеводородов в более приподнятые структуры и уменьшении пластового давления газ вьщеляется из нефти в свободную фазу. Далее все идет по схеме, описанной выше. Схема не учитывает все разнообразие природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, возникающая при определенных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине погружение, изменение структурного плана, изменение [c.217]

Представляет интерес выявление влияния содержания воды в углеводородном сырье на процесс образования АСПО. В работе [2] отмечено, что присутствие воды в добываемой продукции обусловливает проявление факторов, влияющих на формирование отложений. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти, конденсате газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а также относительное содержание высокомолекулярных компонентов. В табл. 2 приведены температурные характеристики углеводородного конденсата Карачаганакского НГКМ в зависимости от содержания воды. [c.18]

Существует оп деленная геологическая терминология, относящаяся к нефтяным или газовым залежём. Так, поверхность, разделяющую нефть и воду в залежи, называют подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Линию пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности (рис. 5). Скопление газа в залежи над нефтью называют газовой шапкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в залежи называют поверхностью нефтегазового раздела. Линию пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называют внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром газоносности. Для формирования газовой шапки в пласте нужны определенные условия и, в частности, необходимо, чтобы давление в залежи было бы равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если [c.33]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология