Плотность пластовой нефти

Плотность пластовой нефти, г/см . ...............0,868 [c.129]

Плотность пластовой нефти является одним из ее основных свойств. Результаты определения этого свойства широко используются в нефтедобывающей промышленности. Поэтому плотность нефтей при соответствующих пластовых условиях и закономерности ее измерения привлекают к себе внимание многих исследователей на протяжении длительного времени. Опубликовано боль-и ое число методик и разработаны соответствующие приборы, рекомендованные для измерения плотности нефтей как при атмосферном, так и при повышенном давлении [1, 2]. [c.27]

Уже отмечалось, что зависимость плотности пластовых нефтей от давления графически изображается наклонными прямыми. Они описываются простейшими уравнениями вида [c.29]

ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.27]

Рис. 4. Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от температуры при давлении 300 кГ/см .

Термические градиенты плотности пластовых нефтей Западной Сибири были определены по результатам измерения зависимости плотности этих нефтей от температуры [12]. [c.41]

Критическое рассмотрение состояния техники измерения плотности пластовых нефтей, проведенное ранее [2], обнаружило отсутствие соответствующих приборов, которые могли бы удовлетворить запросы нефтяников не только в области теории, но и практики. Это послужило основанием для создания нового прибора, предназначенного для измерения плотности пластовых нефтей ь широких интервалах изменения давлений и температур [3, 4, 5]. При помощи этого прибора было выполнено измерение плотности большого числа газированных нефтей нескольких нефтеносных районов. [c.27]

Рнс, 1, Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от давления при температуре 20° С. [c.28]

В этом уравнении коэффициент а, характеризующий угол наклона прямой Рр— (р), определяется интенсивностью изменения плотности пластовой нефти под влиянием давления, т. е. является барическим градиентом плотности. Численное значение этого параметра может быть получено из выражения [c.29]

Очевидно, правая часть выражения (2) представляет собой отношение изменения плотности пластовой нефти к соответствующему интервалу давления. [c.29]

Плотность пластовой нефти, г см [c.43]

Легко определить физический смысл и второго коэффициента, входящего в уравнение (1). Если принять, что величина р=0, то первое слагаемое пра- вой части этого уравнения также будет равняться нулю. Следовательно, коэффициент рр о является плотностью пластовой нефти при нулевом давлении. [c.29]

Необходимо отметить, что пластовая нефть, содержащая в себе растворённые газы, при нулевом давлении не может сохранять неизменным свой первоначальный состав. Поэтому возможность ее существования при таком давлении можно лишь представить условно. Следовательно, коэффициент показывает, какой была бы плотность пластовой нефти при пулевом давлении, если бы не происходило ее разгазирования. Численное значение этой величины можно определить графическим способом путем экстраполяции наклонной прямой р=/(р) до пересечения с осью ординат. Величина отсекаемого отрезка на этой оси и будет соответствовать рассматриваемому коэффициенту. Таким образом, были определены значения коэффициента всех исследованных нефтей. [c.30]

Таким образом, выведенное уравнение (4) позволяет рассчитывать плотность пластовых нефтей, средние молекулярные веса которых находятся в пределах от 100 до 200. Этот диапазон охватывает пластовые нефти большинства отечественных месторождений. [c.30]

По первому способу расчет плотности пластовой нефти при 1 кГ/сж и 20 С производится по формуле [c.37]

Очевидно, коэффициент р о является плотностью пластовой нефти при температуре, равной нулю. Его численное значение соответствует величине отрезка, отсекаемого наклонной прямой на оси ординат. [c.31]

На каждой из этих залежей были выбраны две скважины, по которым значения плотности пластовой нефти имеют наибольшие различия. После этого были сопоставлены относительные изменения плотности пластовой нефти с соответствующими изменениями рассматриваемых коэффициентов. [c.32]

Выше отмечалось, что рассматриваемые коэффициенты имеют ясный физический смысл. Из них первый является термическим градиентом плотности пластовой нефти, а второй — плотностью этой нефти при нулевой температуре. Полученные данные показали, что для одной залежи оба названных параметра изменяются примерно с той же интенсивностью, что и плотность пластовой нефти. Для нефтей разных залежей наблюдается иная картина. В этом случае интенсивность изменения этих параметров значительно больше, чем изменение плотности пластовых нефтей. [c.32]

Вероятно, величины сравниваемых параметров обусловлены составами нефтей. Термический градиент плотности пластовой нефти и плотность этой нефти при нулевой температуре в отличие от плотности пластовой нефти, измеренной с помощью приборов, отчетливо показывают, что в пределах залежи состав нефти меняется не так существенно, как в нефтях разных залежей. Поэтому при известных условиях первые два параметра могут иметь существенные преимущества перед плотностью пластовой нефти. [c.32]

Показано, что в исследованных интервалах давлений и температур зависимости плотности пластовых нефтей от давления и температуры можно считать линейными. [c.36]

По указанному выше методу расчет плотности газированной нефти проводится последовательно в три этапа. Вначале определяется изменение плотности нефти при растворении в ней газа. Сделать это можно двумя способами по кажущейся плотности растворенного в нефти газа и по компонентному составу пластовой нефти. В результате вычисляется некоторая фиктивная плотность пластовой нефти при давл ении 1 /сГ/сж и температуре 20 С. Затем вводится поправка на давление и, наконец, на температуру. [c.37]

К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Влияние давления на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. См. настоящий сборник. [c.44]

К a с П a p b я H Ц K. . и др. Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

Плотность пластовой нефти унас рассчитывают по уравнению [c.19]

Метод закачки сухого газа высокого давления, основанный на процессе обратного испарения компонентов этан-гексана из нефти в закачиваемый газ, теоретически может обеспечить высокую степень вытеснения, но к этому методу предъявляют серьезные требования на границе раздела необходимо поддерживать весьма высокое давление исходная пластовая нефть при этом давлении должна быть существенно недонасыщена газом и содержать значительное количество компонентов Сг — Се плотность пластовой нефти должна быть невысокой. [c.150]

Влияние давления. Влияние этого фактора на плотность пластовых нефтей было исследовано при температуре 20° С в интервале от 300 кГ1см до давления насыщения. Выбранные для исследования нефти различались между собой по величине плотности. Для сопоставления рассмотрим данные, полученные при давлении 300 кГ/с.н . При этом давлении и температуре 20° С плотность нефти щзста П Тетерево Мортымьинскогр месторождения оказалась равной 0,7426 г см , [c.27]

С этой целью сопоставим барический градиент плотности пластовой нефти с самим этим свойством по интенсивности изменения в пределах залежи. Для этого выберем произвольно следующие три залежи пласт 51 Усть-Балыкского месторождения, пласт БУШ Мегионского месторождения и пласт БУИ Совет-ско-Соснинского месторождения. Воспользуемся данными о плотности пластовой нефти, полученными при давлении 300 кГ1см . Они показывают, что для первой залежи плотность нефти меняется от 0,8165 до 0,8610 г/с-иЗ, т. е. на [c.28]

Для второй выбранной залежи имеем соответственно 2,1 и 4,1%. Наконёй,. ля третьей залежи плотность нефти меняется на 2,5%, а ее барический градиент на 6,25%. Таким образом, во всех трех случаях изменение барического радиента плотности пластовой нефти значительно выше, чем изменение свойства. Поскольку залежи были выбраны произвольно, то можно полагать, что это соотношение будет иметь место и на других залежах. [c.29]

В результате были получены для каждой выбранной залежи данные об относительном изменении сравниваемых величин. Для первой залежи плотность пластовой нефти изменяется на 5,5%, коэффициент р — на 3,16 р =о на 2,Зб7о. Для второй залежи были получены следующие соответствующие данные 2,18 1,54 и 1,32%. Наконец, для третьей залежи нефти имели 2,5 2,35 и 1,83%, Сопоставление между собой приведенных величин показывает, что в большинстве случаев они одного порядка. [c.32]

Поэтому данными о среднем молекулярном весе пластовых нефтей может располагать большинство научно-исследовательских организаций. При наличчи таких данных по уравнению (8) легко оценить влияние температуры на плотность пластовых нефтей. В этом и заключается основное достоинство выведенного уравнения. [c.33]

Расчет плотности пластовых нефтей при давлении 1 кГ см и температуре 20° С по компонентному составу показал, что для подавляющего большинства нефтей погрешность расчета плотности нефти уменьшается с заменой кажущейся плотности метана на 0,33 см . Особенно это заметно для пластовых нефтей, в которых содержание метана более значительно, чем в частично разгазированных нефтях. Среднеарифметическая погрешность расчета для всех нефтей уменьшается с 0,61 до 0,47%. Таким образом, расчет плотности газонасыщенной нефти по ее составу по точности близок к расчету по кажущейся плотности газа, но по сложности значительно его превосходит. [c.40]

По принятой методике расчета плотности газированных нефтей при заданных давлениях и температуре требовалось знать величину температурной поправки, которая вычиталась из экспериментального значения — плотности этой нефти, получ ённого для заданного давления и температуры 20° С, Эта поправка представляла собой произведение термического градиента плотности. на разность температур пласта и 2№ С. С этой целью термические градиенты определялись как по экспериментальной кривой, так и по диаграмме Стендинга. Из сравнения расчетных данных с экспериментальными выяснилось, что значения плотности пластовых нефтей, рассчитанные по Стендингу, меньше экспериментальных данных. Средняя величина этих отклонений оказалась равной 0,67%. Причина наблюдаемого расхождения между экспериментальными И литературными данными пока не ясна и требует выяснения в последующий период. [c.43]

Произведенная оценка показала, что средняя погрешность расчета плотности пластовых нефтей по экспериментальным кривым термических градиентов составляет 0,41%. Таким образом, выполненный анализ предусматривал возможность раздельной оценки погрешностей, вносимых на каждом из трех этапов метода расчета плотности газированных нефтей. Выше отмечалось, что в этих расчетах за исходные величины были приняты экспериментальные значения плотности нефтей при соответствующих условиях. ПолученньГе расчетные значения плотностей сравнивались с экспериментальными, определенными при помощи уникального прибора. [c.43]

В таблице приведены результаты последовательного расчета плотности пластовой нефти, в котором исходной экспериментальной величиной явилась плотность разгазированной нефти. По ней рассчитывалась плотность газонасыщенной нефти при 20° С и 1 кГ/сж . Расчет производился по кажущейся плотности газа. Затем к полученной расчетной величине плотности прибавлялась поправка на давление и вычиталась поправка на температуру. [c.43]

Средняя погрешность полученных расчетных значений плотности пластовой нефти при пластовых условиях составила 0,83%. Таким образом, описанный едособ расчета плдтчости пластовой нефти приемлем для практических расчетов. [c.43]

Показано, что для указанного района исследованные в работе расчетные методы позволяют получать значения плотности пластовых нефтей, отличающиеся от экспериментальных в среднем на 0,837о, т. е. точность этих методов достаточна для решения обычных практических вопросов. [c.44]

Формула (6), в отличие от метода однократного разгазирования, позволяет вычислить объемный коэффициент при давлении насыщения пластовой нефти, поскольку плотность нефти в точке давления насыщения может быть определена экстраполяцией экспериментальных кривых зависимости плотности пластовой нефти от давления. Так как интервал давлений, на которые проводится экстраполяция, невелик, а характер изменения плотности с давлением линейный, то такая экстраполяция вполне надежна. Определение объемного коэффициента в точке давления насыщения позволяет исключить влияние давления и определить зависимость искомой величины только от количества растворенного газа. Отмеченное обстоятельство может иметь существенное значение при разработке теории газовых растворов и термодинамическом обобщении фазовых соотношений многохомпонентных систем. [c.47]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология