Плоскость сравнения 2 страница

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.

Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности:

^=V»/Vn, kr=Vr/Vn. (5.1)

где Уц- объем нефти, содержащейся в порах образца; I„ -объем всех пор образца; V^- объем газа, насыщающего поры образца породы.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэффициент водонасыщенности (А-д), т.е. отношение объема

связанной воды к объему порового пространства, вычислить косвенным путем величину коэффициента нефтенасыщенности (газонасыщенности) по соотношению: Л-н^-^в; ^г=1-^в-

Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.

1. Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.

2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500 об/мин.

- 103-

3. Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4. Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.

5. Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам геофизических исследований против испытуемых пластов определяют петрофизическую характеристику, например, удельное электрическое сопротивление пласта /Зд или параметр

насыщенности Рц, представляющий собой отношение сопротивления полностью нефтенасыщенного пласта /^д к сопротивлению полностью водонасыщенного пласта рц^.

Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы- коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность (нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований.

При обобщении результатов исследования величины остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных свойств породы коллектора.

П.Джонс для ориентировочного представления о содержании связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).

Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она различна (рис.24).

Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной проницаемости наблюдается наибольшая остаточная водонасыщенность, и наоборот.

104-

4 70 •100 1000 Проницаемость, •

Рис.23. Зависимость между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью для пород-коллекторов различного типа (по Джонсу, 1946):

1 - пески мелкозернистые; 2 - пески сред-незернистые; 3 - лески крупнозернистые;

известняки и доломиты

Рис.24. Зависимость содержания оста­точной воды от проницаемости для раз­личных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 - алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения: 2 - алевриты ха-думского продуктивного горизонта Севе-

ро-Ставропольского газового месторождения: 3 - песчаники угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 - модели песков кварцевых; 5 - алевро­литы свиты медистых песчаников Шебелинского газового месторождения; 6 - песча­ники мелкозернистые продуктивных горизонтов мела Газлинского газового место­рождения; 7 - песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский хутор; 8 - песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 - песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 - песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений Байрамапи и Майского; 11 - рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа

Для практической цели удобны статистические зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от величины отно­сительной глинистости Орд. Величину относительной глинистости

можно определить на любой стадии разработки месторождения, а следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водо­насыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.

5.2. Свойства природных углеводородных газов

Природные углеводородные газы состоят в основном из гомологов метана (предельных углеводородов), имеющих общую формулу С„Н2„+2. Чем легче газ, тем больше его содержание в

- 105-

смеси. Так, встречаются газовые месторождения с содержанием метана СН4 до 98 %.

По условиям залегания природные газы можно разделить на:

сухие; попутные нефтяных месторождений; газоконденсатных месторождений; каменноугольных месторождений.

Сухие газы состоят на 97 - 98 % из метана, остальную часть составляют более тяжелые гомологи (этан, пропан, бутан и др.). Примерами месторождений сухого газа могут служить Северо-Ставропольско-Пелагиадинское (Ставропольский край), Уренгойское (Тюменская область), Байрамали (Туркмения).

Попутный газ представляет собой более жирную смесь предельных углеводородов. Доля этана, пропана, бутана составляет уже от 10 до 50 %. Кроме того, возможно присутствие углекислого газа, азота, гелия, аргона, сероводорода, водорода. При достаточно высокой концентрации редких или других сопутствующих газов их добыча из природного газа и последующая переработка могут оказаться рентабельными. Классическим примером служит Астраханское месторождение, где высокое содержание сероводорода в добываемой продукции позволяет организовать добычу серы.

В газах газоконденсатных месторождений содержание тяжелых предельных углеводородов составляет около 10 %. Причем это соотношение может изменяться в ходе разработки месторождения по мере изменения термобарических условий (как правило, снижается концентрация тяжелых углеводородов в добываемой продукции вследствие падения давления в залежи).

Газы каменноугольных месторождений состоят преимущественно из метана, азота и углекислого газа. Присутствие азота и углекислого газа объясняется сообщением угольной шахты с атмосферой.

Основными физическими свойствами углеводородных газов являются плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость в нефти или воде.

Углеводородные газы химически инертны, они не реагируют со щелочами и слабыми кислотами, но хорошо растворяются в органических растворителях (нефтях).

Конденсат. В отличие от нефти и газа в природе не существует чисто конденсатных месторождений, так как конденсат может образоваться только в результате сепарации газовой смеси, когда по мере снижения пластового давления или температуры происходит конденсация углеводородов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат характеризуется достаточно высоким содержанием легких

106-

углеводородов» (до Сз). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давления или температуры. В результате такого изменения термобарических условий может быть получен конденсат, в котором содержание легких углеводородов сводится к минимуму. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давления в однофазной газовой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давление называется давлением начала конденсации. Кроме того, существует понятие давления максимальной конденсации. При давлении максимальной конденсации и заданной температуре в жидкой (конденсатной) фазе находится максимальная доля углеводородной смеси.

В природе часто первоначальное пластовое давление газовой залежи совпадает с давлением начала конденсации. В течение разработки месторождения по мере снижения пластового давления происходит конденсация газа в породе-коллекторе.

По содержанию стабильного конденсата в добываемом газе (мЭ/м³) газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:

1) с незначительным содержанием конденсата до Ю-⁵;

2) с малым содержанием - от Ю-⁵ до 15-Ю-⁴;

3) со средним содержанием - от 15-Ю-⁴ до 30-Ю-⁴;

4) с высоким содержанием - от 30-Ю-⁴ до 60-Ю-⁴.

5) с очень высоким содержанием - свыше 60-Ю"⁴.

По химическому составу конденсат отличается от нефти низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м³, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Плотность газа /у - масса т единицы объема газа V, или

отношение молекулярной массы газа М к объему моля F„,:

p^=m/V=M/Vm=Mi22,4.

Единица измерения - кг/м³. Плотность газа обычно 0,73-1,0 кг/м³.

Молекулярная масса вещества - отношение массы молекулы данного вещества к 1/12 массы атома изотопа углерода ^С;

величина безразмерная.

Количество вещества в граммах (килограммах), равное молекулярной массе, называется молем (киломолем). Объем моля для всех газов постоянен и равен при стандартных условиях 22,4 м³

- 107-

Молекулярная м а с с а природного газа

M=^MiX,, (5.2)

где m{ - молекулярная масса г-го компонента; х,- объемное содержание г-го компонента в долях единицы.

Молекулярная масса природных газов 16-20.

Относительная плотность природного газа (по воздуху) -отношение плотности газа ру к плотности воздуха рц, взятых при

одинаковых температуре и давлении. Плотность воздуха ру при

стандартных условиях 1,293 кг/м3, молекулярная масса 29. С ростом температуры плотность газа уменьшается, а с повышением молекулярной массы и давления - растет.

Вязкость газа /^ - сила внутреннего трения, возни­кающая между двумя слоями газа, перемещающимися параллельно друг другу с различными по величине ско­ростями. Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого газа при 0°С составляет 13-Ю-⁶ Па с, воздуха 17-10-6 Пас. •

С увеличением температуры при низких давлениях вязкость газов и воздуха увеличивается; при величине давления до 4 М Па вязкость газов мало зависит от него, при более высоких давлениях - повышается.

Аналитическую зависимость между параметрами (объемом, давлением и температурой) газа, описывающую поведение газа, называют уравнением состояния (идеального или реального) газа. Идеальным называется газ, в котором отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия.

Коэффициент сжимаемости г реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального Г/п и идеального V„ газов при одинаковых давлении и

температуре:

Коэффициент г определяет величину" отношения объемов реального газа при пластовых Рд и стандартных Г^ условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления д^д, Па и температуры Т, К:

г=0,00289(д,л/7пл)(Гщ1/Гет). - 108-

Коэффициент сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа.

Приведенные давление рпр ^и температуру Гдр

выражают в долях от критического давления рщ, и температуры Ткр и для однокомпонентного газа рассчитывают из уравнений:

Pnp=P^/Pкp^ ⁷пp=⁷⁷⁷кp.

где р и Т - конкретные давление и температура, для которых определяется г.

Критическая температура Т^р - это такая температура,

выше которой газ не может быть превращен в жидкость, как бы велико ни было давление. Давление, соответствующее точке критической температуры, называется критическим давлением или, иначе говоря, это предельное давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в • жидкое состояние. Для углеводородных газов, представляющих собой смесь отдельных компонентов, величины Дд, и Т^р находят как

средние арифметические из их значений для каждого компонента. Эти средние называют псевдокритическими давлением Дпф и температурой Тпкр (табл.8).

Таблица 8 Пример расчета псевдокритических давлений и температур

Компо­нент	Содержа­ние ком­понента, %	Критические абсолютные	Псевдокритические
давление, МПа	температура, К	давление, МПа	температу­ра, К
Метан Этан Пропан н-Бутан н-Пентан	92,6 1,6 0,4 2,2 3,2	4,58 4,82 4,20 3,75 3,30	190,5 305,28 369,78 425,0 470,2	4,240 0,077 0,017 0,082 0,105	176,40 4,88 1,48 9,35 15,04
Сумма				4,521	207,15

Приведенные давление и температуру смеси углеводородных газов определяют из уравнений: Рпр^ Pпкp⁼P' ^Ркр •^х!''

^1?= ⁷⁷⁷пкp=⁷⁷2⁷кp,•^x/- W Дер, и Ткр^. критические давление и температура;-го компонента; х,- доля;-го компонента в объеме смеси (доли единицы).

- 109-

Приведенные давление и температуру для смесей газов часто называют псевдоприведенными.

Если известен объем газа vq при нормальных условиях (рц и

Ту), то объем его при других давлениях и температурах (р и Г) с учетом сжимаемости можно рассчитать на основе закона Гей-Люссака:

.,.. ^т pq

to P

где Гд равно 293 К; д =0,103 МПа.

Для перехода от объема, занимаемого газом в нормальных условиях, к объему, занимаемому им в пластовых условиях, пользуются объемным коэффициентом пластового газа, by

числено равным объему, который занял бы 1 м³ газа в пластовых условиях V^.:

Ро Р

0,000378 г

где Дпл и Тпл - пластовые давление и температура.

Объемный коэффициент газа всегда значительно меньше единицы, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

5.3. Свойства нефти

Нефть - горючее ископаемое, сложная смесь главным образом углеводородов (УВ) с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых и азотистых соединений, обычно представляющее собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета, существенно изменяющее физические и технологические свойства в зависимости от химического состава.

Высокомолекулярные органические соединения существенно влияют на характер перемещения УВ по пластам в процессе разработки залежей. К ним относятся нафтеновые кислоты с общей формулой СдНзд-чСООН (п=5,6,9), смолы, асфальтены, парафин и др. В виде микрокомпонентов в связанной форме присутствуют хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций,

110-

магний, ванадий, никель, свинец, железо и пр. Всего в нефтях установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03 %.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому.

По содержанию серы нефти делятся на классы: малосернистые (серы до 0,5 %), сернистые (0,51-2,0 %) и высокосернистые (более 2,0 %); по содержанию смол - на подклассы: малосмолистые (смол менее 18 %), смолистые (18-35 %) и высокосмолистые (более 35 %); по содержанию парафина - на типы:

малопарафинистые (парафина менее 1,5 % по массе), парафинистые (1,51-6,0 %) и высокопарафинистые (более 6 %).

При оценке общего содержания парафина в нефти необходимо знать давление и температуру его кристаллизации, так как в процессе разработки при изменении пластовых давления и температуры парафин может выпадать и осаждаться в поровом пространстве, ухудшая фильтрационные свойства пласта-коллектора.

Плотность нефти - масса ее в единице объема V:

(5.3)

Единица плотности - кг/м³.

Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Обычно равна 400-800 кг/м³ и с увеличением содержания газа в нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20-40 % и более.

По плотности пластовые нефти делятся на легкие (менее 0,850 г/см³) и тяжелые (более 0,850 г/см³). Нефти плотностью выше 1 г/см³ называются мальтами.

В России плотность нефтей и нефтепродуктов определяется при температуре 20°С и соотносится с плотностью

дистиллированной воды при 4°С (относительная плотность р]°).

Плотность нефти в пластовых условиях приближенно можно оценить по формуле

/Ы=(/?сеп+0>5(7д.)/&, (5.4)

где р[щ и /?деп - плотности пластовой и сепарированной

нефти, кг/м³; G - объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти, мЭ/м³; ру - относительная плотность газа; b -объемный коэффициент пластовой нефти.

Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную (условную) вязкость нефти.

В Международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость ^ измеряется в Па-с (Паскаль в секунду) и

определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(с-м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.

Кинематическая вязкость v представляет собой отношение динамической вязкости tj к плотности р. Единица

измерения кинематической вязкости - м2/с.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости жидкости к вязкости дистиллированной воды (вязкость которой при 20°С равна 1,0008 мПас). Ее определяют вискозиметром Энглера и измеряют в °ВУ.

По относительной вязкости вычисляют кинематическую v по формуле Уббелоде:

1'=0,0713-°ВУ-Т-0,0631/°ВУ (5.5)

Зная плотность нефти, по формуле //= v/ p находят ее

динамическую вязкость при температуре т.

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПас и более. Наиболее распространены значения 0,8-50 мПа-с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов, особенно высокомолекулярных; возрастает с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота.

Различают нефти: с незначительной вязкостью [/.i < 1 мПа-с),

маловязкие (1< ^ <5 мПас), с повышенной вязкостью (5< p <25 мПа-с) и высоковязкие (^ > 25 мПа-с).

При фильтрации в пористой среде обычных жидкостей предполагается соблюдение линейного закона трения Ньютона, когда касательные напряжения сдвига прямо пропорциональны градиенту скоростей движения слоев жидкости относительно друг друга. Зависимость скорости фильтрации v от градиента давления grad p имеет форму прямой линии, проходящей через начало координат. Жидкости, подчиняющиеся закону Ньютона, называются ньютоновскими.

112-

При разработке многих месторождений СНГ установлено нарушение прямолинейного закона трения Ньютона. Зависимость скорости фильтрации от градиента давления имеет вид выпуклой кривой по отношению к оси градиента давления. Такие жидкости обладают структурно-механическими свойствами и называются вязкопластичными, или неньютоновскими.

Вязкопластичные нефти в состоянии равновесия при малых градиентах давления обладают некоторой пространственной структурой, образованной коллоидными частицами асфальтосмолистых веществ, и способны сопротивляться сдвигающему напряжению. С увеличением градиента давления структура нефтей начинает разрушаться, и при достижении определенного напряжения сдвига они начинают течь, как ньютоновские жидкости.

Вязкопластичные, или неньютоновские, свойства нефти в пласте проявляются при значительном содержании асфальтенов и смол, при начале кристаллизации парафина в нефти (когда пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина), при физико-химическом взаимодействии пластовых флюидов с пористой средой.

Структурно-механические свойства нефтей исчезают при их нагревании и увеличении скоростей фильтрации.

Колориметрические свойства нефти определяются содержанием в ней асфальтосмолистых веществ. Качественной характеристикой состава этих веществ в нефти может служить коэффициент светопоглощения. Установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость интенсивности /, прошедшего светового

потока от интенсивности /о падающего на образец нефти потока описывается уравнением:

(5.6)

К^ - коэффициент светопоглощения; с - концентрация нефти в растворе; / - толщина слоя раствора.

Отношение I, //о называется прозрачностью т

(светопропусканием), логарифм обратной величины прозрачности -оптической плотностью D:

D - Ig^lg ^k. D= 0,4343 In ^JL. It =1^/°'⁴³⁴³ (5.7)

8 Каналин

- 113-

(5.8)

Из уравнений (5.6) и (5.7) получим

^сп = Д/(0,4343с/).

Размерность К^ - 1/см. За единицу К^ принимается

коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при прохождении света через слой толщиной в 1 см интенсивность светового потока падает в /» 2,718 раз. Обычно коэффициент светопоглощения нефтей 150-900 ед. Коэффициент светопоглощения и оптическая плотность нефтей измеряются фотоколориметрами. Колориметрические свойства нефти используют как индикаторный показатель при контроле путей и направлений фильтрации нефти.

Газосодержание пластовой нефти (пластовый газовый фактор) о- - количество газа V^, растворенного в единице объема

пластовой нефти F„ ц, измеренное в стандартных условиях и

сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения:

а =Уг./Уг

п.н •

(5.9)

Газосодержание выражают в м3/м³ и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300-500 м3/м³ и более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30-100 м3/м³.

Давление насыщения (начало парообразования) пластовой нефти - давление, при котором начинается выде­ление из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения, недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам (рис.25).

В величины давления насыщения, найденные по графикам, необходимо вводить поправку а, учитывающую наличие азота в

14-

Рис.25. Зависимость давления рддд нефти от количества раство­ренного газа V. Шифр кривых - 80 плотность нефти /Эц = г/см³

газе, незначительное количество которого заметно увеличивает давление насыщения:

.3/..3.

где А - количество растворенного в нефти азота, м^/м^; ац -растворимость азота в нефти, мЭ/м³;

о;г- средняя растворимость газа в нефти, м^м³ Следовательно:

Рте ~ рн&с ^{+ а} '

(5.10)

где /?нас - давление насыщения, найденное по графику.

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м³, получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий - за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.

-115-

Коэффициент сжимаемости нефти Д, - показатель

изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

1 AF ^Ai=^-

(5.11)

где Fo - первоначальный объем нефти; AF - изменение

объема нефти при изменении давления на Ар; или по формуле:

b -Ъ

Ар 6,

(5.12)

где t\ и из - объемные коэффициенты пластовой нефти для начального и текущего давлений. Размерность /Зц - Па"1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (б-^НОу-Ю-бМПа-¹. Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18)-10 -⁶ МПа-¹.

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости /^ =(4^-7)-10 -^МПа -¹.

Объемный коэффициент пластовой нефти b - отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях нефти. Он показывает,

какой объем имел бы 1 м³ дегазированной нефти в пластовых условиях:

(5.13)

W ^н.пл • объем нефти в пластовых условиях; Гц д - объем

того же количества нефти после дегазации при стандартных условиях; р^ пд - плотность нефти в пластовых условиях; р^ -плотность нефти в стандартных условиях.

-116-

При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой нефти, которое оценивается коэффициентом усадки е:

v

е =—

V„

b-\ ''"b'

(5.14)

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда могут достигать 2-3. Коэффициент усадки до 60 %. Наиболее характерные величины объемного коэффициента 1,2-1,8.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом (9, который служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности:

в = Mb =

^н.д / ^н.пл^:

'•Ри.пл^ Рн-

(5.15)

Дата добавления: 2014-12-27