3.2.6. Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости () или объёмной упругости:

. (3.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 3.8), давления (рис. 3.9), состава нефти и газового фактора.

Рис. 3.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

Рис. 3.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости ( ≈ 0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

3.2.7. Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (3.15)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 3.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 3.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (3.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρ_н) при 15°С равна 850 кг/м ³, а относительная плотность газа по воздуху (ρ^о_г) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Г^о) равен 120 м³/т, давление пластовое (Р_пл) 150 атм, пластовая температура (Т_пл) 50 °С.

Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 3.11, находим кажущуюся плотность газа (_г.к.) для величин относительной плотности газа (ρ^о_г) равной 0,9 и плотности нефти (_н) равной 850 кг/м³. Кажущая плотность растворенного газа (_г.к) = 440 кг/м³ (0,44 кг/л). Вес газа (Gг), растворенного в 1 м³ нефти оценивается по уравнению:

Gг = Г^о _н ^о_г Gв,

где Г^о – газовый фактор, м³/т = 120 м³/т;

_н – плотность нефти, кг/м³ = 0,85 т/м³,

^о_г – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м³ воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

Вес газа составляет: Gг = 120 0,85 0,9 1,22 = 112 кг ([м³/т] т/м³][кг]).

Рис. 3.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

V = G_г/_г.к = 112 кг / 440 кг/м³ = 0,254 м³

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м³

Вес насыщенной нефти газом определяется:

G_нг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

_нг = G_нг/V_нг = 962/1,254 = 767 (кг/м³).

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (р) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (t).

Поправку на сжимаемость нефти (р) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм р составляет 22 кг/м³.

Рис. 3.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (t) находим, используя зависимости рисунка 3.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м³ при 15,5 ^оС):

t = 860–850 = 10 кг/м³.

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

'_нг = нг + нг + t = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м³).

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

b = V_пл/V_дег, b = _дег/_п = 850/755 = 1,126.

Рис. 3. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

То есть, каждый м³ нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м³. Усадка нефти составляет:

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.