Коэффициент сжимаемости нефти

Содержание

Введение

1 Свойства горных пород....................................................................... 4

2 Упругие свойства пород....................................................................... 4

3 Коэффициент сжимаемости нефти........................................................ 8

4 Коэффициент сжимаемости пластовой жидкости................................ 9

5 Деформационные и прочностные свойства горных пород.............. 10

6 Определение напряжений в горной породе в призабойной области скважин. 12

7 Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.................................................... 16

Заключение......................................................................................... 21

Список используемой литературы.................................................... 22

Введение

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность — наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Например, упругие свойства горных пород и упругость пластовых жидкостей влияют на перераспределение давления в пласте.

В процессе разработки месторождения важно знать также и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пласта).

В этой работе рассматривается действия напряжений возникающих в горной породе, пластовой жидкости и нефти. В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом зале­гает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газо­вых пластов.

Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве. Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления, которое обуславливается весом пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр. В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил элемента (кубик) породы, выделенный из массива может находиться в общем случае в условиях сложного напряженного состояния.

Свойства горных пород.

Физико-механические свойства горных пород (упругость, прочность на сжатие, пластичность и др.)имеет важное значение при разработки нефтегазовых месторождений, т.к. эти свойства:

1. существенно влияет на процессы в пласте в период эксплуатации (перераспределение давления, проявление неустановившихся процессов, формирование и использование упругого запаса нефти – за счет расширения объема жидкости и уменьшение объема пор при снижении давления во время эксплуатации месторождения);

2. должны быть учтены при строительстве скважин, нефтяных шахт, подземных хранилищ газа;

3. необходимы при расчете параметров искусственного воздействия на призабойную зону для увеличения притока нефти (торпедирование, гидроразрыв и др.)

Упругие свойства пород.

Для упругих пород (упругих деформаций) связи между напряжениями и деформациями – линейные и выражаются обобщенным законом Гука, который для изотропных тел имеет вид следующих шести равенств:

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

куда входят три параметра упругости: Е – модуль продольной упругости (модуль Юнга); G – модуль сдвига, n - коэффициент Пуассона.
Физический смысл этих параметров очевиден из приведенных выше уравнений (закон Гука).

1. Из первых трех уравнений при n = 0 имеем:

(6)

т.е. при , .

Это значит, что численно модуль Юнга lEl равен напряжению lsl, при котором длина образца L увеличивается в 2 раза (т.е. DL=L).

Модуль Юнга для горных пород, как правило, лежит а пределах 10⁹ – 10¹¹ Па.

2. модуль сдвига s - коэффициент пропорциональности между касательным напряжением t и соответствующей упругой деформацией сдвига g:

При g =1 (радиан) , т.е. численно модуль сдвига s равен касательному напряжению t, вызывающему поворот соответствующей грани элемента на угол в 1 радиан.

3. коэффициент Пуассона n - это отношение относительного поперечного сокращения образца к его относительному удлинению при действии нормального напряжения по направлению L (рис.2.2а), т.е.

(7)

так как тело при сжатии расширяется, а при растяжении – сужается, то

(8)

т.е. поперечная деформация e_{попереч} составляет часть продольной.

Коэффициент Пуасона n для горных пород изменяется, как правило, в пределах 0¸0.5. Из трех параметров (Е, G, n) упругости независимых только два, т.к. между ними существует формула связи:

(9)

В случае равномерного трехосного сжатия упругого тела наблюдается прямая пропорциональность между давлением Р₀ и относительным изменением объема

(10)

где b - модуль объемного (всестороннего) сжатия.

Модуль объемного сжатия пород b выражается через выше приведенные упругие параметры пород:

(11)

В качестве примера рассмотрим распределение напряжений в горном массиве для простейшего случая однородных и изотропных горных пород (нормальное поле напряжений, не искаженное бурением скважин).

В условиях равновесия внешнее давление под действием веса вышележащих пород равно возникающим ответным напряжениям в породе:

(12)

где s_Z – вертикальная составляющая напряжений, r - плотность пород (r = const), g – ускорение свободного падения, Н – глубина залегания пласта.

По горизонтали (в рассматриваемом простейшем случае):

(13)

где n – коэффициент бокового распора ( ). (14)

Для пластичных и жидких пород типа плывунов (когда напряжения определяются гидростатическим законом) n=1.

Для плотных и крепких пород (вне зон тектонических напряжений n<1 – доли единицы). Для хрупких пород h~0.3¸0.7

Оценим приближение коэффициента бокового распора n и горизонтального напряжения пород s_X=s_Y:

Выделим элементарный объем. Его относительная деформация по оси х - e_X определяется выражением (2.4):

(15)

С учетом (13) и (14) имеем:

(16)

Предположим, что при осадконакоплении происходит только сжатие пород в вертикальном направлении, а деформации в горизонтальном направлении не было:

Тогда из (1) находим:

(17)

т.е. сравнивая с ( ), находим :

(18)

Это значит, что при 0 £n < 0,5 0 £ n <1 и горизонтальные напряжения в породах меньше вертикальных (что обычно бывает на небольших глубинах при отсутствии пластичных пород, у которых n=1)

При больших давлениях и глубинах ( более 2500 – 3000 м) может происходить выравнивание напряжений вплоть до гидростатических, т.к. за длительные периоды времени породы испытывают пластические или псевдопластические деформации.

Однако, тектонические процессы могут привести к тому, что горизонтальные напряжения могут превышать в 2 – 3 раза вертикальное горное давление.

Коэффициент сжимаемости нефти.

Нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости).

b_н=-1/V×(dV/dр)(19)

Он составляет величину порядка (0.4­¼0.7) ГПа^-1 (для нефтей, не содержащих растворённый газ). Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (b_н достигает 14 ГПа^-1). b_н зависит от температуры и давления, причём чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.

b b Т°

40° 120°

Т° Р

Когда нефть из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется

Когда нефть из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется, меняется объём.

Объёмный коэффициент рассчитывается по формуле:

в=V_пл/V_дег,(20)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём дегазированной нефти (на поверхности).

Зависимость объёмного коэффициента от давления выглядит следующим образом: В

Р_нас Р

Коэффициент усадки.

U=(в – 1)/в×100% (изменение объёма нефти при подъёме на поверхность)

или U=(в – 1)×100% (изменение объёма нефти на поверхности)