 ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ
| При изучении распределения пор по размерам методом полупроницаемых
( или малопроницаемых ) перегородок обычно пользуются прибором ,схема которого изображена на рисунке . Образец 1,насыщенный жидкостью ( водой или керосином), устанавливают в камере 2 на полупроницаемую перегородку (мембрану) 3, также насыщенную жидкостью. В качестве полупроницаемой перегородки используют керамические, фарфоровые или другие плитки, размеры пор которых значительно меньше средних пор образца. Жидкость из керна вытесняется азотом, давление которого создается внутри камеры 2, и регистрируется манометром 4. При повышении давления азот вначале проникает в крупные поры образца и жидкость из них уходит через поры 3 в градуированную ловушку 5. Азот из камеры 2 через перегородку 3 может прорваться только тогда, когда давление в ней превысит капиллярное давление менисков в порах мембраны. Повышая ступенями давление в камере 2 и регистрируя соответствующие объемы жидкости, вытесненные в ловушку при различных давлениях, по формуле (1.8 ) определяют состав пор по размерам. Результаты анализа обычно изображают дифференциальных кривых распределения пор по размерам, откладывая по оси абсцисс радиусы поровых каналов в микрометрах, а по оси ординат F( R) = dV/dR – изменения объема пор, приходящиеся на единицу измерения их радиуса. Согласно данным Ф.И. Котяхова, по методу полупроницаемых перегородок получают несколько заниженные результаты. Это, по-видимому, происходит потому, что при расчетах по формуле (1.8 ) угол смачивания принимается равным нулю. Если предположить, что при вытеснении керосина воздухом или азотом из образца угол J =45, результаты опытов совпадают в большей степени. Измерения показывают, что радиусы пор, по которым в основном происходит движение жидкостей, находятся в пределах 5-30 мкм. Распределение пор по размерам можно также исследовать центробежным методом. Сущность его заключается в том, что при вращении насыщенного жидкостью образца развиваются центробежные силы, способствующие истечению из пор жидкой фазы. При вращении керна в центрифуге с возрастающей скоростью жидкость удаляется из пор меньшего размера. В процессе опыта регистрируют объемы жидкости, вытекающей из образца при соответствующей скорости вращения. По значению скорости рассчитываются центробежная сила и капиллярное давление, удерживающее оставшуюся жидкость в образце. По значению капиллярного давления устанавливается размер пор, из которых вытекла жидкость при данной скорости вращения. Так получают кривую распределения пор по размерам. Большим преимуществом центробежного метода является быстрота операций. Легко убедиться, что по данным, полученным в процессе опыта по изучению распределения пор, можно построить кривые капиллярное давление – водонасыщенность пор жидкостью. Типичный ее вид для пород различной проницаемости приведен на рис. 1.11. По оси абсцисс откладывается водонасыщенность породы (в долях единицы или в процентах), а по оси ординат–капиллярное давление Рк, соответствующее данной водонасыщенности Sв. Считается, что метод полупроницаемых перегородок позволяет получить зависимости Рк-Sв, наиболее близкие к пластовым условиям в связи с возможностью использования в опытах воды и нефти в качестве первоначально насыщающей образец фазы и вытесняющей среды. По смачивающим и другим свойствам модельная система приближается к пластовой. Зависимости Рк-Sв широко используют при оценке остаточной водонасыщенности пород для изучения строения переходной зоны нефть-вода, вода-газ. Как следует из рисунка 1.11, характер зависимости Рк= f(Sв) в значительной степени определяется проницаемостью пористых сред. Очевидно, другие свойства пород, а также жидкостей влияют на форму кривых Рк = f(Sв). Левереттом была впервые сделана попытка учесть влияние свойств пород и жидкостей и свести данные о зависимости капиллярного давления от насыщенности различных пластов в единую зависимость с помощью функции: Рк k J(Sв) = ----------- - ----- σ cos m
Здесь все обозначения прежние. Легко установить по формулам ( ) и ( ), что функция Леверетта представляет собой отношение капиллярного давления pk , соответствующего различной степени насыщенности пор, к величине, пропорциональной среднему значению капиллярного давления, развиваемого менисками в порах со средним радиусом. Однако анализ показал, что предположение о вероятном совпадении зависимостей функция Леверетта J-водонасыщенность Sв для всех пород на практике не оправдавалась. На рис.1.12. для примера приведены зависимости J= f (Sв), полученные Н.С. Гудок, для различных пород продуктивных пластов нижнего мела прикумской нефтеносной области. Для корреляции зависимостей Рк = f (Sв), полученных для различных пород, применяются также статистические методы.
9. Удельная поверхность.
Под удельной поверхностью горных пород понимают суммарную поверхность всех её зёрен в единице объёма (Sуд = F/V,м2/м3). Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы,более обобщённо, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций. Тем не менее соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят с одной стороны от физико-химических свойств жидкости, а с другой от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности. Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы. Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зёрен и коэффициента пористости.Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность. Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер считается, что удельная поверхность однородной породы составляет: для псаммитов менее 950м2/м3, для алевритов 950-2300м2/м3. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно, в силу её неоднородности. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50%, колеблется в пределах 900-2100м2/м3. Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие «фиктивный грунт». Под фиктивным грунтом предполагается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке. В 1 м3 породы (V) такой структуры полная поверхность шаров составитплощадь(S) и удельную поверхность соответственно: S = 6*(1-m)/d, Sуд = S/V Где S – площадь поверхности, м2; m – пористости,м3; d – диаметр, м; Sуд – удельная поверхность, м2/м3. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельную поверхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящих от величин пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по одному из вариантов формулы Козени: Sуд = 7*105*(m*√m)/(√kпр) Или по выражению, предложенному К.Г. Оркиным: Sуд = c*m*√(m/kпр) Где с – поправочный коэффициент, который учитывает отклонения формы частиц от шарообразной и зависит от величины эффективного диаметра частиц (dэф) для реальных коллекторов. 10. Коллекторские свойства трещиноватых пород.
Во многих залежах коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной межзерновой пористостью, но в значительной степени также и наличием трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Пласты этих месторождений сложены плотными породами, очень часто неспособными практически фильтровать сквозь себя жидкости ( т.е обладающими низкой проницаемостью). Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы. Существуют различные мнения о том, что составляет емкость трещиноватого коллектора. Иногда емкость такого коллектора определяется только объемом трещин. В большинстве же случаев она обуславливается пустотами трех видов. 1. Межзерновым поровым пространством. Пористость 2- 10%. 2. Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть ( 13-15%) полезной емкости трещиноватого коллектора. 3. Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотовые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная емкость пород оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов. Исходя из основных коллекторских свойств, обуславливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды: 1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны. 2. Коллекторы трещинного типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мкм. Такие виды коллекторов мало распространены. 3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетание и переходы по площади и разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида широко распостранены.
Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъюнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило , выражена правильными геометрическими системами трещин. Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, не наблюдается, так как предполагается, что, кроме тектонического фактора, на распределение систем трещин на структуре влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещиноваты те участки структуры, где изменяются углы падения пород – периклинали на пологих складках и своды на структурах с крутыми крыльями. По результатам исследования ВНИГРИ, раскрытость трещин нефтесодержащих пластов обычно составляет 10-20 мкм, и лишь иногда она возрастает до 30 мкм. В породах же подверженных процессам растворения и перекристаллизации минералов, встречается каверны и карсты значительных размеров. Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых горных пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин. Здесь следует подчеркнуть, что понятие « раскрытость» включает в себя некоторую условность. Существование трещин на больших глубинах в условиях проявления горного давления возможно только при многочисленных контактах между стенками трещины. Площадь контактов по сравнению с поверхностью стенки мала, и поэтому наличие их существенно не влияет на емкость и фильтрационные свойства трещин. На этом основании вводят понятие раскрытости трещин как преобладающей величины расстояний стенок трещин между контактами. Уже отмечалось, что подавляющее большинство трещин, по видимому, имеет тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Поэтому далее будем рассматривать трещиноватость, характеризующуюся системами трещин, стенки которых можно принять за плоскости. Исследованиями Е.М.Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости зависит от литологических свойств пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей. Раскрытость трещин также зависит от литологических состава пород и их происхождения. Раскрытость трещин различных пород колеблется в пределах 14-18 мкм. Интенсивность трещиноватости горной породы, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью трещин, которая определяется следующими соотношениями:
Где S- площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы; l – суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F. Мерой трещиноватости породы одной системы трещин служит густота трещин Г, представляющая собой отношение числа трещин Dn, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины DL этой нормали: Dn Г= ----- DL Для однородной трещиноватости, т. е. когда трещины находятся на равном расстоянии друг от друга густота трещин:
Г = ------- L Где L – расстояние между трещинами в системе.
Параметры трещиноватости находят по керновому материалу и шлифам. При микроскопическом изучении шлифа определяются раскрытие трещин, их протяжённость и площадь шлифа. Параметры трещиноватых пород подсчитывают по формулам: b3l Кт = А ------ F bl mт = ------ F l P = ---- F
A = (1,71 – 2,28)*106
Здесь кт – трещинная проницаемость,мкм2; А – численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (для трёх взаимно перпендикулярных систем трещин А = 2,28 * 106; для хаотически расположенных трещин А = 1,71 * 106); l – протяжённость трещин в шлифе, см; F – площадь шлифа, см2; mт – трещинная пористость, доли единицы; Р – поверхностная плотность трещин. Для определения параметров трещиноватости используются геологические, геофизические и гидродинамические методы исследования трещиноватых пород. При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности по данным исследования трещинаатости пород в их обнажениях на дневной поверхности, а также в шахтах и других горных выработках. Геофизические методы основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, упругих и т. д.) от параметров трещиноватости Гидродинамические методы основаны на использовании результатов исследования скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т. д.) зависят от параметров трещиноватости коллектора. Многочисленные измерения показывают, что трещинная пористость от общей пористости трещиноватой породы обычно не превышает 1% и часто бывает менее 0,1%. В противоположность этому проницаемость трещинного коллектора обычно определяется пропускной способностью трещин.
11. Механические свойства горных пород.
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. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течении длительного времени, то оно называется пластичным. Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на режим перераспределения деления в пласте. Деление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяются не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. Горные породы в недрах земли находятся в напряжённом состоянии, вызванным собственным весом пород (Рг – геостатическое давление). Пластовое давление жидкости разрушает минеральный скелет пород, которые испытывают давление, равное разности между горным и пластовым давлениями (Рупл = Рг – Рпл). При извлечении нефти на поверхность пластовое давление (Рпл) падает, а давление на минеральный скелет пород (Рупл) увеличивается. При снижении пластового давления, объём жидкости будет увеличиваться, а объём порового пространства будет уменьшаться. Установлено, что с падением пластового давления объём порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зёрен породы и возрастания сжимающих условий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород (рис 1.24.). При этом зёрна породы испытывают дополнительную деформацию. Пористость коллектора уменьшается также вследствие перераспределения зёрен и более плотной упаковки их. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород формирующих пласт. Изменяется структура самой пористой среды. Поэтому, общепринятым считается мнение, что горные породы при условиях залегания в месторождениях имеют меньшие значения ФЕС по сравнению с параметрами, определёнными на поверхности. По результатам исследований пористость песчаников уменьшается на 20% при давлениях около 15МПа, пористость плотных аргиллитов уменьшается на 6% при том же давлении. Упругие свойства горных пород описываются законом Гука, то есть относительная деформация горных пород пропорциональна изменению пластового давления:
1 ∆Vn βс = ------------------ = m*βп V0 ∆P
где βс – коэффициент объёмной упругости пористой породы; βп - коэффициент сжимаемости пор; V0 – начальный объём образца породы; ∆Vп – изменения объёма пор; ∆P – изменение пластового давления; m – коэффициент пористости.
Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объёмной упругости) породы, пласта, пор, твёрдой фазы и пористой среды. Коэффициент объёмной упругости пористой породы (βс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (βп) и на пористость пород: βп = βс/ mо, где mо - пористость при начальном напряжении (Рупл. min). Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объёмной упругости пористости среды (βс) и наименьшего напряжения (Рупл. min):
m = mo [ 1 - βп (Рупл - Рупл. min)] = mo – βс (Рупл - Рупл. min)
Величина коэффициента объёмной упругости пористой среды (βс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3 – 2,0 *10-10 м2/н (0,3 – 2,0 *10-4МПа-1) В нефтепромысловой практике часто используется коэффициент упругоёмкости пласта (β) β = m * βж + βс,
где βж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.
Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Мелкозернистые породы, как правило, обладают более высокой прочностью, чем породы того же минералогического состава, но сложены кристаллами больших размеров. Весьма прочны породы волокнистого строения. Большое влияние на прочность пород оказывает состав цемента. Однако высокая прочность зёрен ещё не означает, что порода будет оказывать большое сопротивление различным видам деформации. Песчаники с глинистым цементом относятся к группе пород с низкой прочностью на сжатие. Примесь глины в известняках также понижает их прочность. Песчаники, цементирующим веществом которых служит кремнезем или известковый цемент, обладают повышенной прочностью. Осадочным породам обычно присуща анизотропия (зависимость свойства от направления его измерения) в механических свойствах. Например, прочность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает прочность, измеренную в направлении, перпендикулярном напластованию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов, при искусственном воздействии на породы призабойной зоны скважин.
12. Тепловые свойства горных пород.
Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов. Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород. Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 10:
dQ с = ------------- M * dT
Где М – масса породы; dT – прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе. Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относить к определённой температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):
dQ = с * М * dT.
Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания – при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идёт на расширение породы. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость в породах нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,4-2 кДж/(кг*К)
Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:
dt dQ = λ ------------- Sdt dx
Коэффициент температуропроводности (ά) горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород, вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (άL) и объёмного (άV) теплового расширения. Коэффициенты линейного (άL) и объёмного (άV) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:
dL dV άL =----------; άV = --------- dT * L; dT * V.
Где L и V – начальные длинна и объём образца.
Взаимосвязи тепловых свойств горных пород выражаются соотношениями:
λ λ ά = ------- с = ------- с * р ά * р.
Где ά – коэффициент температуропроводности, м2/с; λ – коэффициент теплопроводности, Вт/(м * К); с – удельная теплоёмкость, Дж/(м * К) р – плотность породы, кг/м3
Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами (табл. 1.3.). Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой значительно повышается за счёт конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды, ускоряется процесс передачи тепла за счёт конвекции. Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Небольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов. Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности более низка, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.
13. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи.
Углероды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжёлых углеводородах растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворённой в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объёмом нефти незначительно, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном ( жидком ) состоянии. Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа в залежи подразделяются на: 1. Чисто газовые; 2. Газоконденсатные; 3. Газонефтяные ( с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой ); 4. Нефтяные ( с различным содержанием нефтяного газа ) В связи с широким разнообразием сочетания давления, температуры и состава углеводородов залежей нефти и газа резко очерчённых границ ,разделяющих месторождения на отдельные типы не существует. В газонефтепромысловой практике США залежи углеводородов по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых углеводородов иногда условно различают на газовые газоконденсатные и газонефтяные. Газоконденсатный фактор- это количество газа в кубических метрах , приходящееся на 1м3 получаемой жидкой продукции- конденсата. К газоконденсатным относят залежи из которых добывают слабоокрашенные ,либо бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740-780 кг/м3 с газоконденсатным фактором от 900 до 1100 м3/м3. Следует отметить, что в 1 м3 нефти содержание растворённого газа может достигать более 1000 м3. С этой точки зрения между нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Упомянутые цвет и плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными, т. к. в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений содержится наряду с остаточной водой остаточная нефть. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с тёмной окраской, который содержит смолы. Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользуется характеристикой фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условии в залежи. В последние годы доказано существование газогидратных залежей, содержащих газ в твёрдом ( гидратном ) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обусловлено свойством его при определённых давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии, поэтому подсчёт запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой разреза, составом газа, минерализацией пластовых вод. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетней мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2-2.5 тыс. м. В процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и температур.
14.Состав и классификация нефтей. Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трёх основных классов: Метанового или (парафинового) ряда – алканы общего состава СnH2n+2, Полиметиленовые или нафтеновые углеводороды ( циклоалканы ) Сn H2n и ароматические Содержание серы в нефтях достигает 6 % и более. Она присуствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соеденений и смолистых веществ ( меркаптаны, сульфиды, дисульфиды Меркаптаны ( R – SH ) по строению аналогичны спиртам, этиломеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях жидкости, метилмеркаптан CH3SH – газообразное вещество с температурой кипения 7.6 0 С. Со щелочами и окислами тяжёлых металлов они образуют меркаптиды. Эти веществвызывают сильную коррозию металла Содержание асфальто - смолистых веществ достигают 40%. Они представляют собой высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входит углерод, водород, кислород, сера и азот. Большая часть асфальто - смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде – жидкие или полужидкие вещества от тёмно – жёлтого до коричневого цвета плотностью 1000 – 1070 кг/ м3. Тёмная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол, которые хорошо адсорбируются на силикагеле, отбеливающих глинах и на других адсорбентах. К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно на свету, а наиболее интенсивно – при нагревании с одновременным продуванием воздуха. Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются так же нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфальтены и при растворении ( например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по- видимому, в виде коллоидных систем. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а так же различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти подразделяются на три класса: малосернистые( при содержании серы не более 0.5%), сернистые ( при содержании серы более 0.5% -2.0%), и высокосернистые ( при содержании серы более2%). По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые ( содержание смол ниже 18%), смолистые( от 18 до 35%), и высокосмолистые( более 35%). Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1.5% по массе, к парафинистым при содержании его от 1.5 до 6% и высокопарафиновым – более 6% парафина. Парафин в скважинах и промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании его в нефти в пределах 1.5-2.0 % . Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделения из нефти газовой фазы и уменьшения растворяющей способности нефти и т.д. В отдельных случаях ( нефти месторождения Узень Казахской ССР) содержание парафина достигает 35%. При этом температура его кристаллизации оказалась близкой к пластовой.Для предотвращениявыпадения парафина в пласте поддержанияпластового давлениянеобходимо осуществлять нагнетением вод с повышенной температурой. Условия выпадения парафина (температуру и давление начала его кристаллизации ) изучают с помощью специальных акустических или оптических приборов. Принцип их действия заключается в том, что после начала кристаллизации парафина наступает « замутнение» слоя нефти в приборе, который улавливается фотоэлементами или регистраторами интенсивности ультразвука. Очищенный парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915кг/м3 при 15оС. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40 – 60оС. Нефтяной парафин это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины – углеводороды состава С17 – С35, имеющие температуру плавления 27 – 71оС. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу ( состав их С36 – С55), а температура плавления -65 –88оС. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они так же и по строению кристаллов. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами. Парафиновые и церезиновые углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава CnH2n+n, причём парафины, обладают нормальным строением .Церезины же представляют собой смесь изопарафинов.
15.Состав и классификация природных газов.
Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений состоят из гомологического ряда метана с общей формулой CnH2n, а также неуглеводородных компонентов : азота (N2), углекислого газа (CO2), сероводорода (H2S), меркаптанов (RSH), редкоземельных (инертных) газов ( гелия, аргона, криптона ) ,ртути. Число углеводородных атомов в молекуле углеводородов n может достигать 18 и более. Метан (СН4), этан ( С2Н6 ) и этилен ( С2Н4 ), при обычных условиях давления ( р = 0.1 МПа ) и температуры ( Т = 288 – 303 К) являются газами. Пропан ( С3Н8 ), пропилен (С2Н6 ), изобутан ( i-C4H10), нормальный бутан ( n= C4H10 ), бутилены ( С4Н8 ) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях – в жидком состоянии. Они входят в состав жидких углеводородных газов. Углеводороды, начиная с изопентана ( i – C5H12 ) и более тяжёлые ( 17 n 5 ), при атмосферных условиях находится в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 атомов углерода (от С18Н38 ) и более расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находится в твёрдом состоянии.
Природные газы подразделяются на три следующие группы: 1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений и представляющие собой сухой газ, свободный от тяжёлых углеводородов. 2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции ( жидкого газа ) и газового бензина. 3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжёлых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжёлые масляны фракции. В таблице приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.
16.Свойства нефтей.
Природные нефти – это смесь жидких углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений. В поверхностных условиях большинство нефтей представляет собой жидкости плотностью 0,77-0,98 г/см3 (чаще всего 0,82-0,92 г/см3), самой различной вязкости, вплоть до вязко-пластичных тел. Различные нефти застывают при температуре от -60 до + 83 0С. Их молекулярная масса обычно 22-300. Свойства нефтей , газов и вод на поверхности заметно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворённого газа, температуры и давления, поэтому приходится изучать отдельно свойства флюидов как в поверхностных, так и в пластовых условиях. Кроме того, свойства изменяются в процессе разработки, что вызывает необходимость в ряде случаев изучать изменения свойств флюидов в зависимости от переменных давления и температуры. Плотностью любого вещества называется отношение его массы М к занимаемому объёму V: М р = ------ V
Плотность пластовой нефти обычно в 1,2 – 1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти в поверхностных условиях. Известны пластовые нефти плотностью всего 0,3 – 0,4 г/см3, но чаще всего значения ее в пластовых условиях находятся в пределах 0,5 – 0,8 г/см3 Единицами измерения плотности служат: в международной системе [Рси] = кг/м3. На практике часто используют безразмерную относительную плотность – отношение плотности данного вещества к плотности дистиллированной воды при +4 0С. Поскольку плотность дистиллированной воды при +4 0С очень близка 1000 кг/м3, числовые значения абсолютной и относительной плотностей веществ практически совпадают.
Вязкостью называют свойство жидкости и газа сопротивляться сдвигающим условиям. Вязкость проявляется только при движении жидкостей и газов как внутреннее горение или сопротивление скольжению слоёв друг относительно друга под действием внешних сил. Количественно вязкость измеряется величиной коэффициента абсолютной вязкости (или просто абсолютной вязкостью). В международной системе единица измерения абсолютной вязкости [μси] = Н * с/м2 = Па * с. Несистемной единицей является пуаз (П), пуаз ~ Па * с. Используется также кинематическая вязкость ν, равная частному от деления абсолютной вязкости μ на плотность р: μ ν = --- р
В системе СИ Кинематическая вязкость измеряется в м2/с.Несистемной единицей измерения кинематической вязкости является Стокс. Стокс = 10-4 м2/с. Вязкость пластовой нефти существенно меньше вязкости её в поверхностных условиях, что обусловлено газосодержанием пластовой нефти и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на измерение вязкости нефти в области выше давления насыщения. Для определения свойств нефти, газа и воды в пластовых условиях используют глубинные пробы этих жидкостей, которые отбирают из призабойной части ствола скважины специальными глубинными пробоотборниками, сохраняющими герметичность взятой пробы. Пробы анализируют в специальных лабораториях, куда они доставляются либо непосредственно в глубинных пробоотборниках, либо в герметичных контейнерах. Важнейшими параметрами, определяемыми по глубинным пробам, являются: газосодержание (газонасыщенность), давление насыщения растворённых газов, объёмный коэффициент, коэффициент сжимаемости (объёмной упругости), коэффициент теплового расширения, а также плотность и вязкость в соответствующих термобарических условиях. Каждая глубинная проба пластовой нефти и воды должна подвергаться дегазации с определением состава и свойств сепарированной нефти и газа сепарации. Газосодержание (газонасыщенность) пластовых жидкостей показывает объёмное количество растворённого газа Vг (измеренного в стандартных условиях), содержащегося в единице объёма нефти Vп ж :
Vг S = ----- Vп ж
Газосодержание обычно выражают в м3 / м3 , или в см3/л. Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объёма пластовой жидкости при определённых давлении и температуре, называют растворимостью газа. Газосодержание может быть равно или меньше растворимости газа. Его определяют экспериментально по пластовой пробе, постепенно снижая в ней давление до атмосферного. Причём дегазация пластовой жидкости может быть произведена многоступенчато (дифференциальное дегазирование) и однократно (контактное дегазирование). Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м3/м3 и более. Газосодержание 50 – 200 м3/м3 – обычное для большинства нефтей. Но известно большое число залежей, где фактическое газосодержание нефтей не превышает 8 – 10 м3/м3 . На земной поверхности и вблизи от неё известны также полностью дегазированные природные нефти. Давлением насыщения (упругостью) растворённых газов называют то наименьшее давление, при котором весь сопутствующий нефти газ находится в растворённом состоянии. Пластовое давление может быть равно давлению насыщения или значительно превышать его. В последнем случае при снижении давления от пластового до давления насыщения растворённый газ не будет выделяться в свободную фазу. Дегазация пластовой жидкости начинается только при снижении давления ниже давления насыщения. Как и всякое, давление насыщения измеряется в Па. Объёмный коэффициент пластового флюида b представляет собой отношение объёма Vп л в пластовых условиях к объёму Vс т того же флюида после дегазации в стандартных условиях: Vп л b = ------ Vс т
Таким образом, объёмный коэффициент показывает, во сколько раз больший объём занимает нефть в пластовых условиях по сравнению с её объёмом в поверхностных условиях за счёт удаления растворённого газа, изменения температуры и давления. Объёмный коэффициент – величина безразмерная. Объёмный коэффициент может быть выражен так же, как отношение плотности флюида в стандартных условиях к его плотности в пластовых условиях: р b = ----- рпл
значения объёмного коэффициента всех пластовых нефтей больше единицы и иногода достигают 2 – 3, хотя наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2 – 1,8. По мере увеличения давления объёмный коэффициент возрастает, достигает максимума при давлении насыщения и по мере дальнейшего роста давления несколько уменьшается вследствие сжимаемости пластовой нефти. Коэффициент сжимаемости (объёмного упругого расширения) пластовых жидкостей показывает, на какую на какую часть своего первоначального объёма ( по отношению к этому первоначальному объёму V0) изменяется объём жидкости при изменении давления ∆ρ на единицу:
V1 – V0 1 ∆V β = ---------- = ----------- V0 ∆ρ V0 ∆ρ
Единицей измерения коэффициента сжимаемости в СИ служит (МПа)-1 . Коэффициент сжимаемости используют при расчёте изменения объёмов однофазных жидкостей, т.е. в интервалах давлений, больших давления насыщения. Коэффициенты сжимаемости одного и того же пластового флюида при различных давлениях неодинаковы. Коэффициент сжимаемости однофазной нефти (при давлении выше давления насыщения) весьма сильно зависит от газосодержания, а так же от температуры и давления. Сжимаемость легких, содержащих много газа, нефтей существенно выше сжимаемости более плотных, малогазонасыщенных нефтей. Величины коэффициентов сжимаемости большинства пластовых нефтей лежат в диапазоне (10÷50) * 10-4 МПа-1. Для залежей, где пластовые давления значительно превышают давление насыщения, важно установить значения коэффициентов сжимаемости в различных интервалах давления, что не обходимо для прогноза нефтеотдачи и текущей добычи нефти при упругом режиме работы залежей. Использование какого-либо одного среднего значения коэффициента сжимаемости во всём диапазоне изменения давления от начального пластового до давления насыщения в этих условиях, как правило, приводит к значительным погрешностям. Коэффициент теплового расширения пластовых нефтей играет важную роль при проектировании тепловых методов разработки нефтяных месторождении. Для большинства известных нефтей его значения колеблются в пределах (1÷20) * 10-4 0С-1. В настоящее время все физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость обычно находят при начальном пластовом давлении, тогда как остальные параметры – при начальном давлении и при постепенно снижающемся давлении. В результате составляют графики изменения соответствующих коэффициентов в зависимости от давления (а иногда и от температуры). Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть своего первоначального объёма ( по отношению к этому первоначальному объёму V0) изменяется объём жидкости при изменении температуры на 1 0С:
1 ∆V ά = ------------ V0 ∆t
Единицей измерения коэффициента ά служит 1/0С.
В литературе предлагаются различные расчётные и графические зависимости для нахождения некоторых параметров пластовых нефтей. Однако состав природных нефтей и насыщающих их газов настолько разнообразен, что эти зависимости могут использоваться только для самых приближённых оценок.
17. Основные понятия фазового состояния.
17.1. Схемы фазовых превращений.
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяется давление, количественное соотношение газа и нефти. Это сопровождается непрерывными изменениями состава газовой и жидкой фаз со взаимным из переходом. Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти по стволу скважины. Из-за быстрого падения давления из нефти выделяется значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тонкодисперсную взвесь капель нефти в газовой среде. Дальнейшее движение нефти к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями, например, из нефти, уже не содержащей газ, стараются извлечь и уловить наиболее летучие жидкие фракции для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах.
17.2. Фазовые диаграммы.
Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причём это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от её состава, а также о свойств индивидуальных компонентов. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис 21) в координатах давление – температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой. Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой. «Критическая точка» (точка К на рис 21) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными. «Критическая температура» - температура, соответствующая критической точке. « Критическое давление» - давление, соответствующая критической точке. «Интенсивные свойства» - это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества. «Экстенсивные свойства» - свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества. «Кривая А точек начала кипения» - кривая проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырёк газа. «Кривая точек росы b» - кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости. «Двухфазовая область» - область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия. «Крикондентерм (М)» - наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии. «Криконденбар (N)» - наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии. «Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис 21) – любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям. «Ретроградная конденсация» (ограниченная кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре ( линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линия FGA). «Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) – означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA). «линия постоянного объёма» (качественные линии) – линии, проходящие через точки одинакового объёмного содержания жидкости внутри двухфазной области. Из рассмотрения рис. 21 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. К5ривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы – 100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD соответствует области изотермической ретроградной конденсации. Фазовая диаграмма (рис.21) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси. С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения её на поверхность. Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси. Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработки месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения. Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации. Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой. Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата. Нефти. Смеси углеводородов, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии называются нефтями. По величине усадки на поверхности, нефти могут быть с низкой и высокой усадкой. Фазовая диаграмма для нефти с низкой усадкой приведена на рис 22. Из этой диаграммы следуют две характерные особенности. Критическая точка расположена, справа от криконденбары, а линии равного объёмного содержания жидкости в смеси тесно расположены вблизи кривой точек росы. Кроме того, при атмосферном давлении и пластовой температуре смесь находится в области двухфазного состояния. При условиях сепарации из смеси получается значительное количество жидкости, даже если её объёмное содержание в смеси очень низкое. Это явление обусловлено значительным расширением газовой фазы при низких давлениях. Характерной особенностью этой фазовой диаграммы является наличие в смеси сравнительно большого количества тяжёлых компонентов. В зависимости от начальных пластовых условий, нефти подразделяются на насыщенные и недонасыщенные. Если начальные пластовые условия соответствуют точке А на кривой точек начала кипения (рис 22), то, следовательно, нефть полностью насыщена газом. Как видно из диаграммы, при снижении давления на бесконечно малую величину из насыщенной нефти выделяется газ. Если начальные условия соответствуют точке А/, расположенной выше кривой точек начала кипения, то нефть недонасыщенна газом. Для того чтобы из этой недонасыщенной нефти начал выделяться газ, давление должно быть снижено на значительную величину (до точки А). Нефть, имеющая большую усадку, содержит больше лёгких углеводородов, чем нефть с малой усадкой. Критическая температура для таких нефтей ближе к пластовой температуре, а линии одинакового объёмного содержания жидкости в смеси менее тесно сгруппированы вблизи кривой точек росы. Типичная фазовая диаграмма для нефти с большой усадкой представлена на рис 23. В этом случае как в пласте, так и на поверхности в результате снижения давления получаются значительно меньшие количества жидкости. Эта нефть может быть как насыщена (точка А), так и недонасыщена (точка А/) газом. Различные классы углеводородов, помимо фазовых диаграмм, могут быть охарактеризованы составом, удельным весом добываемой жидкости и газовым фактором. Нефти с небольшими усадками имеют газовые факторы – 180 м3/м3, а удельный вес 0,80 г/см3 и более. Нефти с высокой усадкой имеют газовый фактор от180 до 1400 м3/м3 , удельный вес 0,74 – 0,80 г/см3 . Классификация большинства пластовых систем может быть проведена лишь после подробного исследования проб пластовых смесей.
18. Методы определения количества связанной воды в пластах.
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением раствора приготовленного на нефтяной основе. Во избежание испарения воды образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путём экстрагирования образцов в приборах Закса или Дина и Старка. Взвешенный образец породы помещают в колбу прибора Дина и Старка или в воронку Шотта прибора Закса. При кипении растворителя вода испаряется из образца, вместе с растворителем охлаждается в холодильнике и стекает в ловушку. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она накапливается в нижней части ловушки, избыток же растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе С. Л. Закса чистый растворитель в начале попадает в цилиндр с керном, растворяет нефть и стекает через пористую перегородку в колбу. В качестве растворителя обычно используют толуол, закипающий выше точки кипения воды ( 110 0 С ). Водо- , нефте - , и газонасыщенность породы определяют по массе образца до и после экстрагирования и по объёму воды, выделившейся из керна. Так как в большинстве случаев пласт вскрывается обычными водными, глинистыми растворами, предложены косвенные методы оценки количества остаточной воды. Один из них – хлоридный метод, основанный на предполагаемом относительном постоянстве солёности связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Во время анализов образцы керна измельчают и обрабатывают при температуре кипения дистиллированной водой. Содержание связанной воды в навеске керна находят по количеству ионов хлора, содержащихся в фильтрате. Для этого последний титруют азотнокислым серебром в присутствии индикаторов. Если известна солёность остаточной воды, по содержанию ионов хлора в образце удаётся приблизительно определить количество остаточной воды. Поскольку хлоридным методом можно определить лишь содержание одного иона, то содержан |
