- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
Комплекс приборов АСМ-ЗООМ (рис. 111.32) применяется для проведения опытов по разгазированию нефтей, по определению зависимости «давление — объем» газонефтяных смесей при различных температурах (р-, V-, Т-соотношения), определению вязкости пластовой нефти и исследованию температуры начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов можно подсчитать давление насыщения и коэффициент сжимаемости, определить газосодержание, плотность, объемный коэ ффициент и усадку, коэффициент растворимости газа в нефти.
Рис. III.32. Схема установки АСМ-ЗООМ для исследования пластовых нефтей 1 - измерительный пресс; 2 - усилитель (к вискозиметру ВВДУ); 3- вискозиметр ВВДУ; 4 - вакуумметр; 5 - вакуумловушка; 6 - вакуумнасос; 7 - пробоотборник; 8 - качалка для раскачивания пробоотборника; 9 и 12 — манометры; 10 — термостат; 11 — напорный бачок; 13 — насос жидкостный; 14 — промежуточная емкость
Опыты, связанные с изменением объема нефти и нефтегазовой смеси, проводятся при помощи пресса 1, представляющего собой толстостенный цилиндр, в котором передвигается поршень. Проба нефти в пресс переводится из пробоотборника 7 или специального контейнера при помощи приборов блока перевода пробы, состоящего из жидкостного насоса 13, промежуточной емкости 14 и бачка 11. Насос нагнетает масло из бачка 11 в верхнюю часть промежуточной емкости, заполненную соленой водой, которая через вентиль нижней переходной головки поступает в пробоотборник. Проба нефти через вентиль верхней переводной головки поступает в трубопровод и через манифольд в пресс. (Верхний клапан пробоотборника при этом поддерживается в открытом состоянии при помощи специального штока). Плунжер пресса выдвигается с такой же скоростью, с какой насос вытесняет нефть из пробоотборника. Плунжер передвигается электродвигателем через червячный редуктор или ручным приводом. Аналогичным способом пробу нефти можно вытеснить в вискозиметр 3. Полезная емкость пресса 200 см3, максимальное давление 30 МПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеряют по линейной неподвижной шкале с точностью до 1 см3 и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см3. Рабочая температура (максимальная) 100 °С.
Для управления и автоматического регулирования процессов исследования аппаратура снабжена блоком автоматики и регулирования, т. е. комплексом пускорегулирующей аппаратуры (реле, магнитные пускатели, вариатор, предохранители). Блок управления расположен на специальном щите и представляет собой панель, на которой смонтированы устройства (кнопки управления, выключатели) и сигнальная аппаратура. Исследуемая проба перемешивается складывающейся мешалкой. Напряжение на статор привода мешалки подается через вариатор (автотрансформатор ЛАТР), регулирующая ручка которого выведена на лицевую сторону блока автоматики.
Объем газа, выделившегося из нефти при различных давлениях, измеряется специальной бюреткой (не показана на рис. III.32), куда газ выдавливается из пресса через манифольд при ходе плунжера вверх. Все трубопроводы и приборы до заполнения пробой нефти освобождаются от воздуха с помощью вакуум-насоса 6.
Определение физических свойств нефти. Рассмотрим для примера методику определения некоторых параметров пластовых нефтей: вязкости, давления насыщения, коэффициента сжимаемости нефти.
Вязкость определяется с помощью вискозиметра (рис. 111.33) высокого давления (ВВДУ) по времени качения шарика внутри немагнитной трубки 6, заполненной исследуемой нефтью или пластовой водой. В верхнем положении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединенные с усилителем и электрическим секундомером. При, включении секундомера автоматически отключается электромагнит и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.
Р ис. 111.33. Схема устройства вискозиметра высокого давления 1 — проходной штуцер; 2 — соленоидная катушка; 3 — железный сердечник; 4 — стальной шарик; 5 — рубашка термостата; 6 — калиброванная трубка; 7 — толстостенный цилиндр; 8 — индуктивные катушки; 9 — проходной вентиль
Вязкость рассчитывают по формуле =τ(ш—ж)К, где — абсолютная вязкость; τ — время качения шарика; ш и ж — плотность шарика и жидкости; К — постоянная вискозиметра, определяющаяся для каждого вискозиметра калибровкой. Зависит эта постоянная от размеров шарика и трубки и от угла его наклона.
Для калибровки используют жидкости с известной вязкостью. ВВДУ предназначен для определения вязкости пластовых нефтей и вод от 0,5 мПас и более при давлении до 50 МПа и температуре до 80 °С.
Д авление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижают ступенями до выделения некоторого количества газа из нефти. С момента начала выделения газа темп падения давления замедляется. Давление насыщения определяют по графику зависимости приращения объема системы от давления (рис. 111.34). Началу выделения газа из нефти соответствует точка А перелома кривой.
Рис. 111.34. Схематический график зависимости приращения объема системы от степени понижения давления
По зависимости между объемом нефти V и давлением в области выше давления насыщения сравнительно просто подсчитывается и коэффициент сжимаемости нефти н, .
Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Vг измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.
Объем Кдег дегазированной нефти определяется по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем нефти Vпл в пластовых условиях находят по измерительной шкале пресса вычитанием отсчетов по шкале положения пресса до (N1) и после (N2) выпуска из него нефти: Vпл=N1-N2.
По результатам опыта рассчитываются соответствующие параметры: объемный коэффициент b = Vпл/Vдег; газосодержание G = V'г/Mпл, где Vг — объем выделившегося газа, приведенный к стандартным условиям; плотность пластовой нефти пл = Мпл/Vпл, где Мпл — масса пластовой нефти (равна сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа).
Подробно методика определения характеристик пластовой нефти описана в специальных руководствах по анализу нефтей в пластовых условиях.
Кроме аппаратуры АСМ-300М, АСМ-600 для исследования свойств нефтей и их изменений в зависимости от пластовых условий используются различные приборы, созданные научно-исследовательскими институтами и лабораториями. Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия приборов для оценки свойств, нефтей основан на измерении упомянутых характеристик. Например, в момент начала выделения газа из нефти при снижении давления в пробе проводимость среды для ультразвука резко снижается. Давление, соответствующее точке излома кривой зависимости интенсивности ультразвука от давления, будет соответствовать давлению насыщения нефти газом. Существует много типов разнообразных, малогабаритных пробоотборников, портативных установок для исследования пластовых нефтей, установок для анализа их свойств в полевых условиях и т. д. По всем этим вопросам необходимо обращаться к специальной литературе.
Для повышения оперативности работ по анализу свойств пластовой нефти создана передвижная лаборатория (ПЛИН-1), позволяющая отбирать и исследовать свойства пластовой и поверхностной нефти и газа непосредственно на промыслах. Оборудование лаборатории, смонтированное в кузове автомашины высокой проходимости, состоит из ряда блоков, позволяющих отбирать пробы нефти и газа, исследовать физические свойства нефти, определять газосодержание нефти и плотность газа, проводить их хроматографический анализ.
Рис. III.35. Схема строения глубинного вискозиметра
Создан комплекс приборов для исследования свойств пластовых нефтей непосредственно на забое скважины. В качестве примера на рис. II1.35 приведена схема устройства глубинного капиллярного вискозиметра ВНИИ. Принцип его действия основан на измерении времени втекания известного объема нефти из скважины в емкость А через капилляр 1 при заданном перепаде давления на концах капилляра. Емкость А перед спуском заполняется газом под давлением рг несколько меньшим, чем давление рс в скважине на глубине измерения вязкости нефти. Под давлением нефти плавающий разделитель 2 и шток 3 вместе с пером движутся вниз. При этом перо записывает диаграмму на бланке барабана 4, который вращается часовым механизмом с постоянной скоростью. Вид диаграммы приведен на рис. 111.36 — по оси ординат регистрируется перемещение разделителя 2, которое соответствует объему вошедшей в емкость А через капилляр нефти, а по оси абсцисс — время. Вязкость подсчитывают по формуле (III.111)
г де К - константа вискозиметра, определяемая при калибровке его по жидкости с известной вязкостью; m - масштаб времени по оси абсцисс; y и x - соответствующие отрезки на графике рис. 111.36; рг - среднее давление в камере А за время xm.
Рис. III.36. Диаграмма записи глубинного вискозиметра ВНИИ
Вискозиметр рассчитан для работы при давлениях до 30 МПа и температурах до 100 °С, объем емкости для нефти составляет 100 см3.
Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), глубинный сатуриметр (для измерения давления насыщения нефти газом), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержание и объемный коэффициент нефти.
Экспериментальные методы определения свойств пластовых нефтей связаны с применением специальной аппаратуры высокого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки используются также расчетные и графо-аналитические методы, базирующиеся на результатах обработки большого объема опытных данных.