- •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
Методика исследования на установке уфр-2
При полностью вдвинутом поршне и нижнем плунжере камеру pVT вакуумируют и заполняют пробой газа из баллона. Под давлением газа поршень перемещается, в крайнее верхнее прложение. После выравнивания давления в камере и баллоне последний отключают от камеры и подключают к поршневому контейнеру, с помощью которого подается дополнительно необходимое количество газа.
Контейнер наполняют газом до остаточного давления пробы в баллоне, который затем перекрывают, а контейнер соединяют с масляным насосом. Подняв давление в баллоне выше, чем в камере pVT, пробу газа нагнетают в последнюю. Затем контейнер отключают от камеры и соединяют с баллоном, чтобы вытеснить гликоль в напорный бачок. Далее цикл повторяется снова, пока в камере pVT не будет создано давление, необходимое для проведения опыта.
Загрузив в камеру необходимое количество газовой пробы, рассчитывают потребный объем жидкости и с помощью измерительного пресса перемещают ее в камеру pVT, затем включают обогревательные приборы и по достижении определенной температуры опыта включают мешалку. Постоянное давление в камере pVT (бомбе) поддерживается верхним поршнем, который перемещается под давлением гликоля, нагнетаемого насосом в камеру, заключенную между крышкой цилиндра и поршнем.
Перемешивание пробы продолжают до тех пор, пока не установится фазовое равновесие системы при заданных температурах и давлении. Фазовые равновесия системы исследуются при температурах от минус 10 до плюс 200 °С и давлениях от 2,0 до 100,0 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяются расчетным путем. Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные являются исходными при подсчете запасов газа и конденсата, потерь конденсата в пласте, обосновании метода разработки месторождения.
Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепарированного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутана, а также стабильного конденсата С5+. Вначале пробу сырого конденсата подвергают дегазации на установке (рис. IV.17). Контейнер 3, содержащий сырой конденсат, помещается в баню, температура в которой поддерживается с помощью термостата 1. Между контейнером и газометром 8 помещаются стеклянные змеевиковые ловушки, погруженные в охлаждаемую смесь льда с солью (температура минус 20 °С). Прямая функция ловушек — улавливание жидких углеводородов, уносимых газом из контейнера.
Для разгазирования пробы сырого конденсата открывается вентиль контейнера и в газометр выпускается газ со скоростью 5 л/ч. При этом температура в бане поддерживается равной плюс 20 °С. После прекращения выделения газа из контейнера при открытом вентиле температура в бане доводится до плюс 30 °С. При этом из контейнера выделяется дополнительное количество газа, который также собирается в газометре. Наконец, после прекращения его выделения вентиль закрывают и контейнер с содержащимся в нем дегазированным конденсатом охлаждают до плюс 10—15 °С.
Р ис. IV. 17. Схема установки для дегазации насыщенного углеводородного конденсата 1- термостат; 2 - баня; 3 - контейнер; 4 - термометр; 5 - вентиль, 6 - манометр; 7 - ловушка; 8 - газометр
Для удаления газовых углеводородов, растворенных в жидкости, собранной в ловушках, температуру охлаждающей смеси постепенно повышают, доводя ее до плюс 5°С. Конденсат из контейнера переливается в мерный цилиндр, к нему добавляется жидкий продукт, собранный из газа в змеевиковых ловушках. После этого измеряется объем полученного жидкого продукта (С5+) и определяется его плотность.
В результате проведенных промысловых исследований скважины и лабораторных анализов проб газа сепарации и сырого конденсата получают исходные данные для расчета содержания этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих в пластовом газе: 1) q — объем выделяющегося сырого конденсата из 1 м3 отсепарированного газа, см3; 2) объем контейнера V, в который отбирается сырой конденсат, см3; 3) а — объем газа дегазации, выделяемого из сырого конденсата, в объеме контейнера, л; 4) в — содержание жидких углеводородов в объеме контейнера, см3; 5) плотность и молекулярная масса стабильной жидкой фазы, оставшейся после дегазации сырого конденсата.
Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от их углеводородного и фракционного состава. Например, конденсаты, в которых велико содержание ароматических углеводородов, имеют большую плотность (0,806—0,826), чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводороды. От углеводородного состава зависит также и показатель преломления конденсатов (колеблется для исследованных конденсатов в пределах 1,39—1,46). На основании результатов исследований более 60 газоконденсатных месторождений сотрудниками ВНИИГАЗа установлена зависимость между плотностью конденсата и его показателем преломления nd
р=1,90646nd—1,96283. (IV.5)
При экспериментальном изучении фазовых превращений газоконденсатных систем на существующей аппаратуре (УГК, камера pVT) количество жидкой фазы бывает настолько мало, что определить удается лишь nd. Для нахождения можно воспользоваться зависимостью (IV.5); относительная погрешность при этом не превышает ±2 %. Молекулярная масса исследованных конденсатов колеблется от 92 до 158. Молекулярную массу Мс5+ конденсатов часто находят расчетным путем, используя формулы зависимости между М и некоторыми физическими свойствами конденсатов. Например, формула Крэга связывает плотность с5+ и молекулярную массу Мс5+ (IV.6)
Наибольшую точность среди расчетных методов при определении молекулярной массы конденсатов получают по формуле Херша
lgMc5+= 1,939436+0,0019764tкип+lg(2,1500—nd), (IV.7)
где tкип — средняя температура кипения конденсата, °С. Однако приемлемую точность (относительная погрешность не превышает ±3,5 %) можно получить лишь для конденсатов, в которых доминируют парафиновые углеводороды. В остальных случаях молекулярная масса конденсата должна определяться экспериментально, криоскопическим методом.