Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Пересчетный коэффициент



Под плотностью пластовой нефтипонимается масса неф­ти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотно­сти дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см3 (например, нефти девонских залежей в Та­тарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3 (нефти за­лежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1-0,4 г/см3.

Вязкость пластовой нефти μн, определяющая степень по­движности нефти в пластовых условиях, существенно мень­ше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температу­рой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыще­ния. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в де­сятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Напри­мер, для Арланского месторождения это соотношение боль­ше 20, для Ромашкинского - 5,5.

Вязкость нефти измеряется в мПа·с. Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (μн < 1 мПа·с), маловязкие (1 < μн < мПа·с), с повышенной вязкостью (5 < μн < 30мПа·с) и высоковязкие (μн > 30мПа·с).

Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых от­ложениях Северного Кавказа 0,2-0,3 мПа·с; в девонских от­ложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Тата­рии, Башкирии и Пермской области - 5-30 мПа·с; в сено-манских отложениях Русского месторождения в Западной Сибири - 300мПа·c; в Ярегском месторождении - 2000-22 000 мПа·с.

Вязкость пластовой нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса раз­работки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды - один из важнейших показателей, определяющий условия извлече­ния нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин.

При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространствен­ной структуры, образованной коллоидными частицами на­званных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефтях протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что про­водимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких. Проявлением струк­турно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей при­тока.

Колориметрические свойства нефтихарактеризуются ко­эффициентом светопоглощения . Они зависят от содержа­ния в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Спе­циальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях погло­щают одну и ту же часть падающего на них светового пото­ка. Зависимость между интенсивностью светового потока после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора l описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

(VI.5)

где - интенсивность падающего светового потока; — коэффициент светопоглощения; С— концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения - 1/см. За единицу принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой тол­щиной 1 см интенсивность светового потока падает в е= 2,718 раз. Значение зависит от длины волны падающе­го света, природы растворенного вещества, температуры раствора.

определяется при помощи фотоколориметра. Фотоко­лориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением äси нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190-450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской зале­жи — 200 — 350, а в нижележащих пластах г и д — 400—500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого ко­эффициента меняется в пласте БС1 от 300 до 550, а в пласте БС10 - от120 до310.

Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере ос­новных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотнос­ти, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере воз­растания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве.

Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фак­тор меняется от 70 до 49 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти мо­гут претерпевать изменения. Поэтому для контроля измене­ния свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности, как пра­вило, отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, Кси и др.).

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в спе­циальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пласто­вому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в за­висимости от давления, а иногда и от температуры. Эти гра­фики используют при решении геолого-промысловых задач.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.