31 Температура насыщения нефти парафином.

Температура начала выпадения (кристаллизации) парафина в нефти наз температурой насыщения нефти парафином (или температурой кристаллизации нефти парафином), изменяется в К либо в ⁰С.

Температур изменяется в широких пределах t_нас→ 14 – 16 ⁰С...60 – 65 ⁰С и зависит от большого кол-ва факторов:

1. давления: с увеличением давления температура насыщения возрастает.

2. Кол – во растворенного газа с уменьшением газа в нефти температура насыщения увеличивается, т.к. ухудшаются растворяющие способности жидких УВ в нефти.

3. Содержание АСВ с увеличением их содержания температуа насыщения возрастает.

4. От кол-ва, содержащегося в нефти парафина с увеличением нефти содерж. парафина в нефти температура насыщения повышается.

Наиболее сильное влияние на температуру насыщения оказывает температура; в меньшей степени давление и состав мат-ла (песок, ме. примеси) также будут способствовать увеличению температуру насыщения.

Процесс кристаллизаций парафина в пористых средах практически необратимы и протекает во времени. Под необратимостью процесса понимается следующее: выделение парафина из нефти происходит в условиях, которые значительно отличаются от условий его растворения. Например, если парафин переходит в твердую фазу при температуре 20 – 50 ⁰С, то его можно обратно растворить при температуре 55 - 85 ⁰С, это объясняется многообразием факторов, участвующих в процессе выделения твердой фазы и если в обычных условиях прогреть весь пласт на десятки градусов и растворить парафин – задач почти невозможная.

Процесс образования парафина из нефти происходит следующим образом: Как только уровень перенасыщения раствора нефти парафином превышает уровень метастабильного состояния (т.е. неустойчивое состояние), в нефти появляется большое число зародышей парафина. Находясь в сложной смеси УВ различной полярности, кристаллы парафина играют большую роль адсорбентов для асфальто-смолистых соединений в составе нефти. В результате их адсорбции на гранях кристалла парафина образуется конгломератное соединение, которое назпромысловым парафином.

Молекулы АСВ адсорбированные на гранях кристаллов снижают межфазное поверхностное натяжение и повышают число центров кристаллизации.

С появлением в нефти парафина интенсифицируется снижение проницаемости пласта, что ухудшает процесс фильтрации нефти в забойных скважинах.

Сведения о температуре насыщения нефти парафином , необходимого при проектировании методов борьбы с уже отложившимся парафином.

Температуру кристаллизации н. пар определяют следующими методами:

1. фотометрическим

2. объемным

3. фильтрационным

4. ультразвуковым

и т.д.

32 Изменение свойств нефти в пределах залежи.

Физические свойства нефти , ее состав в пределах одного и того же пласта непрерывно меняются. В основном св-ва нефти изменяются с глубиной погружения пласта. При этом наблюдаются следующие закономерности.

1. содержание АСВ увеличивается с глубиной залегания нефти в залежи, следовательно, плотность и вязкость нефти также увеличиваются от купола складки и подошве продуктивного пласта.

2. Р_нас и кол-во раств. газа в различных точках залежи также неодинаковы. Р_нас и кол-во раств. газа уменьшаются от ГНК и ВНК. Различен и состав раств. в н. газов. Как правило у ВНК раств-ны газы с высоким молекулярным весом.

3. объемный коэф-нт возрастает от ВНк к ГНК, т.к. увеличивается в н. содержание растворенного газа.

4. По этой же причине возрастает и коэф-нт сжимаемости нефти от ВНК к ГНК. Особенно заметно св-ва нефти и газа меняются в пластах с крутопадающими крыльями, а основными причинами изменения свойств нефти в залежи являются различия в термодинамических условиях и действия сил гравитации.

34.Виды (типы) пластовых вод. Связанная (остаточная) вода и ее разновидности. Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости ГП. Методы определения остаточной водонасыщенности.

Пластовые воды нефтяных залежей – постоянные спутники нефтяных месторождений. Состав и физические св-ва пластовых вод, их активность во много предопределяет успешность разработки нефтяных месторождений.

Различают следующие виды пластовых вод:

1. подошвенные и краевые воды, заполняющие поры коллектор под залежью.

2. промежуточные – воды, приуроченные к водоносным пропластам, залегание в самом пласте.

3. Остаточные – воды, оставшиеся в нефтяном пласте после миграции нефти. В свою очередь остаточные воды делятся:

- свободную (гравитационную) воды, которые находятся в капельножидком состоянии. Движение ее происходит под влиянием силы тяжести и напорного градиента давления, в меньшей степени капиллярных сил.

- капиллярно-связанную воду, воду, удерживаемую капиллярными силами в узких порах.

- пленочную воду, толщина (1...10)·10^-6 см, t_зам = -1,5 ⁰С плотность >1 прокрывает поверхность гидрофильных участков пористой среды

- адсорбционно–связанная вода, образуется путем адсорбции поляризованных молекул воды на поверхности части породы. Ее свойства значительно отличаются от свойств свободной объемной воды, например t_зам. = - 8 ⁰С, она обладает повышенной кислотностью, толщина этой воды (6...10)·10^-7 см

Кроме перечисленных вод в г.п. различают химически связанную воду, которая входит в состав минералов СаSO₄·2Н₂О. Также встречается вода в тв. состоянии в виде кристаллов, линз и даже линз различной мощности, как правило в зонах многомерзлых пород крайнего Севера..

Вода в состоянии пара на больших глубинах в высокотемпературных зонах.

Количественное соед-ие остаточной (связ) воды в нефтяном коллекторе опр-ся пористостью и прониц-ю пласта и эти завис-ти им. вид:

С увеличением пористости и проницаемости, остаточная водонасыщенность уменьшается.

1. Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки его в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка

2. Косвенные методы оценки количества остаточной воды. Хлоридный метод, основанный на относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Во время анализа 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 присутствиииндикаторов. Если известна соленость остаточной воды, по содержанию ионов хлора в образце удается приблизительно определить количество остаточной воды.

Поскольку хлоридным методом можно определить содержание лишь одного иона, то содержание других ионов устанавливается по солености воды, полученной после экстрагирования измельченного керна, путем измерения ее электропроводности.

3. В лабораториях физики пласта для приближенной оценки объема остаточной воды широко применяется метод«полупроницаемых перегородок». Методика проведения опыта аналогична:

4. Для определения средней остаточной водонасыщенности пород по разрезу пласта или по отдельному его участку кривые «остаточная водонасыщенность — капиллярные давления», строят по большому числу кернов (иногда изучаются сотни образцов). По этим данным находят зависимость водонасыщенности кернов различной проницаемости от капиллярного давления.

5. Быстро и просто остаточная водонасыщенность определяется методом центрифугирования. Образец, насыщенный водой, помещается в центрифугу и подвергается действию центробежных сил, под влиянием которых вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Вначале, с увеличением числа оборотов ротора центрифуги, жидкость вытесняется из крупных пор, когда перепад давления на торцах образца превысит величину капиллярного давления, развиваемого менисками. При дальнейшем увеличении числа оборотов жидкость вытесняется и из пор меньшего размера. С некоторого момента повышение числа оборотов ротора практически перестает влиять на количество остающейся в порах воды. Эту воду и считают остаточной. Измеряя количество выделившейся жидкости, как функцию числа оборотов ротора, можно построить зависимость «капиллярное давление — водонасыщенность».