Плотность

С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности. При снижении давления до точки начала выделения газа плотность недонасыщенной нефти уменьшается.

Вязкость

При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого увеличение вязкости с ростом давления значительно перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа. Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Сжимаемость нефти

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Т увеличивается b увеличивается, Р увеличивается b уменьшается.

Объемный коэффициент

При снижении первоначального пластового давления от р до давления насыщения р_н объемный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости.

Теполоёмкость

Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. Изобарная теплоемкость с увеличением температуры и давления возрастает и практически линейная функция этих величин, при этом изменение температуры оказывает большее влияние на нее, чем давление.

Теплопроводность

Теплопроводность пластовых систем зависит от минералогического состава, плотности, возраста породы, температуры, давления, нефтегазоводонасыщенности и от свойств пластовых жидкостей и газов.

Теплота сгорания

С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

Коэффициент растворимости

Коэффициент растворимости реальных газов зависит от рода жидкости и газа, давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости. Различные компоненты нефтяного газа обладают разной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Кроме того, растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Так растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов, однако природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти. С повышением температуры углеводородные газы хуже растворяются в нефти. 

Давление насыщения

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. 

23 Методы определения температуры насыщения нефти парафином (визуальный, рефрактометрический и др.).

Визуальный метод определения температуры насыщения.

Сущность этого метода определения температуры насыщения нефти парафином состоит в том, что при постепенном охлаждении предварительно нагретой исследуемой нефти, содержащей парафин в растворенном состоянии, достигается такая температура t_нас, при которой парафин начинает выкристаллизовываться из нефти.

Рефрактометрический метод определения температуры насыщения.

Этот метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения температурной зависимости показателя преломления нефти вследствие появления в ней кристаллов парафина.

Фотометрический метод определения температуры насыщения.

Фотометрический метод определения t_нас основан на регистрации изменения интенсивности проходящего через нефть светового потока. Изменение светового потока связано с появлением кристаллов парафина в нефти при ее переходе из однофазного состояния в двухфазное и зависит от концентрации взвешенных частиц парафина. 

Ультразвуковой метод определения температуры насыщения.

Ультразвуковой метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения поглощения проходящих через нефть ультразвуковых волн при появлении кристаллов парафина.

24 Методика определения содержания асфальто-смолистых компонентов в нефтях и битумоидах.

Метод предназначен для определения группового состава нефтей и битумоидов. Сущность метода заключается в разделении нефтей и битумоидов на группы соединений и определении их количественного содержания. Выделение асфальтенов Навеску нефти около 10 г помещают в колбу, предварительно ополоснутую этиловым спиртом, разбавляют нефть 40-кратным по объ­ему количеством петролейного эфира, тщательно перемешивают и ста­вят в темное место на 24 часа. Подготовка колонки для отделения и отмывки асфальтенов включает следующие этапы: - помещают в нижнюю часть колонки большой ватный тампон, предварительно экстрагированный органическим растворителем в ап­парате Сокслета; - к тубусу приемника через специальную насадку подсоединяют водоструйный насос; - через резервуар в колонку вносят подготовленный раствор нефти с осажденными асфальтенами; - включают водоструйный насос, чтобы ускорить фильтрование; - пропускают через колонку смесь петролейного эфира с выпав­шими в осадок асфальтенами.  Асфальтены задерживаются на тампоне, фильтрат собирают в круглодонной колбе. Для отмывки асфальтенов от масел и смол пропускают петролейный эфир через колонку до исчезновения окраски вытекающего филь­трата. Для выделения асфальтогеновых кислот пропускают через ко­лонку подогретый этиловый спирт до получения бесцветного фильтра­та. Для выделения асфальтенов заливают колонку хлороформом и промы­вают до получения бесцветного фильтрата. После отгонки растворителя асфальтены (и асфальтогеновые кис­лоты, если они специально выделяются) с помощью небольшого коли­чества хлороформа переносят в тарированный стаканчик и сушат сначала при комнатной температуре, а затем при 80°С в вакуум-су­шильном шкафу до постоянной массы. Полученные асфальтены должны быть хрупкими и блестящими, черно-коричневого цвета. Матовый и мазеобразный вид асфальтенов указывает на присутствие в них масел, твердых парафинов и требует повторного осаждения. Выделение масел и смол. Фильтрат после отмывки асфальтенов от смол и масел присоеди­няют к основному фильтрату, полученному при фильтровании асфаль­тенов. Отогнав растворитель (петролейный эфир), остаток переносят в колбу Энглера и отгоняют бензиновые фракции до 200°С. Опре­деляют выход отбензиненной нефти в граммах. В адсорбционную колонку (рисунок) насыпают силикагель (весо­вое отношение отбензиненной нефти к силикагелю должно составлять 1:16, а в случае высокосмолистых нефтей - от 1:20 до 1:30.), си­ликагель уплотняют постукиванием по колонке деревянной палочкой. Пропитывают силикагель гексаном или петролейным эфиром в количестве 200-250 мл (для высокопарафинистых нефтей применяют колонку с по­догревом до 35° С.). Заливают в резервуар разбавленный этим же растворителем в от­ношении 1:3 исследуемый образец отбензиненной нефти. Скорость ввода продукта в сорбент не должна превышать 100 - 120 мл/ч. Это достигается регулированием (с помощью крана) скорости отбора растворителя, которым пропитан силикагель. После того как исход­ный продукт полностью впитается в силикагель, приступают к де­сорбции. Для десорбции масел в резервуар колонки заливают смесь бензола (15 %) и бензиновой фракции 60-80°С (85 %) в количестве 750 мл, и одновременно снизу колонки начинают отбор элюента со скоростью 300 - 400 мл/ч. Для выделения нейтральных смол смолистые вещества сначала элюируют бензолом в количестве 400-450 мл. Для выделения кислых смол используют спиртобензольную смесь в количестве 200-250 мл. Элюенты бензольных и спиртобензольных смол отбирать до тех пор, по­ка снизу колонки не пойдет неокрашенный растворитель. Растворители отгоняют на водяной бане, применяя в случае бензола отгонный аппарат с разъемной трубкой. Для окончательного высушивания масел через систему с помощью капилляра, вставленного в тубус отгонной колбы, пропускают азот. После отгонки основной массы растворителя смолы переносят в тарированные стаканчики и сушить до постоянной массы в вакуум-су­шильном шкафу при 70°С.

25 Методы определения связанной воды в пластах.

Современные исследования показывают, что содержание связанной воды в нефтеносных пластах колеблется от 6 до 70%. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем больше число этих каналов и удельная поверхность пород и чем меньше количество поверхностно-активных веществ в нефтях, содержащихся в пласте.

Связанная вода обычно содержит больше солей, чем морская, и характеризуется большим разнообразием природы и количества растворенных ионов.

Для определения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количество содержащейся в нем связанной воды, т.е. коэффициент водонасыщенности.

Точно установить количество связанной воды по кернам, отобранным колонковыми долотами при промывке скважины глинистым раствором, нельзя, так как в процессе отбора керна колонковым долотом и при подъеме его из скважины вода из глинистого раствора попадает в образец породы и искажает истинное содержание в нем воды.

Для более точного определения количества связанной воды необходимо бурить специальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта и отбора керна для лабораторного исследования заполняют промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в этом случае в керн нефть не искажает содержания в нем связанной воды, так как даже при наличии значительных градиентов давления избыточное капиллярное давление, под которым находится в порах связанная вода, превышает эти давления и связанная вода прочно удерживается в порах породы.

Если бурение специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтяной основе не производилось, то представление о содержании связанной воды в породе можно получить путем использования различных косвенных методов. К их числу относятся:

определение зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью;

определение зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью (метод капиллярных давлений);

метод центрифугирования;

4) определение содержания хлоридов в керне. Рассмотрим каждый метод отдельно.

1. Исследованиями установлено, что водонасыщенность нефтяных пластов с увеличением проницаемости пород уменьшается. Однако из сопоставления кривых Маскета, Джонса и Закса следует, что для каждого месторождения, точнее для каждого пласта, зависимость водонасыщенности от проницаемости имеет свою особенность.

Следовательно, осредненные кривые П. Джонса, рекомендуемые им для оценки водонасыщенности мелкозернистых, средне-зернистых и крупнозернистых песков, а также известняков, не могут претендовать на универсальность. Поэтому применение этих кривых для определения коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов дает лишь приближенные значения. Эффективное использование зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью возможно толь­ко после построения ее по фактическим данным для конкретного исследуемого пласта.

2. Сущность метода капиллярных давлений вкратце заключается в следующем. Проэкстрагированный и высушенный образец породы насыщают под вакуумом керосином или водой и помещают в цилиндр с полупроницаемой мембраной. Затем путем нагнетания в цилиндр воздуха или керосина, если образец насыщен водой, последовательно создают все более повышающиеся давления. При этом каждое давление поддерживается постоянным все время, пока происходит вытеснение жидкости из тех пор, в которых капиллярное давление преодолено давлением в цилиндре. В процессе проведения опыта количество вытесненной из образца жидкости при каждом давлении определяют взвешиванием. По полученным данным строят кривую зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью.

Минимальная водонасыщенность, получившаяся при опыте, будет характеризовать количество связанной воды в данном образце породы.

Недостатком метода капиллярных давлений является длительность проведения опыта, продолжающегося иногда несколько недель.

3. Метод центрифугирования был разработан А. Ф. Лебедевым и применен им для изучения движения почвенных и грунтовых вод. При этом методе исследуемый образец породы экстрагируют, высушивают и насыщают под вакуумом водой, которую удаляют из образца центрифугированием. Вода, удерживающаяся в породе, определяется по разности весов между образцом со стабильной остаточной водой после центрифугирования и сухим образцом. Так как центрифугирование продолжается несколько минут, то этот метод имеет преимущество перед описанными выше в быстроте выполнения работы.

Однако при этом методе, а также и при методе капиллярных давлений не воспроизводятся пластовые условия, что собственно и делает их приближенными методами оценки содержания связанной воды в породе.

4. Существует еще метод оценки водонасыщенности нефтеносных пород путем определения содержания в них хлоридов. Метод основан на определении процентного содержания хлоридов в связанной воде исследуемого пласта и сопоставлении с ним содержания хлоридов в других кернах пласта. Однако исследования показали, что определения содержания связанной воды в керне, полученные по этому методу, дают большие отклонения от истинного содержания связанной воды в пласте, чем все описанные выше методы. Это объясняется тем, что состав связанной воды может сильно отличаться от состава пластовой воды.

При рассмотрении вопроса о нефтенасыщенности пород большое значение для определения содержания связанной воды в породах имеют промыслово-геофизические методы, которые следует широко применять.

Для более рационального использования геофизических данных необходимо производить комплексные исследования, сопоставляя результаты определения нефтегазонасыщенности геофизическими методами с данными, полученными в специальных скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе.

Применение косвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, что в настоящее время еще нет раз­работанной методики и аппаратуры для отбора керна с сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определять коэффициент нефтенасыщения.

26 Причины выпадения неорганических осадков из попутно добываемых вод и методы борьбы с ними

Образование отложений неорганических солей на внутренней поверхности нефтегазопромыслового оборудования имеет место при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений.

Выпадение малорастворимых неорганических солей в осадок происходит, когда концентрация их ионов в данном растворе превышает равновесную, то есть когда соблюдается неравенство с_i > с_i^р, где с_i — концентрация ионов соли, потенциально способной к выпадению в осадок, с_i^р — равновесная концентрация ионов той же соли в данных условиях. Это неравенство выполняется либо в случае увеличения его левой части (возрастание фактической концентрации ионов соли), либо при уменьшении правой части (снижение предельной растворимости соли). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании вод разного состава, химически несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов.