- •Передмова
- •1 Нафтогазова механіка як наука, її розвиток та зв'язок з іншими дисциплінами
- •Контрольні запитання
- •2 Стан розвитку нафтогазової галузі та проблеми нафтогазовидобутку
- •2.1 Короткі відомості про земну кору
- •Контрольні запитання
- •3 Природні колектори нафти і газу та їх основні властивості
- •3.1 Гранулометричний склад порід-колекторів
- •Контрольні запитання
- •3.2 Пористість
- •3.2.1 Залежність пористості від кладки зерен, тиску та температури
- •3.3 Неоднорідність колекторських властивостей пласта
- •3.4 Фізико-механічні властивості гірських порід
- •3.5 Теплові властивості гірських порід
- •3.6 Акустичні властивості гірських порід
- •Контрольні запитання
- •3.7 Проникність
- •3.7.1 Абсолютна проникність
- •3.7.2 Проникність тріщинуватих порід
- •3.7.3 Залежність проникності від пористості та розміру пор
- •3.7.4 Фазова (ефективна) проникність
- •3.7.5 Відносна проникність
- •3.8 Питома поверхня гірських порід
- •Контрольні запитання
- •4 Пластові вуглеводні
- •4.1 Склад та фізичні властивості нафт
- •4.1.1 Густина пластової нафти
- •4.1.2 В’язкість пластової нафти
- •4.1.3 Структурно-механічні властивості аномально-в’язких нафт
- •4.1.4 Фотоколориметрія нафти
- •Контрольні запитання
- •4.2 Природний газ. Склад та властивості природного газу
- •4.2.1 Склад та класифікація природних газів
- •4.2.2 Фізико-хімічні властивості вуглеводневих газів
- •4.2.3 Стан та параметри газових сумішей
- •4.2.4 Вміст важких вуглеводнів у суміші
- •Контрольні запитання
- •5 Фазові перетворення вуглеводневих систем
- •5.1 Склад та характеристика рідкої суміші
- •5.2 Газовий конденсат
- •5.3 Газогідрати
- •Контрольні запитання
- •6 Склад та фізико-хімічні властивості пластових вод
- •6.1 Залишкова вода
- •6.2 Підземні води
- •6.3 Основні властивості пластових вод та параметри, що їх характеризують
- •Контрольні запитання
- •7 Молекулярно-поверхневі явища та капілярні процеси
- •Контрольні запитання
- •8 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •8.1 Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають
- •8.2 Визначення нафтовилучення промисловими методами
- •8.3 Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень
- •Контрольні запитання
- •9 Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.1 Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення
- •9.1.1 Методи збільшення нафтовилучення, пов'язані з системою розробки нафтового покладу
- •9.1.2 Циклічна дія на пласт під час заводнення
- •9.1.3 Зміна напрямків фільтраційних потоків
- •9.1.4 Встановлення оптимальних величин репресії і депресії на пласт
- •9.1.5 Часткове зниження тиску нижче тиску насичення нафти
- •9.2 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.2.1 Методи для покращення заводнення
- •9.2.1.1 Застосування поверхнево-активних речовин
- •9.2.1.2 Застосування полімерів
- •9.2.1.3 Застосування лугів, кислот, пін, емульсій
- •9.2.2 Методи підвищення нафтовилучення
- •9.2.2.1 Застосування міцелярних розчинів
- •9.2.2.2 Застосування двоокису вуглецю
- •9.3 Газові методи збільшення нафтовилучення пластів
- •9.3.1 Застосування сухого вуглеводневого газу
- •9.3.2 Застосування збагаченого і зрідженого газу
- •9.3.3 Застосування газу високого тиску
- •9.3.4 Застосування інших газів і сумішей
- •9.3.5 Газоводяна дія на пласти
- •9.4 Теплові методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.4.1 Застосування нагрітої води
- •9.4.2 Застосування пари
- •9.4.3 Застосування внутрішньопластового горіння
- •9.5 Критерії застосування методів підвищення нафтовилучення
- •9.6 Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.6.1 Оцінка технологічного ефекту
- •9.6.2 Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів
- •Контрольні запитання
- •Перелік використаних джерел
4.1.4 Фотоколориметрія нафти
Фізичні властивості нафти і її склад в межах одного і того ж пласта не залишаються постійними. Одним з методів дослідження зміни властивостей нафти по покладу є фотоколориметрія, яка ґрунтується на визначенні ступеня поглинання досліджуваним розчином світлового потоку (інтенсивності його забарвлення) з використанням фотоелементів і гальванометрів.
Колориметричні властивості нафти залежать від вмісту в ній асфальто-смолистих речовин. Разом зі зміною вмісту останніх в нафті змінюються її в’язкість, густина і інші властивості. Тому за зміною колориметричних властивостей нафти можна судити про зміну інших її параметрів.
Якщо світловий потік падає на розчин, то частина потоку поглинається рідиною, а друга частина проходить через нього.
П.Бугером і І.Ламбертом встановлений закон, згідно з яким шари речовини однакової товщини при інших рівних умовах завжди поглинають одну і ту ж частину світлового потоку, що падає на них.
Графічна залежність між інтенсивністю світлового потоку, який пройшов через шари різної товщини, і розмірами цих шарів представляється рівнянням:
-
Іt = Іо · е -К·l ,
(4.18)
де Іt – інтенсивність світлового потоку після проходження через розчин;
Іо - інтенсивність падаючого світлового потоку;
l – товщина шару;
К – коефіцієнт поглинання.
З поданої формули видно, що інтенсивність світлового потоку, що пройшов через шар розчину, не залежить від абсолютної інтенсивності падаючого світлового потоку.
За законом Бера коефіцієнт К пропорційний концентрації поглинаючої речовини:
-
К = Ксп · С,
(4.19)
де Ксп - коефіцієнт світлопропускання;
С – концентрація речовини.
З врахуванням наведених формул рівняння основного закону колориметрії – закону Бугера – Ламберта – Бера – записується у такому вигляді:
-
Іt = Іо · е – Ксп·С·l .
(4.20)
Відношення інтенсивності Іt світлового потоку, що пройшов через досліджуваний розчин, до інтенсивності Іо світлового потоку, що падав на цей розчин, характеризує прозорість (світлопропускання) τ середовища:
-
τ = Іt / Іо = е – Ксп·С·l .
(4.21)
Величина τ, віднесена до товщини шару в 1 см, називається коефіцієнтом світлопропускання.
Логарифм величини, зворотної до світлопропускання, називається оптичною густиною D.
-
D = lg 1 / τ = lg Іо / Іt або D = 0,4343 ln Іо / Іt.
(4.22)
Співставляючи наведені залежності, одержимо:
-
Ксп· С · l = D / 0,4343 або Ксп = D / 0,4343 С · l,
(4.23)
тобто розмірність коефіцієнта світлопропускання см-1.
Відповідно, за одиницю Ксп приймається коефіцієнт світлопропускання такої речовини, при пропусканні світла через шар в 1 см якої інтенсивність світлового потоку зменшується в 2,718 рази.
Коефіцієнт світлопропускання є параметром, який не залежить від товщини шару розчину, є постійною величиною, яка залежить від довжини хвилі падаючого світла, природи розчиненої речовини і температури розчину.
Ксп нафт швидко зменшується із збільшенням довжини хвилі світла. За даними зміни Ксп у часі вдається одержати дані про процеси, що відбуваються в пластах під час видобування нафти. Наприклад, визначення напрямку та швидкості руху нафти в пласті, оцінка дебіту окремих пластів у свердловинах, що розкрили одним фільтром кілька пластів, визначення пласта, в якому утворилась тріщина під час гідравлічного розриву пласта, контроль за ефективністю дострілу нових пластів,провірка результатів ремонтних ізоляційних робіт і ін.