Cel mai mare vâscozitate ulei distinge - studopediya

Starea fizică a petrolului și a gazelor, în diferite condiții în rezervor

Proprietățile fluidelor rezervor

Proprietăți și starea de SW depind de compoziția, presiunea și temperatura lor. Rezervoarele pot fi sub formă lichidă sau gazoasă sau ca amestecuri de gaz-lichid. Pe parcursul dezvoltării depozitelor în formațiunile și creșterea presiunii de suprafață și temperatura este în continuă schimbare, care este însoțită de schimbări în compoziția gazului și faza de hidrocarbură lichidă și o tranziție de la o etapă la alta corespunzătoare. Tu trebuie să cunoască mecanismele de tranzițiile, statul și proprietățile hidrocarburilor în diferite condiții și să le ia în considerare la calcularea rezervelor, proiectarea și gestionarea dezvoltarea proiectarea și exploatarea de colectare și transport a sistemelor de petrol și gaze.

Petrolul și gazele sunt un amestec de hidrocarburi predominant metan (parafinic) (H2N Cn + 2), naftenice (CnH2n) și o cantitate mai mică de (CnH2n-6) aromatică. Conform stării fizice a suprafeței în ceea ce privește hidrocarburile de CH4 la C4 H10 - gaze; de la C5 la C16 H12 N34 - lichid și de la C17 la C35 N34 și N72 de mai sus - substanțe solide numite parafină și cerezina.

Atunci când o cantitate mare de gaz din rezervor poate fi amplasat deasupra uleiului sub forma unui capac de gaz în porțiunea ridicată a structurii. Astfel, o parte din uleiul de hidrocarburi lichide vor fi în formă de vapori, de asemenea, în capacul de gaz. Atunci când densitatea gazului formarea de înaltă presiune devine extrem de mare (se apropie în magnitudine densitatea hidrocarburilor lichide ușoare). În aceste condiții, gazul comprimat se dizolvă cantități semnificative de ulei ușor (C5-C6 H12 + H14), la fel ca în benzină sau alte asfalturi de petrol și grele solubile de hidrocarburi lichide. Ca rezultat, uleiul este uneori dizolvat complet în gazul comprimat. La scoaterea acestor depozite din gaz la suprafață, ca urmare a reducerii presiunii și a temperaturii dizolvat în acesta hidrocarburi condensează și abandonează ca condens.

În cazul în care aceeași cantitate de gaz în rezervor, în comparație cu cantitatea de ulei este mic, și o presiune suficient de ridicată, gazul este dizolvat complet în ulei și apoi amestecul a fost depozitat în formarea de petrol în stare lichidă.

Acestea fiind spuse, în funcție de condițiile de depunere și raportul cantitativ al zăcămintelor de țiței și gaze de hidrocarburi sunt împărțite în:

1) - gaz pur;

2) - condensat;

3) - gaz-petrol sau petrol și gaze naturale (în funcție de dimensiunile relative ale capacului de gaz și coloana de ulei);

Depozite hidraților de gaz conțin gaz la solid stare (hidratat). Prezența unui astfel de gaz, datorită capacității sale în anumite presiuni și temperaturi cuplate cu hidrați de apă și de formă. Depozite hidraților de gaz cu ajutorul parametrilor fizici difera semnificativ de la rezervele de gaze convenționale, totuși numărare și dezvoltarea în mare măsură diferite de cele utilizate pentru câmpurile convenționale de gaze naturale. Regiunea Distribuția depozitelor hidraților de gaz sunt limitate în principal la zona permafrostului.

Oil conțin până la 5-6% sulf. Este prezentă în acesta, sub formă de sulf liber, hidrogen sulfurat, și ca parte a compușilor cu sulf și a substanțelor gudronate - mercaptani, sulfurile, disulfurile și mercaptani și hidrogen sulfurat, etc. -. Compușii cei mai activi ai sulfului se corodeze echipamentul de pescuit.

Cu privire la conținutul de sulf al uleiului sunt împărțite în:

- sulf (0,5-2,0%);

- conținut ridicat de sulf (mai mare de 2,0%).

Cu privire la conținutul de rășini petroliere sunt împărțite în:

- rășină (18-35%);

- vysokosmolistye (peste 35%).

Cu privire la conținutul de ulei de parafină sunt împărțite în:

- maloparafinistye cu conținut de parafină mai mic de 1,5% în greutate;

- ceros - 1.5-6.0%;

- vysokoparafinistyh - mai mult de 6%.

Proprietățile fizice ale uleiurilor.

Contactul (o singură etapă) este procesul în care tot gazul degajat este deasupra uleiului în contact cu ea. In gazul de proces de degazare diferențială eliberat din soluția evacuată continuu din sistem.

Când uleiul diferențial de eliberare rămâne bolshegaza. decât la aceeași presiune în condițiile de degazare de contact. Acest lucru este explicat după cum urmează. Deoarece uleiul este eliberat în principal metan și gazele rămase în compoziție crește proporția de hidrocarburi grele, ceea ce conduce la creșterea solubilității lor. Degazarea uleiului cand vine din rezervor într-un separatoare comerciale similare cu contact. Acest lucru trebuie luat în considerare, ținând cont de modificările proprietăților petrolului ca urmare a trecerii de la rezervor la condițiile de suprafață.

Coeficientul de degazare ulei numit cantitatea de gaz eliberat dintr-o unitate de volum de ulei în timp ce reducerea presiunii pe unitate. De obicei, degazare când crește raportul de presiune, dar acest model nu este întotdeauna respectat.

Pescuit GOR T este numărul de gaze produse în m3 per 1 m3 (t) de petrol degazat. Se determină din datele privind extracția petrolului și a gazelor asociate pentru o anumită perioadă de timp. Distinge raportul inițial gaz-ulei este în mod tipic determinată conform primei luni de funcționare a sondei, factorul gaz curent, definit în conformitate cu oricare din perioada intermediară de timp, iar raportul mediu de gaz-petrol, definite pentru perioada de la începutul dezvoltării la orice dată. Dimensiunea comercială GOR depinde atât de conținutul de gaz de petrol și de condițiile de dezvoltare rezervor. Ea poate varia în limite foarte largi

În cazul în care dezvoltarea gazului din rezervor nu este alocat, conținut apoi mai puțin gaz rezervor de ulei GOR, deoarece în condiții de câmp o degazare completă a uleiului are loc.

Formarea presiunii uleiului de saturație se numește presiunea la care gazul începe să se despartă de ea. presiunea de saturație depinde de raportul dintre volumul de petrol și gaze din rezervor, de compoziția lor, temperatura rezervorului.

În condiții naturale, presiunea de saturație poate fi egală cu presiunea rezervorului, sau poate fi mai mică. În primul caz, uleiul este complet saturat cu gazul în al doilea-subsaturat. Diferența dintre saturație și rezervor presiunea poate varia de la zeci la zeci de mPa. probe de ulei au fost selectate din diferite părți ale aceluiași depozit, pot fi caracterizate prin diferite presiunea de saturație. Astfel, câmpul Tuimazy în Bashkiria, acesta variază 8-9.4 MPa. Acest lucru se datorează unei schimbări în domeniul proprietăților de petrol și gaze și impactul asupra caracterului descărcării gazului din proprietățile de rocă ulei, cantitatea și proprietățile apei legate și de alți factori.

Compresibilitatea rezervorul de ulei, datorită faptului că, așa cum tot uleiul lichid are elasticitate, care se măsoară koeffitsientomszhimaemosti (sau modul în vrac) βn:

unde Av - modificarea volumului de ulei, V - volumul sursei de ulei, Dp - schimbarea presiunii. Dimensiunea βn -1 / Pa sau Pa -1.

Factorul de compresibilitate caracterizează creșterea relativă a volumului de ulei, atunci când presiunea pe unitate. Valoarea sa pentru formarea majorității crudes este în intervalul (1-5) • 10 -3 MPa - 1. ulei compresibilitate este considerat, împreună cu colectori de apă compresibilitate și, în principal în dezvoltarea depozitelor în condițiile uprugovodonapornogo mod cât și în faza inițială de proiectare pentru a determina schimbarea rezervor de presiune în anumite zone sau CP la unele sonde, în cazul în care cursul procesului de dezvoltare nu este încă stabilizată și forțele elastice încă joacă un rol proeminent.

Coeficientul de dilatare termică al An arată ce variază în parte DV volumul inițial Vo cantitatea de ulei, atunci când temperatura se modifică cu 1 ° C

Dimensiunea A - 1 / ° C. Pentru majoritatea valorilor uleiuri ale coeficientului de dilatare termică în intervalul (1-20) * 10 -4 1 / ° C

Coeficientul de dilatare termică de ulei trebuie luate în considerare atunci când se proiectează depozite la thermohydrodynamic mod nestaționare când sunt expuse la formarea diferitelor agent cald sau rece. Influența ei, în plus față de efectul altor parametri care afectează atât condițiile actuale de filtrare a hidrocarburilor și la limita factorului de recuperare a petrolului. Mai ales rol important coeficientul de dilatare termică a uleiului în proiectarea unor metode de stimulare termică joacă.

Raportul volumetric al uleiului rezervor b indică ce ocupă volum în condiții de rezervor de 1 m 3 de ulei degazeificat:

Vpl.n unde - cantitatea de ulei în condiții de rezervor; Vdeg - volumul aceeași cantitate de ulei după degazare la presiune atmosferică, și t = 20 ° C; rpl.p - densitate condiții rezervor de ulei; r - densitatea uleiului în condiții standard.

Volumul de ulei în condiții de rezervor este crescută în comparație cu volumul în condiții normale, datorită temperaturii ridicate și o mare cantitate de gaze dizolvate în ulei. Rezervor de presiune într-o anumită măsură, reduce cantitatea de factor de volum, dar din moment ce compresibilităŃii uleiul este foarte mic, presiunea a avut un efect redus asupra acestei valori.

Raportul volumetrica de ulei este mai mare decât unu, și, uneori, ajunge la 2-3. Cele mai multe valori caracteristice se află în intervalul 1,2-1,8.

raport volumetric ulei de rezervor utilizat pentru calcularea rezervelor. Este inclus împreună cu un indicator de solubilitate a gazului în ecuația pentru determinarea uleiului în metoda de bilanț material în dezvoltarea depozitelor pe modurile asociate cu cheltuielile din energia naturală a rezervorului. Aceste două caracteristici ale factorului de volum formare a petrolului și a gazelor de rezervor (cm. Mai jos) sunt incluse în formula pentru determinarea recuperării coeficienților de aceleași moduri.

Folosind un raport volumetric, este posibil să se determine „contracție“ de ulei, t. E. Set de reducere a volumului la îndepărtarea uleiului rezervor la suprafață. Contracția de ulei U

La calcularea volumului de ulei prin schimbarea volumului rezervorului de ulei, la trecerea de la suprafață la condițiile de rezervor în considerare de așa-numitul factor de conversie.

Sub densitatea uleiului produs se înțelege masa uleiului extras din măruntaiele condițiilor rezervor de conservare, per unitate de volum. În general, este 1,2-1,8 ori mai mică decât densitatea uleiului degazeificat, datorită creșterii în volum în condiții de zăcământ datorită gazelor dizolvate. rezervor de ulei Cunoscut în care densitatea este de numai 0,3-0.4 g / cm 3. Valoarea sa în condiții de rezervor ar putea ajunge la 1,0 g / cm3.

rezervor de ulei de densitate este împărțit în:

1. Lumina având o densitate mai mică de 0,850 g / cm3;

2. Greu cu o densitate mai mare de 0,850 grame /.

vâscozitatea uleiului este măsurată în mPa x s (milliPascal pe secundă).

- vâscozitate redusă - MH <1 мПа × с;

- vâscozitate redusă - 1

- viscozitate ridicată - 5

- foarte vâscos - MH> 25 mPa x s.

vâscozitatea uleiului - un parametru foarte important, care depind în mare măsură de eficiența dezvoltării și final factorul de recuperare a petrolului. Raportul dintre vâscozitatea uleiului și a apei - un indicator al ratei de puțuri de irigare. Cu cât raportul, cu atât mai rău condițiile de extracție a uleiului din rezervor, folosind diferite tipuri de inundații.

Cu un conținut semnificativ de ulei și asfaltenei parafină viscozitatea uleiului depinde de viteza de forfecare tulpina, adică. E. În aceste condiții, uleiul capătă proprietăți nenyutonovsknh fluide în acesta datorită apariției structurii spațiale formată de către particulele coloidale de asfaltene. ceară și rășină. Un impact semnificativ asupra proprietăților structurale și mecanice ale uleiurilor au de asemenea specii compoziția, structura și proprietățile spațiului gol. În funcție de materialul din pereții golurilor și consolida formarea structurii spațiale în uleiurile are loc mai intens. mai mică decât permeabilitatea rocii. În plus, vâscozitatea fluidului non-newtonian depinde de timpul de a fi în stare de repaus.

Se constată că conductivitatea rocii pentru uleiul structurat depinde în mare măsură de gradienții de presiune. Pentru pante mici gresii de conductivitate poate fi de zece ori mai mică decât la temperaturi ridicate.

Manifestația proprietăților structurale și mecanice ale uleiurilor într-un număr de cazuri de recuperare a scăzut de ulei, inundarea rapidă a sondelor de producție pot fi explicate prin profilele de aflux inegale.

Proprietățile colorimetrice ale uleiului depinde de conținutul său de substanțe colorate (rășini, asfaltene). Studii speciale au stabilit că straturile de material de grosime uniformă, ceteris paribus absorbi întotdeauna aceeași parte a fluxului luminii incidente. Dependența dintre intensitatea It a fluxului luminos după ce trece printr-o soluție a unei substanțe și o grosime a stratului L din soluția descrisă de ecuația de bază (Legea) colorimetrie:

în care I0 - intensitatea fluxului luminos incidente; Ksp - coeficientul de absorbție a luminii; C - concentrația unei substanțe în soluție.

Dimensiunea coeficientului de absorbție a luminii - 1 / cm. Per unitate Ksp primit coeficient de absorbție a luminii o astfel de substanță, în care transmisia luminii prin stratul de 1 cm grosime, intensitatea luminii scade la e = 2,718 ori. Valoarea K cn independent de lungimea de undă a luminii incidente, natura solutului, temperatura soluției și este independentă de grosimea stratului.

Ksp determinat folosind photocolorimeter. Photocolorimeter - una dintre metodele pentru studierea modificărilor proprietăților uleiului în rezervor sau câmp. Pentru a modifica proprietățile colorimetrice ale uleiului poate fi văzut pentru a modifica alte proprietati - vascozitate, densitate. Controlul asupra valorii Kspnefti în procesul de dezvoltare ne permite să rezolve un număr de câmp de petrol și gaze geologie.

Pentru depozitele de petrol tipice de schimbare regulată proprietățile de bază ale uleiului în zona rezervorului și volumul: crește densitatea, viscozitatea, cantitatea coeficientului de absorbție a luminii. substanțe de conținut asfalten, parafină și sulf, cu creșterea adâncimii stratului, adică. e. departe de acoperiș aripilor și a acoperișului la talpa (în straturi groase). Uneori inactive hidrocarburile foarte vâscoase (asfalturi, bitumuri și m solid. U.) Pentru a forma depozite în talpa stratului monolit. care etanșează parțial sau complet rezervorul, izolându-l din zona acvifer. Aceste modele sunt explicate prin interacțiune fizico-chimică a uleiului cu apă de jos.

Valorile coeficientului de absorbție a luminii în intervalul de câmp petrolier Bavly între 190-450 unități. La valoarea occidentală câmpul Surgutsky al acestui coeficient variază în formațiune BC10 de la 300 la 550 de unități.

Proprietățile fizice ale uleiurilor rezervor testate in laboratoare speciale pentru probele prelevate de adâncime din godeuri sigilate samplere. Densitatea și vâscozitate sunt la o presiune constantă egală cu rezervorul inițial. Alte caracteristici sunt determinate la rezervor inițial și de a reduce treptat presiunea. Ca rezultat, plotare rapoarte diferite modificări în funcție de presiunea și, uneori, de asemenea, asupra temperaturii. Aceste grafice sunt utilizate în rezolvarea problemelor de prospecțiune.