Геологическое строение и особенности физико-химических параметров пластовых жидкостей Тишковского нефтяного месторождения, страница 13

Коэффициент растворимости газа с возрастанием плотности уменьшается. На коэффициент растворимости влияет не только плотность газа, но и плотность нефти. Если привести сравнение плотности газа и нефти, то можно увидеть следующую закономерность, что самый большой коэффициент растворимости газа  будет в семелукском горизонте там, где плотность нефти и газа будет самая маленькая. С возрастанием плотности нефти и газа будет уменьшаться коэффициент растворимости газа.

С ростом температуры и давления насыщения коэффициент сжимаемости тоже растет.  Это обусловлено тем, что с увеличением температуры и давления в пластовом флюиде растворено большее количество газа, из этого следует, что коэффициент сжимаемости будет,  увеличивается.

С уменьшением  температурного коэффициента объемного расширения уменьшается вязкость т.к. нефть при повышении температуры будет расширяться меньше и, следовательно, коэффициент сжимаемости тоже будет снижаться.

ВАРИАНТ 3

Физико-химическая характеристика разгазированной нефтеи месторождений.

4.1 Изменение физико–химических параметров разгазированной нефти по глубине вмещающих пород.

Построим графические зависимости изменение свойств нефти с глубиной залегания.

Зависимость изменения плотности нефти с глубиной.

 С увеличением глубины увеличивается плотность. Это происходит за счет того, что с ростом глубины изменяется физико-химический состав нефти, т.е. уменьшается содержание легких фракций и увеличение тяжелых фракций нефти. Это можно заметить на графике, если его разделить на две части. К первой части отнесется горизонты межсолевой толще (задонский), ко второй части отнесутся горизонты подсолевой толщи.

Зависимость изменения содержание тяжелых фракций нефти с глубиной.

Из графика видно, что с увеличением глубины увеличивается содержание тяжелых фракций.

Из графиков видно, что с увеличением глубины плотность, вязкость нефти уменьшается, а температура застывания и содержание тяжелых фракций увеличивается.

4.2 Взаимосвязь между основными составляющими нефти.

4.2.1 Взаимосвязь между содержанием АСВ и выходом легких фракций.

Зависимость между содержанием АСВ и выходом легких фракций.

Чем больше АСВ находиться в нефти, тем ниже выход легких фракций. Это обусловлено  тем, что содержание легких фракций в нефтях которые содержат большее количество АСВ меньше.

4.2.2 Взаимосвязь между содержанием АСВ и серы.

Зависимость между содержанием АСВ и серы.

Проанализировав результаты мы видим, что с увеличением содержания АСВ увеличивается и содержание серы.

4.2.3 Зависимость между плотностью нефти и содержанием легких фракций, АСВ.

Зависимость между плотностью нефти и содержанием легких фракций, АСВ.

Из графика видно, что с увеличением содержания АСВ и уменьшения содержания легких фракций плотность нефти увеличивается. Чем больше легких фракций, тем плотность нефти меньше. Так как с увеличением  атомов в молекуле увеличивается масса, но объем нефти остается прежним. Например, метан – газ. Его плотность мала и количество атомов в молекуле тоже мало. Асфальтены – твердые. Они  имеют большее количество атомов в молекуле и, следовательно, большую плотность.

4.2.4 Зависимость между плотностью нефти и содержанием серы.

Зависимость между плотностью и содержанием серы.

Проанализировав результаты, мы видим, что с насыщение нефти серой, приводит к росту плотности.

4.2.5 Зависимость между плотность и вязкостью нефти

при t=20 и t=50 ⁰С.

Зависимость между плотностью нефти и вязкостью при t=20 и t=50 ⁰С.

Из таблицы видно, что с увеличением плотности вязкость увеличивается, что при t=20 ⁰С так и при t=50 ⁰С. Это обусловлено большим содержанием тяжелых фракций (у которых температура плавления выше, чем у легких) в нефти, где больше плотность.

Вывод.

С увеличением глубины увеличивается плотность. Это происходит за счет того, что с ростом глубины изменяется физико-химический состав нефти, т.е. уменьшается содержание легких фракций и увеличение тяжелых фракций нефти. Это можно заметить на графике, если его разделить на две части. К первой части отнесется горизонты межсолевой толще (задонский), ко второй части отнесутся горизонты подсолевой толщи.