Причинами изменения свойств нефти в залежах являются геологические, структурные, термодинамические условия, а также процессы, происходящие в пласте (химические, бактериологические). В залежах происходят окислительные процессы, увеличивающиеся в приконтурной зоне или в зоне выхода пласта на дневную поверхность. Известно, что с глубиной меняется температура, давление, сила тяжести, условия миграции нефти к месту залежи.
В связи с различием свойств нефти по объему залежи, данные исследований параметров нефти подвергают статистической обработке, с определением средних параметров и оценкой среднеквадратических отклонений значений параметров. Исследования в Татарии показали, что для определения устойчивых значений параметров нефти в залежи достаточно анализировать пробы по 20 скважинам, равномерно расположенных по площади месторождения, дальнейшее увеличение их не повышает точности определения средних значений.
Структурно-механические свойства аномально-вязкой нефти.
В вязкой нефти присутствуют асфальтены, парафины, смолы, представляющие высокомолекулярные соединения углеводородов. Такие соединения придают нефти коллоидные свойства и влияют на изменение стабильности коэффициента вязкости. Нефть приобретает свойства неньютоновской жидкости в связи с возникновением пространственных структур. При высоких температурах структурно-механические свойства нефти проявляются слабее, а при понижении температур вследствие закачки воды или извлечения нефти на поверхность её температура понижается ниже температуры начала кристаллизации парафина и происходит интенсивное изменение структурно-механических свойств нефти.
На структурно-механические свойства нефти влияют свойства и строение пористой среды. Под влиянием материала скелета пор образование и упрочение пространственных структур происходит тем интенсивнее, чем меньше пористость и проницаемость пород. При движении нефти прочность пространственных структур уменьшается, а в покое – возрастает.
Определение свойств пластовой нефти подразделяются на расчетные и экспериментальные. Применяют комплекс приборов АСМ – 300М для исследования разгазирования нефти, определения зависимости давление – объем, определения вязкости, температуры начала кристаллизации парафина. По определенным данным рассчитывают давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку, коэффициент растворимости газа в нефти. Вязкость определяют вискозиметром по времени качения шарика внутри немагнитной трубки заполненной исследуемой жидкостью. Для калибровки вискозиметра используются жидкости с известной вязкостью.
Давление насыщения, коэффициент сжимаемости определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Проба нефти расширяется в полости пресса при снижении давления до начала выделения газа. Давление насыщения определяют по графику зависимости приращения объема от давления в нефти. Началу выделения газа соответствует точка перелома графика. По зависимости между объемом V и давлением выше давления насыщения ∆р, определяют коэффициент сжимаемости:
βн = - DV / (V Dр), где ∆V – изменение объема нефти.
Объемный коэффициент, газосодержание и плотность нефти Объемный коэффициент в = Vпл.н / Vдег.н , газосодержание G = Vг / Vпл.н и плотность нефти rпл.н = Мпл.н / Vпл.н определяют по данным однократного разгазирования нефти и определения объема выделившегося газа, дегазированной нефти, массе и плотности нефти.
3.3 СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами природных газов являются плотность, вязкость, сжимаемость, критическое давление и температура, диффузия, растворимость.
 |
Плотность газа на практике определяется по отношению к массе сухого воздуха (1,293 кг/м3 ), заключенного в том же объеме при нормальных условиях, т.е. определяется относительная плотность газа:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.