СОСТОЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Естественные скопления нефти или газа в пористых горных породах (коллекторах) называются нефтяными или газовыми за­лежами.

Тип залежи определяется типом природного резервуара или ловушки. Например, скопление нефти в пластовом резервуаре в сводовой части антиклинальной складки называется пластовой сводовой залежью, в массивном резервуаре — массивной залежью.

В большинстве случаев залежи нефти (газа) расположены в пластах антиклинальной формы.

Граница проницаемых пород-коллекторов с перекрывающими их плотными породами-покрышками называется кровлей залежи, а граница между нефтяным или газовым пластом и подстилающи­ми его плотными породами называется подошвой залежи.

Толщина (мощность) нефтяных и газовых пластов может ко­лебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков мет­ров; ширина и длина их — от нескольких десятков метров до не­скольких десятков километров. Глубина залегания залежей нефти или газа также может быть самой различной—от десятков мет­ров до нескольких километров.

Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях—газообразном, жидком или в виде газо­жидкостных смесей. Соответственно различают следующие виды залежей: нефтяные, газовые и газоконденсатные, газонефтяные (с большим объемом газа в сводовой части залежи и нефтяной оторочкой).

В нефтяных залежах (точнее нефтегазовых) газ, нефть и вода распределяются по вертикали в соответствии с их плотностями. Газ и нефть занимают верхнюю часть залежи, а вода подпирает их снизу. Газ как более легкий располагается над нефтью, обра­зуя так называемую газовую шапку.

Газовая шапка образуется в пласте в том случае, если давле­ние в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворяется в нефти. В газовых и газоконденсатных залежах повышенная часть заполнена газом, а ниже располагается вода.

Рассмотрим основные элемен­ты и параметры нефтегазовой залежи антиклинального типа (рис. 11).

Рис. 11. Схема нефтегазовой пласто­вой залежи.

1— внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 — внут­ренний контур нефтеносности; 4—внеш­ний контур нефтеносности

Поверхность или граница, разделяющая нефть и воду в пласте, называется водонефтяным контактом (ВНК), граница между газом и водой в газовых залежах — газоводяным контак­том (ГВК) и граница между га­зом и нефтью при наличии газо­вой шапки или нефтяной отороч­ки — газонефтяным контактом (ГНК).

Площадь контакта нефти или газа с водой имеет обычно коль­цеобразную форму; ширина контакта зависит от мощности неф­тяного пласта и углов его падения.

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта назы­вается внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения по­верхности ВНК с подошвой пласта—внутренним контуром неф­теносности.

Соответственно линия пересечения поверхности ГНК с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта—внутренний контур газоносности. Для массивных зале­жей внутренний контур нефтеносности или газоносности отсутст­вует, так как вода расположена под всей залежью.

Расстояние от верхней точки кровли нефтяной или газовой залежи до ВНК или ГВК—это высота залежи Н.

В разрезе той или иной геологической структуры может иметь­ся одна или несколько залежей нефти и газа. Совокупность зале­жей нефти и газа, расположенных на одном участке земной поверхности, образует месторождение (нефтяное или газовое).

ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Жидкости и газы находятся в пласте под определенным давле­нием, которое называется пластовым.

Начальное пластовое давление, т. е. давление в пласте до на­чала его разработки, имеет прямую связь с глубиной залегания данного нефтяного или газового пласта и соответствует примерно гидростатическому давлению столба воды, соответствующему глу­бине залегания данного пласта, т. е.

(38)

где р_пл.нач— начальное пластовое давление, Па; Н—глубина за­легания пласта, м; ρ—плотность воды, принимаемая равной 1000 кг/м³; g— ускорение свободного падения (g=9,81 м²/с, для приближенных расчетов принимается равным 10 м²/с); 10⁴—пе­реводной коэффициент, Па/м.

Формулой (38) можно пользоваться лишь при оценке началь­ного пластового давления. Обычно же пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по этой формуле.

Точное определение пластового давления осуществляется при помощи глубинных манометров, описание которых дано ниже.

Если известна плотность жидкости или газа, заполняющих скважину, то пластовое давление можно определить расчетным путем.

В том случае, когда скважина пробурена в водяной зоне пла­ста и ствол ее заполнен пластовой водой, давление на забое при закрытой устьевой задвижке равно пластовому и определяется выражением

(39)

где р_пл и р_уст—давления в пласте и на устье скважины, Па.

Если в такой скважине открыть устьевую задвижку, то вода будет переливаться на поверхность, т. е. скважина будет фонта­нировать. В скважине, где уровень жидкости не доходит до устья, пластовое давление

(40)

где Н₁—высота столба жидкости в скважине, м.

Пластовое давление, определенное в какой-либо точке залежи, будет характерно для залежи в целом только при пологом ее за­легании. При значительных углах падения залежи давление в различных ее частях будет различным; в крыльевых зонах оно бу­дет наибольшим, в оводовых частях — наименьшим. Это обстоя­тельство затрудняет проведение анализа изменения давления в пласте в процессе его разработки на основе значений истинного пластового давления, так как в этом случае на изменение давле­ния в залежи по площади накладываются соответствующие изме­нения давлений, зависящие от глубины залегания пласта. Поэто­му для удобства пластовое давление в залежи обычно относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают уро­вень моря или условную плоскость—первоначальное положение водонефтяного контакта в разрабатываемом пласте. Пластовое давление, отнесенное к этой условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением.

Рис. 12. Схема определения приведенного пластового давления

Если пластовое давление в скважине 1, 2 и 3 (рис. 12) равно соответственно р_1, р₂ и р₃, то приведенное давление в них (в Па), отнесенное к первоначальному уровню водонефтяного контакта, равно

(41)

где х₁, x₂ и x₃—расстояния от забоев скважин до уровня водонефтяного контакта, м; ρ_н и ρ_в—плотности нефти и води, кг/м³; g—ускорение свободного падения.

Изменения пластового давления тщательно регистрируются в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте, и регулировать разработку месторождений.

Температура, как и давление, возрастает по мере углубления и недра земли. Нарастание температуры по мере увеличения глубины происходит равномерно, однако для различных точек земной поверхности степень нарастания температуры с глубиной различная.

Расстояние по вертикали в земной коре (ниже зоны постоян­ной температуры), на которой температура горных пород законо­мерно повышается на 1°С, называется геотермической ступенью.

Значение геотермической ступени определяется по формуле

(42)

где G—геотермическая ступень, м/°С; Н—глубина, на которой замерена температура, м; t₁—температура, замеренная на глуби­не Н, °С; t₂—среднегодовая температура воздуха на поверхности в месте замера, °С.

Среднее значение геотермической ступени для верхних слоев земли (15—20 км) составляет33 мм, однако в разных частях зем­ного шара она может значительно отклоняться в зависимости от различной теплопроводности пород, гидрохимических реакций, циркуляции подземных вод, радиоактивных процессов и других причин.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отли­чаются от свойств дегазированной нефти, т. е. нефти в атмосфер­ных условиях. Это вызывается влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

Физические свойства нефти в пластовых условиях и закономер­ность их изменения с изменением давления и температуры необ­ходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, при проектиро­вании разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Плотность и объемные коэффициенты нефти. Плотность дегазированной нефти может изменяться в широких пределах—от 700 до 1000 кг/м³ и более. В пластовых условиях плотность изменяется в зависимости от давления, количества рас­творенного газа, температуры. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением двух других факторов—уменьшается. Влияние количества растворенного газа и тем­пературы сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м³ при плотности дегазированной нефти 800 кг/м³.

По зависимости плотности пластовой нефти от давления (рис. 13) видно, что с повышением давления плотность нефти зна­чительно уменьшается, что связано с насыщением нефти га­зом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом правее точки р_н способствует некоторому увеличению плотности нефти.

Рис. 13. Зависимость плотности пластовой нефти от давления:

1— ахтырская нефть при t=70 °С; 2 — новодмит­ровская нефть при t=84 °С; точки a и в соответствуют давлению насыщения

При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. От­ношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пласто­вых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стан­дартных условиях) называют объемным коэффициентом.

(43)

где b— объемный коэффициент пластовой нефти; V_пл.н—объем нефти в пластовых условиях; V_дег.н—объем этой же нефти при ат­мосферном давлении и t=20°С после дегазации.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегази­рованной нефти в связи с повышенной температурой и большим количеством растворенного газа в пластовой нефти.

Пластовое давление почти не влияет на объемный коэффици­ент нефти, так как сжимаемость жидкостей, в том числе и нефти, весьма мала. Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1—2,0, однако известны нефти, объем­ный коэффициент которых выше трех.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, которая показывает, на сколько процентов уменьшается объем пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти

(44)

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверх­ности. Тогда

(45)

Объемный коэффициент и усадку нефти определяют при лабораторных доследо­ваниях проб пластовой нефти.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обла­дает упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под дей­ствием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), опреде­ляемым из соотношения

(46)

где β_н—коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ΔV—изменение объема нефти, м³; V—исходный объем нефти, м³; Δр—изменение давления, Па.

Из уравнения (46) следует, что коэффициент сжимаемости ха­рактеризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости, порядка 4*10^-10—7*10^-10 1/Па. Легкие нефти, содер­жащие значительное количество растворенного газа, имеют повы­шенный коэффициент сжимаемости.

Вязкость пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. 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.

Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа и температуры показана на рис. 14.

Практически вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений может изменяться от многих сотен МПа*с до десятых долей МПа*с (от нескольких пуазов до десятых долей сантипуаза). В, пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарирован­ной нефти.

Для изучения физических свойств нефти в пластовых усло­виях пробы отбирают при помощи специальных пробоотборников, позволяющих поднять нефть при пластовом давлении. Для исследова­ния физических свойств нефти, газа и их смесей при высоких давле­ниях и температурах создан спе­циальный комплекс приборов.

Рис. 14. Изменение вязкости балаханской нефти при насыщении ее газом

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

В нефтяном или газовом месторождении вода может залегать в том же пласте, в котором находится нефть или газ, занимая по­ниженные части пласта, кроме того, вода может находиться в во­доносных горизонтах.

По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды подразделяют на следующие виды:

1) пластовые—краевые, подошвенные и промежуточные;

2) чуждые (посторонние) — верхние и нижние (относительно данного горизонта), тектонические, искусственно введенные в пласт.

Краевые или контурные воды—это воды, залегающие в пони­женных частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды назы­вают также подошвенными в том случае, когда верхняя часть пла­ста занята нефтью, а нижняя — краевой водой.

К промежуточным относятся воды, находящиеся в водоносных пропластках, залегающих в самом нефтеносном или газоносном пласте.

Верхними называются воды всех водоносных пластов, залегаю­щих выше данного эксплуатационного пласта, а нижними—воды всех пластов, залегающих ниже данного пласта.

Тектоническими называются воды, поступающие по дислокаци­онным трещинам.

Искусственно введенные в нефтяной пласт воды—это воды, нагнетаемые с поверхности при законтурном и внутриконтурном заводнениях.

Продуктивные пласты содержат также воду в нефтяной и га­зовой частях залежи. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют остаточной или связанной. Вода, удерживающаяся в залежи за счет поверхностного натяжения, обво­лакивает тончайшей пленкой отдельные зерна породы, занимает наиболее мелкие поровые пространства и субкапиллярные поры пласта. Количество связанной воды зависит главным образом от коллекторских свойств пласта, а также от содержания в нефти поверхностно-активных веществ. Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10—20% связанной воды, но иногда ее со­держание достигает 40% и более.

Связанная вода в пласте не движется, несмотря даже на боль­шое содержание ее в залежи, при эксплуатации скважин получа­ют безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа. Для этого введены ко­эффициенты водонасыщенность, нефтенасыщенности и газонасы­щенности, определяемые отношением объема пор, насыщенных водой, нефтью или газом, к объему всех пор.

(47)

Наиболее достоверные результаты определения количества связанной воды в породе можно получить при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Чтобы избежать испарения воды при транс­портировке, образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание оста­точной воды определяется путем экстрагирования образцов в при­борах Дина и Старка (рис. 15) или ЛП-4 (рис. 16), предназначен­ных для одновременного определения водо-, нефте- и газонасыщенности кернов. Взвешенный образец породы помещают в колбу прибора Дина и Старка или же в стеклянный цилиндр 3 (фильтр Шотта) прибора ЛП-4. При кипении растворителя вода испаряет­ся из образца, вместе с растворителем охлаждается в холодильни­ке и стекает в ловушку. Вода тяжелее углеводородных раствори­телей, и поэтому она накапливается в нижней части ловушки, избыток же растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе ЛП-4 чистый растворитель вначале попадает в цилиндр с керном, растворяет нефть и стекает через пористую перегородку в колбу. В качестве растворителя обычно используют толуол, ко­торый закипает выше точки кипения воды (110°С). Водо-, нефте- и газонасыщенность породы определяют по массе образца до и после экстрагирования и по объему воды, выделяющейся из керна.

Минерализация пластовых вод характеризуется ко­личеством растворенных в ней минеральных солей.

Минерализация вод нефтяных месторождений, колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентри­рованных рассолах. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Минеральные вещества, входящие в их состав, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других метал­лов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (С1), а также карбонаты (СО₃) щелочных металлов и бикарбонаты щело­чей и щелочноземельных металлов. Многие пластовые воды отли­чаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода.

Рис. 15. Прибор Дина и Старка для определения содержания во­ды:

1 — холодильник; 2 — калиброванная ловушка; 3—колба

Рис. 16. Прибор ЛП-4 для определения нефте-, водо- и газонасы­щенности пород:

1 — холодильник; 2 — ловушка; 3 — фильтр Шотта для помещения образца породы; 4 — колба с растворителем

Воды с минерализацией менее 1 г/л относятся к пресным, от 1 до 50 г/л—к соленым (минерализованным), свыше 50 г/л—к рассолам.

Плотность пластовых вод, как правило, больше 1000 кг/м³ и возрастает с увеличением концентрации солей, т. е. является функ­цией их минерализации.

Поэтому в промышленных условиях вместо плотности воды оп­ределяют степень ее минерализации, которая чаще всего харак­теризуется соленостью. Соленость измеряют особыми ареометрами, называемыми солемерами, имеющими шкалу в градусах Боме (°Ве).

Плотность воды в зависимости от ее солености определяется по формуле

(48)

где °Ве—соленость в градусах Боме.

Формула (48) действительна при температуре 15,5 °С. При этой температуре нуль погружения ареометра (солемера) соответствует погружению прибора в чистую воду. Каждое деление шкалы прибора соответствует 1%-ному содержанию хлористого натрия NаС1 в растворе. При температурах, отличающихся от 15,5°С, необходимо вводить поправки в результаты измерения.

Приблизительная зависимость плотности воды от содержания минерального вещества приведена в табл. 4.

ТАБЛИЦА 4

ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КОЛИЧЕСТВА РАСТВОРЕННОГО МИНЕРАЛЬНОГО ВЕЩЕСТВА

Сжимаемость воды. Коэффициент сжимаемости воды

изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7*10^-10— 5,0*10^-10 Па^-1.

Объемный коэффициент пластовой воды

изменяется в узких пределах (0,99—1,06), что связано с незначи­тельной растворимостью газов в воде и противоположным влия­нием на значения b давления и температуры.

Растворимость углеводородных газов в воде по сравнению с растворимостью в нефти весьма мала.

Вязкость пластовой воды (используемая в гидродинамических расчетах) в большинстве случаев меньше вязкости нефти, что является существенным фактором при совместном движении неф­ти и воды в пористой среде залежи при ее эксплуатации. Ввиду значительно меньшей вязкости вода имеет большую подвижность, чем нефть, поэтому при совместном движении в пласте вода опережает нефть и быстрее продвигается к забоям скважин.

Вязкость воды, как и вязкость любой жидкости, снижается с повышением температуры. Так, при 20 °С пресная вода имеет вяз­кость 1 сП, а при 100°С — всего 0,284 сП.

Повышение степени минерализации воды приводит к увеличе­нию ее вязкости. В пластовых условиях вязкость воды может из­меняться примерно от 0,3 сП (мПа*с) до 1,3 сП.

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений со­держание воды в нефти может быть различным: в начальной стадии может добываться практически безводная нефть, затем количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на конечных стадиях разработки месторождения может достигать 90% и более.

Вода в нефти появляется вследствие поступления к забою сква­жины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам проис­ходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешива­ния—дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно нераство­римых (или малорастворимых) жидкостей, одна из которых дис­пергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, — дисперсионной, или внеш­ней средой.

Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти и нефть в воде. Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, относятся к типу вода в нефти. Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от десятых до­лей процента до 90% и более.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешива­ния двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ—природных эмульгаторов. Такие природ­ные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и мельчайшие механические при­меси, такие как ил и глина.

В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образо­вания мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек (или, как обычно принято говорить, на поверхности раздела фаз) образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек.

Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невоз­можно, и для этого приходится прибегать к специальной обработ­ке эмульсии.

Стойкость нефтяных эмульсий определяется рядом факторов, препятствующих слиянию, укрупнению и осаждению отдельных ка­пелек воды: 1) большой раздробленностью капелек воды, т. е. их высокой дисперсностью (в стойких эмульсиях отдельные частицы воды имеют размер от 0,1 до 20 мкм, в легко расслаивающихся— от 50 до 100 мкм); 2) влиянием содержащихся в нефти эмульга­торов.

Обводненность нефти, или содержание в ней воды, выражается в процентном отношении массы воды к массе всей жидкости (нефть+вода). Извлеченная вместе с нефтью пластовая вода яв­ляется вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти.

ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

Глубинные пробы пластовой нефти извлекают с забоев нефтя­ных скважин с помощью специальных устройств—пробоотборни­ков, позволяющих отобрать и извлечь на поверхность пробу пла­стовой жидкости в герметичной камере. При этом в пробе сохра­няются все компоненты, содержащиеся в пластовых жидкостях и газах.

Глубинные пробоотборники состоят из двух основных частей: приемной камеры, предназначенной для заполнения ее пластовой жидкостью и обеспечения герметичности отобранной пробы, и управляющего устройства, служащего для закрытия или открытия клапанов приемной камеры.

В зависимости от принципа действия глубинные пробоотборни­ки подразделяются на два типа: 1) пробоотборники с проточной (открытой) камерой и 2) пробоотборники с непроточной (закрытой) камерой.

Пробоотборники с проточной камерой (рис. 17) применяют в основном для отбора проб в фонтанных скважинах при неболь­ших вязкостях нефти. При спуске пробоотборника в скважину верхний 2 и нижний 4 клапаны открыты и приемная камера 3 промывается встречным потоком жидкости. На заданной глубине пробоотборник останавливают для заполнения приемной камеры пластовой жидкостью, после чего срабатывает управляющее уст­ройство 1 и клапаны закрываются. Таким образом, проба, ото­бранная при пластовых давлении и температуре, отсекается от внешней среды. Во время подъема пробоотборника давление в приемной камере вследствие уменьшения температуры несколько падает, но менее интенсивно, чем уменьшается внешнее давление. Поэтому разность давлений, действующих на клапаны, все время увеличивается, что способствует более надежной герметизации отобранной пробы.

Рис. 17. Пробоот­борник с проточ­ной камерой

В настоящее время имеется много различ­ных конструкций глубинных пробоотборников проточного типа, отличающихся в основном принципом действия управляющего устройства.

Пробоотборщики с непроточной камерой ре­комендуется применять для отбора пробы в скважинах, где интенсивно выделяется парафин, в нефонтанирующих скважинах, при большой вязкости нефти. Приемная камера этих прибо­ров во время спуска закрыта. На заданной глубине отбор пробы осуществляется при последовательном открытии и закрытии клапана. Конструкции пробоотборников этого тина раз­личаются по принципу управления клапанов и но способу заполнения приемной камеры.

Для исследования пластовой нефти, извле­ченной на поверхность глубинным пробоотбор­ником, используют специальные установки с набором различных приборов.

На рис. 18 показана установка УИПН-2, предназначенная для исследования пластовых нефтей. Комплекс приборов этой установки по­зволяет проводить опыты по разгазированию нефтей, по определению зависимости давление— объем газонефтяных смесей при разных температурах (рVТ-соотношения), определять вязкость пластовой нефти и температуру начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов можно подсчитать давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газо­содержание, плотность, объемный коэффициент и усадку, раство­римость газа в нефти.

Все опыты по определению физических свойств пластовой неф­ти, связанные с изменением объема нефти и нефтегазовой смеси, проводятся при помощи пресса 11, представляющего собой толсто­стенный цилиндр, в котором может передвигаться поршень. Проба нефти в прессе переводится из пробоотборника или специального контейнера при помощи приборов блока перевода пробы, состоя­щего из жидкостного насоса 16, промежуточной емкости 17 и бач­ка 15. Насос нагнетает масло из бачка 15 в верхнюю часть промежуточной емкости, заполненную соленой водой. Через вентиль нижней переводной головки вода поступает в пробоотборник. Про­ба нефти через вентиль верхней переводной головки поступает в трубопровод и через манифольд 3 в пресс (верхний клапан про­боотборника при этом поддерживается в открытом состоянии при помощи специального штока). Плунжер пресса 11 при этом выдви­гается с такой же скоростью, с какой насос вытесняет нефть из пробоотборника. Плунжер передвигается электродвигателем через червячный редуктор или ручным приводом. Аналогичным способом проба нефти может быть переведена в вискозиметр 14 и в камеру 6 для изучения условий кристаллизации парафина. Полезная емкость пресса 200 см³, максимальное давление 30 мПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеря­ют по линейной неподвижной шкале с точностью до 1 см³ и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см³.

Рис. 18. Схема установки УИПН-2 для исследования пластовых нефтей:

1—-пробоотборник; 2—напорный промывочный насос; 3-—верхний циркуляционный манифольд; 4— сепаратор; 5 — газовая бюретка; 6 — камера; 7 — микроскоп; 8 — ло­вушка; 9 —вакуум-насос; 10—шкаф управления; 11—пресс; 12—нижний циркуля­ционный манифольд; 13—циркуляционный электромагнитный насос; 14—вискози­метр; 15-—масляный бачок; 16—жидкостной регулируемый насос; 17—промежу­точная емкость

Для измерения объема газа, выделившегося из нефти при раз­личных давлениях, предназначена бюретка 5, куда газ выдавли­вается из пресса через манифольд 3 при ходе плунжера вверх,

Перемешивание пробы в полости пресса осуществляется цир­куляционным электромагнитным насосом 18. Поршень насоса двигающийся под действием периодически создаваемого электромагнитного поля, перекачивает жидкость из нижней части цирку­ляционной системы в верхнюю. Перед заполнением циркуляцион­ной системы пробой нефти все трубопроводы и приборы осво­бождаются от воздуха вакуум-насосом 9. Ключи управления и приборы световой сигнализации установки сосредоточены на спе­циальном стенде.

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. Опыт проводится путем выпуска из пресса некоторого количества пластовой нефти в предвари­тельно взвешенный стеклянный сепаратор 4, где происходит от­деление газа от нефти. Выделившийся газ улавливают и объем его измеряют при помощи бюретки 5, которую предварительно за­полняют соленой водой.

Объем дегазированной нефти определяют по массе и плотно­сти нефти, находящейся в сепараторе.

Подробное описание методики определения всех характери­стик пластовой нефти, порядка проведения работ и расчетов при­водится в инструкциях завода, изготовившего прибор, ив специальных руководствах по анализу нефтей в пластовых условиях.

Кроме рассмотренной, используют также другие типы устано­вок для исследования пластовых нефтей при давлении до 60 МПа и температуре 130—150 °С (АСМ-300, АСМ-600; «Безртутная» и др.).

МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ—ГАЗ—ВОДА—ПОРОДА

Нефтяной или газовый пласт представляет собой огромное скопление капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика: в 1 м³ нефтесодержащих пород поверхность поровых каналов достигает нескольких гектаров.

Нефтегазосодержащий пласт—система, состоящая из твердой и газовой фаз и двух несмешивающихся жидкостей—нефти и во­ды. Общая поверхность разделов фаз в этой системе составляет чрезвычайно большую величину, намного превосходящую общую поверхность самой породы.

В таких условиях молекулярно-поверхностные свойства много­фазной системы существенно влияют на процессы движения жид­костей и газов в пористой среде. На поверхностях разделов фаз возникают капиллярные давления, зависящие от размера поровых каналов и играющие весьма важную роль в процессах вытеснения нефти водой и газом.

В конечном счете поверхностные явления в пласте определяют его нефтеотдачу. Поэтому изучение молекулярно-поверхностных свойств пластовых жидкостей и закономерностей взаимодействия их с твердой фазой коллектора составляет один из важнейших разделов науки о нефтяном пласте.

С молекулярно-поверхностными явлениями мы сталкиваемся не только в пласте, но также при образовании и разрушении водонефтяных эмульсий, при отложении парафина в скважинах и призабойной зоне пласта и т. п. Поэтому теория поверхностных и капиллярных явлений находит большое приложение в промысло­вой практике.

Поверхностное натяжение. Всякая поверхность, от­деляющая одну фазу системы от другой, сильно отличается по фи­зико-химическим свойствам от внутренних частей граничащих фаз. Это отличие заключается в том, что гра­ничные поверхности обладают особым запасом энергии — свободной поверхностной энергией, обусловленной особым положе­нием молекул в пограничном слое.

Рис. 19. Возникновение молекулярного давления:

1 — положение молекул; 2 — сфера молекулярного притя­жения

Представим себе поверхность раздела АВ между жидкой и газообразной фазами (рис. 19). Молекула, занимающая любое положение внутри жидкости, испытывает равномерное воздействие со стороны окру­жающих ее других молекул. Поэтому рав­нодействующая всех сил молекулярного воздействия, действующих на эту молекулу со стороны окружающих ее молекул, равна нулю и благодаря этому она может свободно перемещаться внутри жидкости в любом направлении. Силы же, действующие на моле­кулы, расположенные в поверхностном слое, направлены внутрь жидкости и вдоль поверхности раздела, поэтому равнодействую­щая их не равна нулю и направлена внутрь жидкости нормально к поверхности раздела. Следовательно, молекулы поверхностного слоя в сумме обладают избытком энергии по сравнению с рав­ным объемом молекул, находящихся во внутренних слоях жидко­сти, и поверхностный слой будет отказывать на жидкость, определенное давление, называемое молекулярным давлением.

Давление поверхностного слоя вызывает появление сил реак­ции, т. е. таких молекулярных сил, которые противодействуют молекулярному давлению. Такие силы называются силами поверхностного натяжения. Если молекулярное давление (давление поверхностного слоя) стремится изменить форму по­верхности жидкости, втягивая ее внутрь, то поверхностное натяжение оказывает сопротивление этому давлению.

Молекулярное давление направлено по нормали к поверхности жидкости, а сила поверхностного натяжения—по касательной к этой поверхности. Таким образом, вследствие действия поверхно­стного натяжения поверхность жидкости представляет собой как бы натянутую перепонку, стремящуюся сократить свою форму, противодействуя нормальным силам, приложенным к этой пере­понке и стремящимся изменить ее форму.

Поверхностное натяжение σ в Международной системе изме­ряется в ньютонах на 1 м, т. е.

(49)

где f—сила поверхностного натяжения, Н; l—длина контура по­верхности, м.

Слой молекул, толщина которого равна радиусу действия сил молекулярного взаимодействия, называется поверхностным слоем. На перемещение в, этот слой молекул из жидкости для образования новой поверхности затрачивается определенная работа, пере­ходящая в энергию поверхностного слоя—поверхностную энер­гию. Поэтому поверхностным натяжением можно также назвать работу,