WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 10 |

  Описание аппаратуры       Аппарат Закса (рис. 3.1) состоит из колбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной но 10 см3, стеклянного холодильника и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра). Колба, ловушка и холодильник тщательно прищлифовываются друг к другу для устранения утечки паров растворителя через места соединения. В процессе работы цилиндр с керном помещают в горловину колбы на специальные выступы. В верхней части цилиндра имеются два отверстия, в которых закрепляют проволочную дужку для удобства извлечения цилиндра из колбы.

  Порядок работы   Разгерметизированный образец керна и очистив его от раствора и шлама, из серединной части керна откалывают кусок произвольной формы и помещают его в бокс, чтобы избежать испарения жидкости с поверхности об­разца. Если после определения нефте и водонасыщенности планируется Рис. 3.1. Аппарат Закса   исполь­зовать именно этот же кусок керна для других видов исследования, то тог­да готовится специальный образец. Для этого из керна с помощью алмазной коронки и с использованием машинного масла высверливается образец цилин­дрической формы. Путём взвешивания образца в бюксе, а затем отдельно бюкса опреде­ляют массу o6paзца с точностью до 0,001 г. Помешают образец в цилиндр. Наливают в колбу (до половины) толуол и установив цилиндр с об­разцом в горловину, собирают прибор.

Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электро­печь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не перели­вался через край цилиндра.

Вода, находящаяся в поровом пространстве образца, в процессе перегонки скапливается в ловушке и анализ считается законченным, когда дальнейшее увеличение объёма воды не наблюдается. Растворитель, находя­щийся над уровнем воды в ловушке, становится совершенно прозрачным.

Капли воды в случае их конденсации в трубке холодильника поступают в ловушку, а затем измеряется объем выделившейся из образца воды.

В отдельных случаях (при слабопроницаемых породах с осмолившейся нефтью) по окончании дистилляции воды рекомендуется, удалив толуол из колбы, произвести дополнительную экстракцию четырёххлористым углеродом.

После окончания экстрагирования печь выключают, растворителю из цилиндра дают стечь. Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы. Объём нефти в образце определяют из выражения:

  Vн = (M 1 – M 2 Vв Yв) / Yн. (3.1)   Коэффициент нефтенасыщенности в долях единицы будет равен:

  Кн = Vн Yо / Mп M 2. (3.2)   Коэффициент водонасыщенности в долях единицы будет равен:

  Кв = Vв Yо / Mп M 2. (3.3)   В формулах (3.1) – (3.3) используются следующие обозначения:

Vн объём нефти в образце, см3;

Кн коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;

Кв коэффициент водонасыщенности, доли единицы;

Vв объем воды, выделившегося из образца, см 3;

М1 масса образца насыщенного нефтью, водой, г;

М2 масса экстрагированного и высушенного образца, г;

Yн плотность нефти, г/см3;

Yв – плотность воды, г/см3;

Yо – кажущая плотность породы, г/см3;

Мп полная пористость, доли единицы.

Расчёт коэффициентов производится с точностью до 0,001.

  Оформление результатов исследования   Все результаты исследования удобно оформить в виде таблицы 3.   Таблица 3.   Результаты исследования пород при определении нефте водонасыщенности коллекторов   Площадь _ Скважина Интервал отбора керна, м_ Горизонт (пласт)_ Дата исследования_ Лабораторный номер образца_   Вид информации Значение Объём нефти в образце (Vн), см3……………………………….. Коэффициент нефтенасыщенности (Кн), доли единиц……..

Коэффициент водонасыщенности (Кв), доли единицы……… Объем воды, выделившегося из образца (Vв), см 3……….. Масса образца насыщенного нефтью, водой (М1), г…………. Масса экстрагированного и высушенного образца (М2), г… Плотность нефти (Yн), г/см3 ………………………………..

Плотность воды (Yв), г/см3 ……………………………………. Кажущая плотность породы (Yо), г/см3 ……………………….

Полная пористость (Мп), доли единицы………………………       3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ МЕТОДОМ ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЯ   Определение остаточной водонасыщенности методом центрифугирования от­носится к косвенным лабораторным методам. Для исследования допускается использование образцов пород, отобранных из продуктивного интервала на любой стадии разработки месторождений и при использовании в бурении скважин любых промы­вочных растворов. Исследования ведутся на образцах цилиндрической формы, высверленных из куска керна в направлении параллельно напластованию породы, проэкстрагированных и высушенных в сушильном шкафу.

В основе метода лежит воздействие на образец насыщенный водой центробежными силами, возникающими при кручении образца в центрифуге. Вы­теснению воды из породы препятствуют капиллярные, силы. Вначале, с увели­чением числа оборотов ротора центрифуги, жидкость вытесняется из круп­ных пор, за счет перепада давления на торцах образца, когда перепад превысит величину ка­пиллярного давления, развиваемого в них менисками. При дальнейшем увели­чении числа оборотов центрифуги жидкость вытесняется из пор меньшего раз­мера. С некоторого момента повышение числа оборотов ротора практически перестаёт влиять на количество оставшейся в порах воды. Эту воду и счи­тают остаточной Измеряя количество выделившейся жидкости как функцию числа оборо­тов ротора, можно построить зависимость "капиллярное давление водонасыщенность". Опыт на центрифуге может воспроизводить вытеснение воды нефтью и газом. В центрифуге под давлением центробежных сил между фазами возникает давление (Р), равное капиллярному, значение которого определяется формулой:

  Р = 4,04 R n h (с1– с2), (3.4)   где: R радиус вращения (принимается равным расстоянию от центра оси центрифуги до середины длинны образца), м;

n число оборотив ротора центрифуги в секунду, h длина образца, м;

с1, с2 плотность воды, насыщающей образец и плотность вытесняющей фазы соответственно, (при вытеснении воздухом можно принять р2 = О).

Необходимая аппаратура и принадлежности   Установка для насыщения образца под вакуумом, аналитические весы с разновесами, центрифуга, дистиллированная вода.

  Порядок работы   Путём взвешивания определяют массу сухого образца с точностью до 0,001 г и насыщают его дистиллированной водой под вакуумом.

После насыщения взвешивают образец и определяют объем воды в породе. Керн помешается в пробирку, которая вставляется в стакан ротора центрифуги. В целях уравновешивания центрифуги в противоположный стакан помещается груз приблизительно равный массе керна.

Включив центрифугу с закрытой крышкой доводят число обо­ротов ротора до 500 в минуту и вращают образец с этой скоростью 5 минут.

Все работы с центрифугой производят согласно специальной инструк­ции по работе на центрифуге.

После остановки центрифуги, извлекают исследуемый образец и путём взвешивания устанавливают массу оставшейся воды в керне и текущий коэффици­ент водонасыщенности. В дальнейшем вновь помешают образец в центрифугу и повторяют вра­щение образца при оборотах вращения ротора 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 в минуту и времени вращения при этой скорости 5 минут. При этом каждый раз определяют массу оставшейся воды в керне и текущий коэффициент водонасыщенности.

Текущий коэффициент водонасыщенности определяется по формуле:

  Кв = (Мn М1) / (М2 – М1), (3.5)   где: М1 масса сухого образца, г.;

М2 масса образца полностью насыщенного водой, г;

Мn массы образца после каждого режима центрифугирования, г.

  Оформление результатов исследования   Все результаты исследования оформляются в виде таблицы 3.   Таблица 3. Результаты определения водонасыщенности горных пород   Площадь Скважина Интервал отбора керна, м Горизонт (пласт)_ Дата исследования_ Лабораторный номер образца_   Вид информации Значение Масса сухого образца (М1), г…………………………………….

Масса полностью насыщенного образца (М2), г………………...

    № п./п.

Частота вращения ротора, об./мин.

Масса керна с водой, (Мn), г.

Масса оставшейся воды в керне, г.

Коэффициент водонасыщенности Капиллярное давление, Па Приме чание.

            По результатам опыта строится графическая зависимость "капиллярное давление коэффициент текущей водонасыщенности" (Рис.3.2.). По этому графику устанавливают коэффициент остаточной водонасыщенности и он равен такому значению, когда при увеличении капиллярного давления величина коэффициента водонасыщенности остаётся постоянной.

  Рис.3.2. Графическая зависимость     3.3. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ   1. Что такое остаточная водонасыщенность? 2. Что такое коэффициент нефтенасыщенности? 3. Какие требования предъявляются к керновому материалу при определении нефте и водонасыщенности горной породы прямыми методами? 4. Какие соотношения существуют между коэффициентами нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности в сформировавшейся залежи нефти? 5. Какие соотношения существуют между коэффициентами нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности в молодой, не закончившей формирование залежи нефти? 6. Какие соотношения существуют между коэффициентами нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности в переходной зоне нефтяной залежи? 7. Что такое текущий коэффициент нефтенасыщенности? 8. Какой из коэффициентов нефтенасыщенности больше: начальный или текущий?   ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:

  1. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. и др. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

2. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра. 1977. 3. Амикс Дж. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1969.

4. Оркин К. Г., Кучинский П. М. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1955.

6. Оркин К. Г., Кучинский П. M. Лабораторные работы по курсу "Физика нефтяного пласта". – М.: Гостоптехиздат, 1953.

7. Калинко М. К. Методика исследования коллекторских свойств керна. М.: Гострптехиздат, 1963.

8. Гиматудинов Ш. К., Дунюшкин И. И., Нагорный Д. А. Лабораторный прак­тикум по физике нефтяного и газового пласта. М.: Недра,   Вверх     РАЗДЕЛ II. ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ   ВВЕДЕНИЕ   Для рационального контроля, за процессами разработки и обустройства месторождений нефти и газоконденсата, совершенствования технологий промыслового сбора и подготовки нефтяных систем, установление товарных качеств нефти, решения вопросов транспорта и переработки нефти и газа, возникает необходимость определения физикохимических свойств нефти. Специалист должен уметь анализировать, обрабатывать и использовать полученные физикохимические свойства нефтяных систем для решения задач производства.

  1. ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ   Плотность нефтепродуктов определяют ареометром по ГОСТ 390083 при различных температурах испытания и пересчитывают результаты на плотность при температуре 20°С.

  1.1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ АРЕОМЕТРОМ   Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый нефтепродукт, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытания и пересчете результатов на плотность при температуре 20°С.

  Аппаратура, реактивы, материалы   Для проведения работ необходимы: ареометры для нефти; стеклянные цилиндры для ареометров; термометр ртутный; штатив для цилиндров; термостат или водяная баня; растворители.

  Подготовка к анализу   Пробу нефтепродукта доводят до температуры испытания и выдерживают при температуре окружающей среды до достижения этой температуры.

  Проведение анализа   Для проведения анализа пробу испытуемого нефтепродукта наливают в установленный на ровную поверхность цилиндр, помещают в термостат, имеющий ту же температуру, что и проба. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой. Измеряют температуру окружающей среды. Чистый и сухой ареометр, представляющий собой запаянный поплавок постоянного веса, в нижней части которого находится свинцовая дробь (рис. 1.1), медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым нефтепродуктом. Ареометр поддерживают за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра. Когда ареометр установится, и прекратятся его колебания, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска (рис. 1.2).

    Рис. 1.1. Ареометр Рис 1.2. Снятие показаний   Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания. По окончании анализа, нефть слить в исходную посуду и цилиндр отмыть растворителем. За результат испытаний принимают среднее арифметическое двух определений.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 10 |




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.