Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 [ 40 ] 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Полезная емкость пресса 200 см, максимальное давление 30 МПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеряют по линейной неподвижной шкале с точностью до 1 см и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см. Рабочая температура (максимальная) 100° С.

Для управления и автоматического регулирования процессов исследования аппаратура снабжена блоком автоматики и регулирования, т. е. комплексом пускорегулирующей аппаратуры (реле, магнитные пускатели, вариатор, предохранители). Блок управления расположен на специальном щите и представляет собой панель, на которой смонтированы устройства (кнопки управления, выключатели) и сигнальная аппаратура. Исследуемая проба перемешивается складывающей мешалкой. Напряжение на статор привода мешалки подается через вариатор (автотрансформатор ЛАТР), регулирующая ручка которого выведена на лицевую сторону блока автоматики.

Объем газа, выделившегося из нефти при различных давлениях, измеряется специальной бюреткой (не показана на рис. П1. 30), куда газ выдавливается из пресса через манифольд при ходе плунжера вверх. Все трубопроводы и приборы до заполнения пробой нефти освобождаются от воздуха с помощью вакуумна-соса 6.

Определение физических

свойств нефти. Рассмотрим методику определения некоторых параметров пластовых нефтей: вязкости, давления насыщения, коэффициента сжимаемости нефти.

Вязкость определяется с помощью вискозиметра высокого давления (ВВДУ) по времени качения шарика (рис. П1.31) внутри немагнитной трубки 6, заполненной исследуемой нефтью или пластовой водой. В верхнем положении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединенные

с усилителем и электрическим секундомером. При включении секундомера автоматически отключается электромагнит и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.

Рис. III.31. Схема устройства вискозиметра высокого давления.

1 - проходной штуцер;

2 - соленоидная катушка; 3 - железный сердечник; 4 - стальной шарик; о - рубашка термостата; в - калиброванная трубка; 7 - толстостенный Ш1линдр; 8 - пндуктивные катушки; 9 - проходной вентиль.

И31енение одъема пробы л V

Рис. III.32. График зависимости приращения объема системы от давления.

VAp •

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Fp измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.

Объем 7дег дегазированной нефти определяется по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем V в пластовых условиях находят по измерительной шкале пресса вычитанием отсчетов по шкале пресса до (Nj) и после (TVg) выпуска из него нефти:

По результатам опыта рассчитываются соответствующие параметры: объемный коэффициент b = VщJVJer, н\ газосодержание

Ц = т(рш -Рж).

где [л - абсолютная вязкость;

т - время качения шарика; Рш и Рж - плотность шарика и жидкости;

К - постоянная вискозиметра, определяюш,аяся для каждого вискозиметра калибровкой. Зависит эта постоянная от размеров шарика и трубки и от угла его наклона. Для калибровки используют жидкости с известной вязкостью. ВВДУ предназначен для определения вязкости пластовых нефтей

и вод от 0,5 мПа-с и более при давлении до 50 МПа и температуре до 80° С.

Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижают ступенями до выделения некоторого количества газа из нефти. С момента начала выделения газа темп падения давления замедляется. Давление насыщения определяют по графику зависимости приращения объема системы от давления (рис. П1.32). Началу выделения газа из нефти соответствует точка А перелома кривой.

По зависимости между объемом нефти и давлением в области выше давления насыщения сравнительно просто подсчитывается и коэффициент сжимаемости нефти Р„.

G = Vr/Mnjj„, где Fp - объем выделившегося газа, приведенный к стандартным условиям; плотность пластовой нефти р„ „ = =- -пл. н/пл. HI где Жпл. н - масса пластовой нефти (равна сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа).

Подробно методика определения характеристик пластовой нефти описана в специальных руководствах по анализу нефтей в пластовых условиях [27].

Кроме аппаратуры АСМ-ЗООМ для исследования свойств нефтей и их изменений в зависимости от пластовых условий используются различные приборы, созданные научно-исследовательскими институтами и лабораториями. Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия приборов для оценки свойств нефтей основан на измерении упомянутых характеристик. Существует много типов разнообразных малогабаритных пробоотборников, портативных установок для исследования пластовых нефтей, установок для анализа и свойств в полевых условиях и т. д. По всем этим вопросам необходимо обращаться к специальной литературе.

§ 15. ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТИ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЕНОСНОЙ ЗАЛЕЖИ

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными. Свойства нефти изменяются в основном с глубиной погружения пласта. При этом иногда наблюдаются общие закономерности их изменения, характерные для многих месторождений.

1. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окрун-;енных краевой водой, плотность нефти и содержание в ней смол возрастают с глубиной залегания.

2. Вязкость нефти в пласте увеличивается от купола складки к крыльям.

3. Давление насыщения газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшаются по направлению к водо-нефтя-ному контакту.

4. Объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. В зависимости от структурных особенностей и строения залежи,

наличия выходов пластов на поверхность и свойств пластовых систем закономерности изменения свойств нефти по пласту могут иметь другой и более сложный характер. Необходимо с самого начала разработки месторождения исследовать пробы нефти, отобранные из различных частей залежи.

Состав растворенного в нефти газа и его количество в различных частях залежи также не одинаково. В приконтурных частях в нефти содержится меньше азота и легких углеводородов.

Особо резко изменяются свойства нефти в залежах с крутыми углами падения пластов. Известны залежи, в которых давление