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

насыщения в краевых частях более чем в два раза меньше, чем в купольной зоне. Вязкость нефти в центральной части месторождения может быть меньше вязкости нефти, залегающей на крыльях.

Причинами изменения свойств нефти по площади месторождения являются геологические и структурные особенности строения залежи; наличие выходов пласта на поверхность; химические, бактериологические, физико-химические и другие процессы, происходившие или продолжающиеся в пласте. Предполагается, например, что некоторое изменение свойств нефти в приконтурной части пласта обусловливается растворением в краевой пластовой воде наиболее легких компонентов нефти.

Увеличение плотности нефти от свода к крыльям объясняется, по-видимому, окислительными процессами (за счет растворенных в воде сульфатов), происходящими в приконтурной зоне. Особенно сильно такие процессы сказываются на составе нефти в залежах, обнажающихся на поверхности. При этом пределы распространения окислительных процессов вглубь пласта зависят от строения и возраста залежи. При выходе пласта на поверхность на свойства нефти влияет ее дегазация. Кроме того, свойства нефти зависят от температуры, изменяющейся с глубиной, и расслоения углеводородов поД действием силы тяжести. В нефтеносных пластах из-за наклонного залегания может быть большая разница в высотах между отдельными точками залежи. Однако по данным А. Ю. Намиота изменения свойств нефти в залежи нельзя объяснить только влиянием температуры и действием силы тяжести.

Л. Г. Гурвич считал, что свойства нефти изменялись при фильтрации ее по пласту в процессе миграции, сопровождающейся некоторым осветлением нефти вследствие адсорбции тяжелых компонентов в крыльевых частях структуры.

Некоторые исследователи считают, что большое несоответствие свойств и состава нефти в различных частях структуры объясняется нарушением термодинамического равновесного состояния нефти, сохранившегося со времен образования залежи. Это предположение подтверждается данными расчетов процессов диффузии. Доказано, что ес.ти бы выравнивание свойств нефти в пласте происходило только вследствие диффузии, то время, необходимое для установления равновесного состояния в залежи длиной 5-10 км, вполне сравнимо с геологическими периодами.

В связи с изменчивостью свойств нефти по залежи необходим статистический подход к определению средних ее параметров. Интересный опыт такой оценки для месторождений Татарии проделан И. М. Амерхановым. Результаты исследования пластовых нефтей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений, отобранных соответственно из 110 и 40 скважин, были сгруппированы им по 5, 10, 15, 20 и т. д. скважинам, равномерно расположенным по площади месторождений. При этом находились средние значения параметров нефти для каждой группы скважин и среднеквадратические отклонения полученных средних их значений по группам от среднего значе-

ния по всем скважинам. По данным опыта с увеличением исследованных скважин более 20 дальнейшее возрастание их не повышает точность определения.

§ 16. ФОТОКОЛОРИМЕТРИЯ НЕФТИ

Дополнительным методом исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия i, которая основана на определении степени ноглош;ения света исследуемым раствором (интенсивности окраски его) с использованием фотоэлементов и гальванометра [8].

Колориметрические свойства WOi нефти зависят от содержания асфальто-смолистых веш;еств. Вместе с изменением содержа- < ния последних в нефти изме-

50---

I 6.75

25---1--

/ 2 3

Толщина слоя

Рис. III.33. Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слоя.

няются вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее па- § /гд раметров.

Если световой поток падает на кюветку с раствором, то часть потока поглош;ается жидкостью, а другая проходит через кюветку. П. Бугером и И. Ламбертом установлен закон, согласно которому слои

веш;ества одинаковой толш;ины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Это означает, что при прохождении светового потока, например, с начальной интенсивностью в 100 единиц последовательно через несколько слоев раствора одинаковой толщины с потерей каждый раз половины интенсивности, то из первого слоя выйдет поток интенсивностью 50 единиц, из второго в 25 единиц и т. д. Следовательно, графическая зависимость между интенсивностью светового потока, прошедшего через слои различной толщины, и размерами этих слоев имеет вид, представленный на рис. 1П.ЗЗ. Уравнение этой линии будет

(III.89)

интенсивность светового потока после прохождения через раствор;

1 л яликов Ю.С. Физико-химические методы анализа. М., изд-во «Химия», 1964. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтеп для решения геолого-промысловых задач. Бугульма, изд-во ТатНИИ, 1965.

/о - интенсивность падающего светового потока;

I - толщина слоя; К - коэффициент поглощения.

Из (III.89) следует, что отношение интенсивности светового потока, прошедшего через слой раствора, к интенсивности падающего светового потока не зависит от абсолютной интенсивности падающего светового потока.

По закону Бера коэффициент К пропорционален концентрации поглощающего вещества

К = К„С, (III.90)

где С - концентрация вещества;

ЛГсп - коэффициент светопоглощения.

С учетом формулы (III.89) и (III.90) уравнение основного закона колориметрии - закона Бугера - Ламберта - Бера запишется в виде

=е-спС. (П1.91)

Отношение интенсивности прошедшего светового потока к интенсивности /о падающего потока называется коэффициентом прозрачности т или светопропускания

т = - = е-спС. (1П.92)

Величина т, отнесенная к толщине слоя в 1 см , называется коэффициентом светопропускания.

Логарифмы величины, обратной светопропусканию, называются оптической плотностью D:

Z) = lgl = lgi2- (III.93)

D = 0,4343-In

Из (III.91) и (III.94) получим

К .„С I =

0,4343 D

(III.94)

(III.95)

0,4343-С Z •

Т. е. размерность коэффициента светопоглощения

Единицу светопоглощения можно определить из соотношения (III.95):

0,4343. Ig А igA.

0,4343-с/ 0,4.343-C-Z С-1 134