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

Методы экспериментального изучения жидкостей с реологическими характеристиками других типов и используемые приборы подробно описаны в специальной литературе .

Установлено, что нефти многих месторождений Советского Союза, содержащие значительное количество парафина, смол и асфальтенов, обладают структурно-механическими свойствами в пластовых условиях 2. Например, псследованпя, проведенные в Азиннефтехиме им. М. Азизбекова, позволили установить наличие предельного напряжения сдвига т и структурной вязкости у ряда нефтей Среднеазиатских республик при температурах, близких к пластовым. Нефти месторождений полуострова Мангышлак, содержащие значительное количество парафина и асфальто-смолистых соединений, способны выделять парафин при незначительном понижении пластовой температуры. Такие нефти, представляющие собой дисперсные системы, ведут себя как структурированные жидкости.

Структурно-механические свойства нефти в пластовых условиях пока изучены недостаточно. В литературе опубликованы противоречивые данные о зависимости структурных свойств нефтей от состава и количества растворенных в нефти газов, от величины пластового давления и других пластовых факторов.

По результатам исследований В. В. Девликамова в определенных условиях структурно-механические свойства нефти могут проявиться при пластовой температуре под влиянием асфальтенов нефти. Предполагается, что газообразные парафиновые углеводороды и азот, растворенные в нефти, оказывают флоккулирующее действие на асфальтены и вызывают частичную десольватацию мицеллы асфальтенов, что сопровождается образованием объемной структурной сетки, и нефть даже при температурах выше точки кристаллизации парафина приобретает структурные свойства. Интенсивность структурных свойств нефти зависит от содержания асфальтенов, количества растворенных парафиновых углеводородов и азота, от физических свойств пород. Структурные свойства обнаружены у нефтей, содержащих более 2% асфальтенов. С возрастанием концентрации асфальтенов предельное динамическое напряжение сдвига увеличивается. Из газообразных компонентов на структурно-механические свойства нефтей наиболее сильно влияет азот. По данным В. В. Девликамова и 3. А. Хабибуллина предельное динамическое напряжение сдвига в песчанике находится в квадратичной зависимости от концентрации азота. Менее интенсивно возрастает величина То при увеличении содержания в нефти метана и этана.

По данным азербайджанских исследователей величина То нефти практически не зависит от давления (были исследованы нефти Узени, НПУ Киров-нефть и Лениннефть). Растворенный газ способствует значительному снижению предельного напряжения сдвига нефтей Tq. Все же в пластовых условиях величина То нефти НПУ Кировнефти достигает 12 Па.

С повышением температуры резко снижается предельное напряжение сдвига и структурная вязкость смолистых и парафинистых нефтей. При температурах 50-50° С То исследованных нефтей Азербайджана практически равняется нулю.

Исследованиями установлено, что проводимость песчаников при фильтрации в них структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов

Уилкинсон У. Л. Неньютоновские жидкости. М., изд-во «Мир», 1964. А.И. Булатов, В. И. Р я б ч е н к о, С.С. Сухарев. Основы физико-химип промывочных жидкостей и тампонажных растворов. М., изд-во «Недра», 1968.

2 Труды Азербайджанского института нефти и химии им М. Азизбекова, вып. XXVI, Баку, изд-во Азиннефтехим, 1967.

Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А. Структурная вязкость пластовой иефти. Труды Уфимского нефтяного института, вып. 5, М., изд-во «Недра», 1969.

Аббасов А. А., Алиев В. А., Рагимов О. П., Раси -заде Я. М. Влияние температуры, давления и растворенного газа на структурно-механические свойства нефтей. Труды Азнефтехима, вып. XXVI, Баку, изд-во Азнефтехим, 1967.

давления. При небольших величинах градиентов давлении проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких их значениях.

Низкие величины нефтеотдачи, быстрое обводнение скважин, неравномерность профилей притока, по-видимому, объясняется кроме влияния прочих факторов также проявлением в ряде случаев структурно-механических свойств пластовых нефтей. Это вызывает необходимость усиления исследовательских работ для более глубокого изучения природы структурно-механических свойств нефтей в пластовых условиях, чтобы разработать научно обосноваииые и рациональные методы борьбы с отрицательным проявлением этого свойства нефти.

§ 13, ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ И НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

Теплофизические и термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей и пластовых систем в целом широко используются в теплотехнических расчетах. В последнее время в отечествеиной литературе появились данные о результатах исследования теплопроводности, теплоемкости, энтальпии и энтропии нефти, газа и нефтегазовых смесей месторождений Советского Союза .

Теплоемкость. В термодинамике нефтяного пласта важную роль играют изохорные и изобарные процессы.

Теплоемкость при постоянном объеме Су и при постоянном давлении Ср характеризуется соотношениями

Ср - Су = R,

(III.88)

где К - показатель адиабаты; R - газовая постоянная.

Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. В табл. III.3 приве-

Таблпца III.3 Значения Ср для газов, нефти и нефтегазовых смесей

* По другим данным, опубликованным в литературе, значения Ср для однофазной нефти находятся в пределах 2,118-3,169

кг-град

Балакирев Ю.А. Термодинамические псследованпя фильтрации нефти и газа в залежи. М., и.зд-во «Недра», 1970.

дены значения Ср для газов, нефти и нефтегазовых смесей, полученные Ю. А. Балакиревым. Теплоемкость жидкостей и газов значительно выше теплоемкости горных пород (см. гл. П, § 6). Величина пластовых нефтей меньше, чем для газа и нефтегазовых смесей.

Изобарная теплоемкость с увеличением температуры и давления возрастает и является практически линейной функцией этих величин. При этом изменение температуры оказывает на величину большее влияние, чем изменение давления (подробнее об этом см. в цитированной выше книге Ю. А. Балакирова).

При термодинамических расчетах рассматриваются, кроме величин Ср и Су газов и нефтегазовых смесей, также и двухфазная эффективная теплоемкость, характеризуюш,ая одновременно пористую среду пласта и насыщаюш,ую его жидкость i, которая определяется по формуле

Cn = mpCp-f С,

где т - пористость породы; р - плотность жидкости;

Ср - теплоемкость жидкости; С - теплоемкость пористой среды.

В табл. П1.3 приведены опытные данные о теплоемкости нефти, нефтегазовых смесей и пластового газа, определенной в условиях пористой среды коллектора. Следует, однако, отметить, что по результатам анализа экспериментальных данных и сведений, опубликованных в литературе по величине Ср, проведенного Ю. А. Балакиревым, независимо от качественного и количественного состава пластовых нефтей и газов, а также их производных, значения однофазной (вне пористой среды пласта) и двухфазной изобарной теплоемкости находятся в пределах одного и того же порядка величин. Это относится к нефтегазовым смесям с параметрами, указанными в табл. П1.3.

Теплопроводность А, наиболее распространенных в инженерной практике жидкостей и газов изменяется в следующих пределах

Газы 0,00166* 0,1163 Вт/(м-град.). Жидкости 0,01163 1,163 Вт/(м-град.).

Теплопроводность пластовых систем зависит от многих факторов - минералогического состава, плотности, структуры и возраста пород, температуры, давления, нефтеводогазонасыщенности, а также от свойств пластовых жидкостей и газов. Поэтому коэффициент эффективной теплопроводности двухфазной системы Яд, найденный по объемным или массовым долям отдельных составляющих пластовой

1Мвхтивв Ш. Ф., Мирзаджанзаде А. X., Алиев СЛ., Багбанлы Э. А., Мотяков В. Ц. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. Баку, изд-во Азнефнешр, 1960.

2 К. О. Б е н н е т, Д. Е. М а й е р с. Гидродинамика, теплообмен и мас-сообмен. (Перев. с англ.). М., изд-во «Недра», 1966.

* 1 кал/(с • см-град.) = 4,186 • 102 Вт/м2; 1 ккал/(ч • м • град.= = 1,163 Вт/(м • град.).