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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

ГЛАВА 3

СВОЙСТВА НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОД И ИХ СВЯЗЬ С НЕФТЕОТДАЧЕЙ. АНАЛИЗ КЕРНОВ

3.1. Содержание жидкости в глубинных породах. Керны, или образцы горных пород, извлекаемые на дневную поверхность при бурении скважин, содержат в своих порах различное количество жидкости. Одним из Важных разделов анализа кернов является определение природы и количества этого жидкого содержимое.

Для этой цели применяют ретортный метод, или же метод эасаворения и перегонки. При ретортном методе берут от 100 до 200 г измельченной породы и помещают в {металлическую реторту - 1медную или чугунную. Реторту подогревают на огне, и жидкое содержимое горной породы подвергается перегонке. На фиг. 56 показана схема такого устройства. Процесс подогрева производится в два этапа. На первом этапе температура подогрева доводится до 180-200° С для испарения воды и легких фракций нефти, которые могут осдержаться в породе. На это затрачивается от 40 мин. до 1 часа. Затем температура в реторте повышается до 600° С для (иапарения тяжелых нефтяных остатков и выдерживается при этом в течение получаса. Испарившиеся в процессе перегонки вещества собираются в градуированные приемные цилиндры и замеряются. Приемные цилиндры соединяются с донышком конденсационной колонки, в которую поступают пары из реторты. Для облегчения сепарации нефти от воды содержимое приемного цилиндра подвергается центрифугированию. Полученные объемы жидкости обычно выражают в процентах насыщения норового пространства. Последнее рассчитывается 1из видимого объема образцов породы, заложенных в реторту, способом вытеснения или же по весу образца и уд. весу породы, а также с зетом пористости, определенной по кусочку породы из керна.

Физические свойства нефтяных коллекторов, в основном пористость и проницаемость горных пород, были довольно подробно рассмотрены в книге М. Маскета «Течение однородной жидкости в пористой среде», Гостоптехиздат, 1949.

Для получения точных результатов по этому методу в него необходимо ввести ряд коррективов. Сюда входят учет излишка воды, связанного с испарением кристаллизационной воды горной породы в процессе высокотемпературного нагревания, и изменения плотности нефти после перегонки по сравнению с исходным веществом, находившимся в порах керна до перегонки.

Для получения соответствующих поправочных коэффициентов надо предварительно провести калибровочные испытания над синтетическими смесями, состоя- г щими из образцов горных пород, воды и нефти.

Фиг. 56. Схема ретортного метода для определения нефте- и водонасыщенности,

М - реторта; 2 - зажим для крышки реторты; 3 - печь; 4 - форсунка; 6 - выводная трубка; 6-градуированный сборный цилиндр; 7 - водяная рубашка; 8 - холодильник; 9 - газоотводная трубка; 10 - газометр; 11 - вода; .72 -сифон для вытеснения воды; 13 -градуированный цилиндр; 14 - вода к холодильнику.

Фиг. 57. Экстракционный прибор для определения водо- и нефтесодержания кернов.

Методика определения насыщения породы жидкостями экстракционным способом в основном состоит из комбинации стандартного метода определения воды в нефтепродуктах по Дину и Старку и экстракции породы в приборе Сокслета. На ф,иг. 57 показан обычный прибор для выполнения этих обоих этапов, т. е. определения водо- и нефтенасыщенности кернов.

В пористый заранее взвешенный стаканчик насыпается от 50 до 100 г измельченного керна и определяется очень точно суммарный вес стаканчика с породой. Затем стаканчик подвешивается в колбе, куда залит соответствующий растворитель, например, легкая нафта, толуол, тетрахлорэтан и ксилен с точкой кипения, близкой к 100° С, и который не смешивается с водой, но растворяется в нефти, или наоборот. Колба присоединяется к ректификационной колонке с водяной ловушкой и подвергается подогреву. Нагрев колбы длится до тех пор, пока вся вода не осядет в ловуш-ку и не закончится акстракция нефти из породы. Последний этап занимает в 4-5 раз больше времени, чем это требуется для отгонки воды, и продолжается обычно от 2 до 5 час. Иногда полная экстракция образца требует от 12 до 24 час. После окончания процесса экстракции подогрев колбы прекращают и после небольшого охлаждения стаканчик с породой вынимают из колбы и отгоняют растворитель в сушильном шкафу при температуре около 105° С. После этого стаканчик с породой подвергают вторичнс-му взвешиванию и определяют общую потерю веса породы. Часть этой потери, связанную с отгонкой воды, получают из объема или веса воды, накопившейся в ловушке. Разность весов между общей потерей и весом воды дает вес извлеченной нефти. При известном удельно)м весе нефти легко установить занимаемый ею объем Ч

Полученные объемы воды и нефти легко перевести в про-дентное содержание насыщения жидкостью норового пространства, учитывая кажущуюся плотность и пористость соседних кусочков керна, а также измеренный вес сухого керна, взятого для экстрагирования.

В данном случае также приходится вводить некоторые поправки на отобранный объем дестиллированной воды в связи с присутствием соли в первоначально содержащейся воде в породе до перегонки и уточнение плотности нефти после перегонки растворителя из экстракта растворитель - остаточная нефть 2.

Когда образцы породы очень малы или имеют заниженное нефтенасыщение, точность определения нефтесодержания может быть повышена применением метода вакуумной перегонки. Последний метод дает возможность применять пониженные температуры перегснки, стеклянную аппаратуру и весовые способы замера потери жидкости.

Если для извлечения нефти применяется летучий растворитель, например пентан, то объем нефти можно определить весьма аккуратной отгонкой растворителя из раствора последнего в нефти. Разумеется, при этом вся вода должна быть предварительно удалена из образца жидкостью с более высокой точкой кипения, чем это требуется по Дину и Старку.

2 Определение уд. веса нефти в процессе общего анализа кернов, хотя и не очень тщательное, имеет большое практическое значение для общей Оценки разреза, из которого взят керн. Если количество нефти, полученное из кернов, невелико для обычных методов определения плотности ее весовым способом, можно определить коэффициент рефракции нефти для вычисления удельного веса ее.