Резервоарни масла
Класификация на маслата
Газо-течната смес от въглеводороди се състои главно от съединения от парафиновата, нафтеновата и ароматната серия. В състава на маслото влизат и високомолекулни органични съединения, съдържащи кислород, сяра, азот.
Маслата съдържат до 5-6% сяра. Той присъства в тях под формата на свободна сяра, сероводород, както и в състава на серни съединения и смолисти вещества - меркаптани, сулфиди, дисулфиди и др. Меркаптаните и сероводородът са най-активните серни съединения, които причиняват корозия на полево оборудване.
Според съдържанието на сяра маслата се делят на:
Øсяра (0,5 – 2,0%);
Øвисоко съдържание на сяра (повече от 2,0%).
Асфалтово-смолистите вещества на маслото са високомолекулни съединения, включително кислород, сяра и азот, и състоящи се от голям брой неутрални съединения с неизвестна структура и променлив състав, сред които преобладават неутралните смоли и асфалтените. Съдържанието на асфалтово-смолисти вещества в маслата варира от 1 до 40%. Най-голямо количество смоли се наблюдава в тежките тъмни масла, богати на ароматни въглеводороди.
Според съдържанието на смоли маслата се делят на:
üсмолисти(18 - 35%);
üсилно смолисти(над 35%).
Нефтен восък —е смес от твърди въглеводороди от две групи, които се различават рязко една от друга по свойства —парафини C17H36 - C35H72 ицерезини C36H74 - C55H112. Температурата на топене на първия27 - 71 °С, на втория -65 - 88 °С. При същата температура на топене церезините имат по-висока плътност и вискозитет.Съдържанието на парафин в нефта понякога достига 13-14% и повече.
Според съдържанието на парафини маслоподразделени на:
¨ниско съдържание на парафин със съдържание на парафин по-малко от 1,5% тегловни;
¨парафин - 1,5 - 6,0%;
¨силно парафинови - повече от 6%.
Физични свойства на маслата
(8)
Коефициентът на обезгазяване на нефта е количеството газ, отделено от единица обем нефт с намаляване на налягането за единица.
Коефициентът за находищен газ е количеството произведен газ в m 3 за 1 m 3 (t) дегазиран нефт. Определя се въз основа на данни за добива на нефт и свързан газ за определен период от време. Прави се разлика междупървоначален GOR, обикновено определен от данни за първия месец на експлоатация на сондажа,текущ GOR, определен от данни за всеки междинен период от време, исреден GOR, определен от периода от началото на разработването до която и да е дата. Стойността на газовия фактор на находището зависи както от газовото съдържание на нефта, така и от условията на разработване на находището. Тя може да варира в много широк диапазон.
Ако газ не се отделя в резервоара по време на разработката, тогава газовият фактор е по-малък от съдържанието на газ в резервоарния нефт, тъй като при полеви условия не настъпва пълна дегазация на нефта.
Налягането на насищане на резервоарния нефт е налягането, при което газът започва да се отделя от него. Налягането на насищане зависи от съотношението на обемите нефт и газ в находището, от техния състав и от температурата на резервоара.
В естествени условия налягането на насищане може да бъде равно на налягането в резервоара или да бъде по-малко от него. В първия случай маслото ще бъде напълно наситено с газ, във втория ще бъде недонаситено.
Свиваемостта на резервоарния нефт се дължи на факта, че както всички течности, нефтът имаеластичност, която се измерва чрезкоефициент на свиваемост (или обемна еластичност):
, (9)
къде е промяната в обема на маслото; — първоначален обем масло. - промяна в налягането. Размерът е 1 / Pa или Pa -1.
Стойността му за повечето резервоарни масла е в диапазона (1 - 5) * 10 -3 MPa -1 . Свиваемостта на нефта, заедно със свиваемостта на водата и резервоарите, се проявява главно при разработването на находища в условия на постоянно намаляване на налягането в резервоара.
Коефициентът на свиваемост характеризира относителното увеличение на обема на маслото при промяна на налягането с една единица.
Коефициентът на топлинно разширение показва с каква част от първоначалния обем се променя обемът на маслото при промяна на температурата с 1 °C
. (10)
Размер—1/°С. За повечето масла стойностите на коефициента на топлинно разширение варират в рамките на (1 - 20)*10 -4 1/°C.
Коефициентът на топлинно разширение на нефта трябва да се вземе предвид при разработване на находище в нестационарен термохидродинамичен режим, когато резервоарът е изложен на различни студени или горещи агенти. Неговото влияние, заедно с влиянието на други параметри, засяга както условията на текущата филтрация на маслото, така и стойността на крайния коефициент на възстановяване на маслото. Коефициентът на топлинно разширение на маслото играе особено важна роля при проектирането на термични методи за въздействие върху резервоара.
Коефициентът на обем на пластовия нефт показва какъв обем заема 1 m 3 дегазиран нефт в условия на резервоара:
, (единадесет)
където е обемът на нефта в резервоарни условия; — обемът на същото количество масло след дегазиране при атмосферно налягане и t=20°C; — плътност на нефта в резервоарни условия; е плътността на маслото при стандартни условия.
Обемът на нефтапри резервоарни условиясе увеличавав сравнение собема при нормални условия поради по-високата температура и повече газ, разтворен в нефта. Налягането в резервоара до известна степен намалява стойността на обемния фактор, но тъй като свиваемостта на нефта е много малка, налягането има малък ефект върху тази стойност.
Стойностите на обемния коефициент на всички масла са по-големи от единица и понякога достигат 2 - 3. Най-характерните стойности са в диапазона 1,2 - 1,8.
Коефициент на преобразуване. (12)
Плътността на нефта в резервоара се разбира като масата на нефта, извлечена от подпочвата при запазване на условията на резервоара, на единица обем. Обикновено е 1,2 - 1,8 пъти по-малка от плътността на дегазирания нефт, което се обяснява с увеличаване на обема му в условията на резервоара поради разтворен газ. Известни са масла, чиято плътност в резервоара е само 0,3 - 0,4 g/cm 3 . Стойностите му в резервоарни условия могат да достигнат 1,0 g/cm 3 .
По плътност резервоарните масла се разделят на:
üсветлина с плътност по-малка от 0,850 g/cm 3 ;
üтежки с плътност над 0,850 g/.
Вискозитетът на резервоарния нефт, който определя степента на неговата подвижност в резервоарни условия, също е значително по-малък от неговия вискозитет в повърхностни условия.
Според вискозитета маслата се различават:
üлек вискозитет —mPa × s;
üнисък вискозитет —mPa × s;
üс повишен вискозитет —mPa×s;
üвисок вискозитет —mPa×s.
Вискозитетът на маслото е много важен параметър, който значително влияе върху ефективността на процеса на разработване и крайния коефициент на възстановяване на маслото. Съотношениевискозитет на масло и вода - показател, който характеризира скоростта на напояване на кладенци. Колкото по-висок е този коефициент, толкова по-лоши са условията за извличане на нефт от находището чрез различни видове наводняване.
Физическите свойства на резервоарните масла се изследват в специални лаборатории, като се използват дълбоки проби, взети от кладенци чрез запечатани пробоотборници. Плътността и вискозитетът се намират при постоянно налягане, равно на първоначалното пластово налягане. Останалите характеристики се определят при първоначалното налягане в резервоара и при постепенно намаляващо налягане. В резултат на това се изграждат графики на промените в различните коефициенти в зависимост от налягането, а понякога и от температурата. Тези графики се използват при решаване на геоложки проблеми.