Увеличение - плотность - нефть
Cтраница 3
Физико-химическое разрушение залежей происходит путем растворения УВ в подземных водах и их диффузии. При этом нефтяные залежи дегазируются, что сопровождается увеличением плотности нефтей. Уменьшение газового фактора и снижение давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части залежи к контуру установлено на многих месторождениях Северного Кавказа, Урало-По - волжья, Западной Сибири, Северной Америки и других нефтегазоносных регионов. [31]
С увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается, что связано с насыщением нефти газом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом способствует некоторому увеличению плотности нефти. [32]
Выявлено, что радиоактивность нефтей из палеозойских отложений изменяется от 100 до 380 и очень редко до 550 имп / мин на 1 г нефти; в среднем радиоактивность изменяется от 100 до 260 имп / мин. С увеличением радиоактивности нефтей выявляется тенденция ( табл. 1) увеличения плотности нефтей, показателя преломления, содержания в них смол, асфельтенов и нафтеново-ароматических углеводородов. [33]
Среднюю плотность нефти в стандартных условиях 5 следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе выработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения 5 в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам. [34]
Такое агрегатное состояние нефтяной фазы обусловлено ее особыми физико-химическими свойствами, в частности, разветвленностью молекул жидких и в особенности растворенных в ней высокомолекулярных углеводородов ( асфальтенов, смол и парафинов), создающих сложную структуру нефти и затрудняющих выход газа из ее объема. Поэтому естественно, что сложность структуры этих компонентов и условия осуществления процесса сепарации с увеличением плотности нефти существенно возрастают. [35]
 |
Схема установки для определения плотности нефти, насыщенной углекислым газом. [36] |
Однако не все газы, растворяясь, в нефти, одинаково влияют на ее плотность. В опытах с ярегской нефтью [96], а затем с нефтями Туймазинского и Ромашкинского месторождений, бакинскими нефтями [82] отмечено увеличение плотности нефти при насыщении ее углекислым газом. К сожалению, в этих работах численные и графические данные не приводятся. [37]
Согласно уравнению (VII.1), высота капиллярного подъема увеличивается: а) при уменьшении радиуса капиллярной трубки; б) при увеличении плотности нефти; в) при уменьшении краевого угла смачивания; г) при увеличении поверхностного натяжения на границе вода - нефть. [38]
Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания: легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытое и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. [39]
В верхневизейско-нижнепермских отложениях имеются и прогнозируются нефти V генотипа. Зона легких нефтей на севере граничит с обширной зоной газоконденсатных залежей. В Ижма-Печорской впадине увеличение плотности нефтей происходит в направлении с востока - юго-востока на северо-запад. [40]
При режиме газовой шапки или центровом внутриконтурном заводнении следует ожидать противоположное центробежное направление флюидов и к эксплуатационным скважинам, расположенным по периферии залежи, с течением времени будет подтекать нефть из центрального, наиболее приподнятого участка залежи. Естественно, что и свойства добываемой продукции в этих двух случаях будут изменяться во времени совершенно различно. При наиболее распространенной закономерности увеличения плотности нефти с глубиной залегания пласта в случае центростремительного перемещения нефти в процессе разработки наблюдается увеличение ее плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ и парафина; в случае центробежного перемещения более вероятен противоположный процесс улучшения качественных характеристик добываемой нефти со временем. [41]
Теплопроводность нефтей зависит от их химического и фракционного состава. Температурный коэффициент теплопроводности уменьшается с увеличением плотности нефти и содержания в ней смол и полициклических ареноз. Теплопроводность нефтяных фракций, выделенных из самотлорской [77] и ромашкинской [78] нефтей, увеличивается с повышением их температур кипения. [42]
Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по площади залежи. Многими исследователями приводятся сведения об увеличении плотности нефти по падению пласта и от кровли к подошве. Хуже изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно и теряется вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту. [43]
Другой важной тенденцией развития нефтепереработки Японии является качество поступаемой в страну нефти. В период до 2010 г. ожидается рост поставок из ближневосточных стран нефти с повышенным содержанием серы. Повышение содержания серы в нефти сопровождается также увеличением плотности нефти. Более плотная и сернистая нефть создает массу трудностей при ее переработке и облагораживании тяжелых остатков. [44]
Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу. [45]
Страницы: 1 2 3 4