Визначення тиску насичення нафти газом
Тиском насичення пластової нафти називають максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при ізотермічному її розширенні в умовах термодинамічної рівноваги. Тиск насичення залежить від співвідношення об’ємів нафти і розчиненого в ній газу, від їхнього складу і пластової температури. В природних умовах тиск насичення може відповідати пластовому чи бути меншим від нього. В першому випадку нафта буде повністю насичена газом, в другому – недонасичена. Тиск насичення визначається на установці АСМ-300М по пробах нафти, відібраних з вибою свердловини. Відібрану пробу переводять (див. лабораторну роботу №6) у циліндр вимірювального преса і знімають залежність “тиск-об’єм” нафти. Дослід проводиться шляхом розширення проби нафти, що знаходиться в порожнині преса. Тиск знижують східцями до виділення певної кількості газу з нафти. З моменту початку виділення газу темп падіння тиску сповільнюється. Тиск насичення визначають за графіком залежності приросту об’єму системи від тиску. Початку виділення газу з нафти відповідає точка зламу кривої. Для проведення роботи використовується рекомбінована проба моделі пластової нафти, яку готують з гасу і природного газу. Для зняття залежності “тиск-об’єм” нафти необхідно знати порядок керування установкою. Керування установкою здійснюється за допомогою кнопкових ключів, розміщених на стенді по обидва боки від преса. Ліворуч від преса знаходяться кнопки його вмикання "На стиск" і "Розширення". Вмикання циркуляційного електромагнітного насоса (ЦЕН) проводиться кнопкою з надписом “Циркуляція”. При натисканні на кнопку “Злив” у насосі відкриваються обидва клапани, і рідина може вільно протікати через насос. в нижній шафі установки розміщені вузли керування – понижуючий трансформатор, реле для пуску: двигунів преса, вакуумного насоса, термостата і вмикання всієї установки, а також генератор імпульсів циркуляційного насоса.
7.2.2 Визначення коефіцієнта стисливості нафти
Однією з характеристик нафти, як і всіх рідин, є пружність, тобто здатність рідини (нафти) змінювати об’єм під дією зовнішнього тиску. Пружність рідин вимірюється коефіцієнтом стисливості (або об’ємної пружності).
Коефіцієнт стисливості нафти визначають розрахунковим шляхом за результатами досліду (див. розділ 7.5.2 даної роботи) для інтервалу зміни тиску від пластового до тиску насичення. Середній коефіцієнт стисливості визначають за формулою :
, (7.1)
де 
, (7.2)
; 
, (7.3)
– об’єм нафти при тиску, що передує тиску насичення; 
– тиск, що передує тиску насичення.
З рівняння (7.1) випливає, що коефіцієнт стисливості характеризує відносну зміну одиниці об’єму нафти при зміні тиску на 1 МПа. Коефіцієнт стисливості залежить від складу пластової нафти, температури і абсолютного тиску. Значення коефіцієнта стисливості знаходяться в межах (4 ÷140)·10-10 м2/Н.
7.3 Обладнання і прилади
Установка АСМ-300М.
7.4 Самостійна робота
Необхідно вивчити теоретичні положення до роботи, порядок визначення тиску насичення і коефіцієнта стисли-вості на установці АСМ-300М, підготувати звіт з відповідними таблицями, а також відповіді на контрольні запитання.
7.5 Порядок проведення роботи і обробка даних
7.5.1 У процесі досліду з визначення Рнас, повинні бути отримані дані, що заносяться в табл. 7.1. Дослід проводиться в наступному порядку:
7.5.1.1 Циркуляційну систему термостатують при пластовій температурі, ЦЕН увімкнений.
7.5.1.2 При пластовому (або початковому) тиску проби беруть відлік по шкалі преса і записують у графу 4 першого рядка табл. 7.1.
7.5.1.3 Ручним приводом преса повільно знижують тиск. Величина зниження тиску залежить від ступеня “перетискання” нафти і вибирається з таким розрахунком, щоб до тиску насичення можна було зробити не менше 4-5-ти вимірів. відліки беруться через 3 – 5 хв. після встановлення тиску. Таке східчасте зниження тиску продовжують доти, поки не почнеться виділення з нафти газу, що буде помітно по зміні (сповільненню) темпу падіння тиску. Після зміни інтенсивності падіння тиску потрібно зробити ще три-чотири етапи зниження тиску. Весь дослід проводиться при працюючому циркуляційному насосі.
У табл. 7.1 заносять наступні дані:
графа 1 - порядковий номер ступені Рпл або початкове 2,3,4...9;
графа 2 - тиск Рі (і – відповідає порядковому номеру ступені (досліду) ) визначають за показами манометра в умовних одиницях, °м;
графа 3 - дійсний тиск, МПа;
графа 4 - відліки по шкалі Npi при відповідних тисках;
графа 5 – збільшення об’єму ∆Npi системи.
∆Npi отримують при відніманні відліку по шкалі преса при пластовому (або початковому) тиску від кожного наступного відліку:
∆Npi = Npi – Np пл ; ∆Np 2 = Np 2 – Np пл ; ∆Np 3= Np 3– Np пл; ∆Np g = Np g – Np пл .
Далі будують графік (рис. 7.1). Тиск насичення Рнас визначається точкою А перегину прямої.
Рисунок 7.1 - Залежність тиску Р від ∆Npi
7.5.2 Коефіцієнт стисливості розраховують за формулою (7.1) з використанням даних, знятих при проведенні попереднього досліду.
7.6 Оформлення звіту
У звіті розкрити мету роботи, викласти теоретичні положення по роботі, описати порядок проведення дослідів і навести результати у вигляді таблиць і графіків. Сформулювати висновки.
Таблиця 7.1 – Результати дослідів
| №№ п/п | Тиск | Відлік по шкалі вимірювального преса, м3 | Збільшення об’єму системи, м3 | |
| °м | МПа | |||
7.7 Контрольні запитання
7.7.1 Що називається тиском насичення?
7.7.2 Навести формулу для визначення коефіцієнта стисли-вості нафти і пояснити фізичний зміст коефіцієнта стисливості.
7.7.3 Як визначити Рнас і bН на установці АСМ-300М?
7.8 Список літератури
7.8.1 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. – 311 с.
7.8.2 Гиматудинов Ш.K. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 309 с.
7.8.3 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с.
7.8.4 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 8
ВИЗНАЧЕННЯ В’ЯЗКОСТІ ПЛАСТОВОЇ НАФТИ
8.1 Мета роботи:
Визначити в’язкість нафти при різних температурах (при 60 ос, 30 °С, 15 °С) і побудувати графік залежності в’язкості від температури.
Теоретична частина
Під в’язкістю нафти розуміють її здатність чинити опір переміщенню одних її частинок відносно інших. Сили тертя, які виникають між двома змішуваними шарами нафти при її русі, є пропорційними зміні швидкостей на одиницю довжини. Коефіцієнт пропорційності при цьому називається коефіцієнтом динамічної в’язкості. У системі СІ динамічна в’язкість вимірюється в Па×с. Кінематична в’язкість являє собою відношення динамічної в’язкості рідини до її густини при тій самій температурі:
, м 2/с (8.1)
В’язкість пластової нафти майже завжди значно від-різняється від в’язкості сепарованої нафти внаслідок великої кількості розчиненого газу, а також підвищених значень пластової температури і тиску. В’язкість нафти зменшується з підвищенням кількості газу в ній, а також зі збільшенням температури. Підвищення тиску спричинює деяке збільшення в’язкості, що помітно лише при тисках, вищих від тиску насичення. Динамічна абсолютна в’язкість нафти визначається за формулою:
, мПа×с (8.2)
t – час кочення кульки, с; 
– густина матеріалу кульки, кг/м3; 
– густина рідини в умовах досліду, кг/м3; k – стала віскозиметра (визначається при калібруванні для різних кутів нахилу віскозиметра).
Стала віскозиметра залежить від розмірів кульки і трубки, а також кута нахилу віскозиметра.
8.3 Устаткування і прилади
Віскозиметр високого тиску (ВВТУ).
Схема віскозиметра високого тиску показана на рис.8.1.
Віскозиметр складається з корпуса 5, поміщеного в термостат 3, який має можливість повертатися в опорах, відносно горизонтальної осі. Всередині корпуса встановлена немагнітна калібрована трубка 4 з сталевою кулькою 2. Принцип вимірювання в’язкості пластової нафти з допомогою віскозиметра високого тиску полягає у вимірюванні часу кочення кульки всередині немагнітної каліброваної трубки, заповненої досліджуваною нафтою або пластовою водою. У верхньому положенні кулька утримується соленоїдною котушкою 1, що утворює з осердям 7 електромагніт. У нижній частині циліндра встановлені індуктивні котушки 6, з’єднані з підсилювачем і електричним секундоміром. При вмиканні секундоміра автоматично вимикається електромагніт, і кулька починає падати в досліджуваній рідині. Дійшовши до нижньої частини трубки, вона попадає в поле індуктивних котушок 8 і створює додаткову електрорушійну силу, під дією якої спрацьовують реле, що розривають електричне коло секундоміра. При повторному досліді кульку повертають у верхнє положення поворотом віскозиметра.
Для калібровки використовують рідини з відомою в’язкістю. віскозиметр високого тиску призначений для визначення в’язкості пластових нафт і вод від 0,5 мПа×с і більше при тиску до 50 МПа і температурі до 80 °С.
Схема обв’язки віскозиметра показана на рис. 8.2. До неї входять: віскозиметр I, підсилювач II, електросекундомір III, термостат IV, прес V, вентилі 1, 2, тумблер 3 для вмикання електромагніта, тумблер для секундоміра 4, перемикач 5 електромагніт-секундомір, ручка настроювання “Грубо” 6, ручка настроювання “Тонко” 7, тумблер 8.
1 – верхня соленоїдна котушка; 2 – сталева кулька; 3 – термостат; 4 – не-магнітна калібрована трубка; 5 – корпус; 6 – нижні індуктивні котушки; 7 – заліз-не осердя
Рисунок 8.1 – Схема віскозиметра високого тиску
|
8.4 Самостійна робота студента
Вивчити теоретичні положення, підготувати звіт і відповіді на контрольні запитання.