книги / Физические свойства коллекторов нефти при высоких давлениях и температурах
..pdfНа основании сказанного можно судить о важности эксперимент тального изучения фазового равнове.сия в газонефтяных системах разной природы и выяснения зависимостей между углеводород ных компонентов и параметрами, характеризующими эти системы.
В статье излагаются результаты экспериментального изучения газожидкостного равновесия в четырех системах, состоящих из ши
роких нефтяных фракций (Н К -4500) разной природы и газа. |
|
||
Исследования проводили в |
интервале температур 5 0 |
- 1 6 0 °С |
и |
давлений 2 0 0 - 4 8 0 кгс/см ^ |
на установке, описанной в |
работе |
[3]. |
Методика работы в основном заключалась .в следующем. Из сосуда равновесия эвакуировали воздух и вводили заданное количество ши рокой фракции нефти и газа. Система перемешивалась при темпера туре и давлении опыта до установления равновесия между фазами.
Затем отбирали пробы газовой и жидкой фаз на анализ, сохраняя при этом постоянство температуры и давления в системе.
Состав фаз определяли методом газожидкостной хроматогра фии на хроматографе с программированием температуры,, пламенно ионизационным детектором, с использованием дифференциальной сис
темы двух набивных |
колонок. Носителем служил хромосорб "w", а |
стационарной фазой - |
силиконовый эластомер; газ носитель - |
азот. |
|
Хроматограммы разбивали на узкие фракции так, чтобы в каж дую из них наряду с другими углеводородами входил только один нормальный алкан. Средние температуры этих узких фракций, назы ваемых в дальнейшем псевдокомпонентами и обозначаемых симво лом соответствующего н-алкана, определяли из хроматограмм ис ходных широких фракций.
На основании данных по исходной загрузке широкой фракции и газа, содержанию жидких компонентов в газовой фазе и газовых компонентов в жидкой фазе, определяемых экспериментально, а так же на основе анализа углеводородного состава обеих фаз рассчиты вали константы фазового равновесия псевдокомпонентов Kj» Детали методики расчета описаны в работе [4].
Характеристика исходных широких фракций нефтей и газов пред ставлена в табл. 1 -3 и на рис. 1.
Хотя пределы кипения широких фракций были близкими (Н К -4500 ) фракции значительно отличались по групповому составу и содержа нию псевдокомпонентов. Фракция 1 обогащена парафиновыми углево дородами (6 0 ,6 % ); во фракции 2 преобладали нафтеновые (72% ); фракции. 3 и 4 содержали в своем составе значительное количество ароматических углеводородов, причем фракция 3 имела нафтеново ароматический характер (5 6 ,9 и 31,6% соответственно), а фрак ция 4 - смешанную природу. Газовым компонентом в опытах с фрак
циями |
1 |
и 3 |
служил газ ïsfc 1, |
с фракцией 2 |
- газ N? 2 |
и с фрак |
цией 4 |
- |
газ |
N9 3. Газ состава |
2 содержал |
4 ,7 вес.% |
азота. |
Фазовое равновесие в системах широкая фракция нефти-природ-
ный газ изучалось при температурах 50, 1 |
0 0 , 1 3 0 и 1 6 0 °С и |
давлениях 2 0 0 , 4 0 0 , 4 5 0 и 4 8 0 кгс/см 2 |
. Мольное соотношение |
Р и с . 1. Групповой углеводорооный состав широкой фракции 1 (а) и фракции 3 ( б )
Углеводороды: А —ароматические, Н —нафтеновые, П ~ парафи новые
|
|
|
|
|
Содержание углеводородов, |
|||
Номер |
Нефть |
Плотность |
Молеку |
Выход, |
% |
|
|
|
фракции |
(г/см 3 ) |
лярная |
вес.% |
парафи |
нафте |
арома |
||
|
||||||||
|
|
при 20°С |
масса |
|
новые |
новые |
тиче |
|
|
|
|
|
|
|
|
ские |
|
1 |
Мангышлак- |
0 ,7 8 7 3 |
174 |
.56,1* |
60,6 |
30,3 |
9,4 |
|
|
ская |
|
|
4 3 ,9 |
60,1 |
30,3 |
9,6 |
|
2 |
Балаханская |
0 ,8 3 9 2 |
181 |
4 7 ,2 |
16,3 |
72,0 |
11,7 |
|
|
|
|
|
3 8 ,7 |
7,5 |
78,4 |
14,1 |
|
3 |
Тунгусская |
0 ,8 5 4 2 |
151 |
5 5 ,4 |
11,5 |
56,9 |
31,6 |
|
|
|
|
|
4 3 ,7 |
4 .7 |
55,7 |
39,6 |
|
4 |
Уртабулак- |
0 ,8 2 1 1 |
163 |
52,4 |
43,6 |
27,2 |
29,2 |
|
|
ская |
|
|
4 2 ,5 |
4 3 ,4 |
27,3 |
29,3 |
* В числителе - выход фракций при t « 60-2 5 0°С , в знаменателе - 122 -25 0е
Таблица 2
Характеристика газов
Номер |
|
Содержание компонентов, |
вес. % |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
образца |
C i |
С2 |
с з |
С4 |
С5 |
с б |
|
||||||
1 |
7 0 ,5 |
14,1 |
7 .6 |
4,6 |
3,2 |
|
2 |
7 0 ,0 |
12,4 |
6,3 |
4,0 |
2,7 |
- |
3 |
77,6 |
10,3 |
5,6 |
3,5 |
1,8 |
1,2 |
жидких и газовых компонентов во всех опытах было близким к
0,11.
Константы фазового равновесия, рассчитанные на основе экспе риментальных данных, полученных при изучении фазового равнове сия при 1 0 0 °С , приведены на рис. 2.
Непрямолинейный характер кривых К- = /(*Ср .Ки п )^ * объясняется изменением группового углеводородного состава псевдокомпонентов по мере повышения их средних температур кипения. Это очень важ ное обстоятельство, так как в настоящее время из-за отсутствия
данных по |
для углеводородов с *кип |
выше н-декана |
их обычно |
находят путем |
экстраполяции кривых К,- |
« /(*ср. кип.)^^ |
по пРям°й- |
Полученные кривые К- = /(*Срв киП) ^ t показывают, к каким большим ошибкам в Ki может привести прямолинейная экстраполяция.
Р и с . 2 . Зависимость констант фазового равновесия К ■ псевдоком понентов от их средних температур кипения для системы с фрак
циями: 1 (a), 2(6), |
|
3 (<г), |
4 (г ) |
|
р, кгс/см 2 : |
1 |
- |
2 0 0 ; |
2 - 3 0 0 ; з - 4 5 0 |
£ср.кип ’ °Г
Температура |
|
|
Номер фракции |
|
|
|
|||
выкипания фрак- |
|
|
|
3 |
|
4 |
|
||
ции, |
°С |
1 |
|
2 |
|
|
|||
|
4 4 -6 0 |
0,4 |
|
|
0,4 |
|
4,9 |
|
|
|
60 -95 |
3,1 |
|
3,4 |
3,9 |
|
|
||
|
95 -122 |
9,1 |
|
5,1 |
7,7 |
|
5,9 |
|
|
122 -150 |
14,5 |
|
8,7 |
12,8 |
|
8,1 |
|
||
150 -200 |
13,9 |
|
10,3 |
12,0 |
|
18,6 |
|
||
200-250 |
15,7 |
|
19,7 |
18,0 |
|
15,8 |
|
||
250 -300 |
13,3 |
|
19,7 |
18,6 |
|
15,2 |
|
||
300 -350 |
6,5 |
|
10,9 |
9,8 |
|
11,5 |
|
||
350 -400 |
10,7 |
|
16,3 |
12,3 |
|
11,0 |
|
||
4 0 0 -4 5 0 |
9,7 |
|
4,5 |
1,7 |
|
9.1 |
|
||
4 5 0 -475 |
3,3 |
|
1,5 |
1,8 |
|
0 ,9 |
|
||
Т абли ц а 4 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Константы фазового равновесия компонентов в трех газонефтяных системах |
|
||||||||
КомпоСистемы |
(р « 4 0 0 кгс/см^) |
Компо- |
Системы |
|
ф |
о |
|||
( Р - 4 0 0 кгс/см |
) |
||||||||
нент |
2 |
3 |
4 |
нент |
2 |
3 |
4 |
|
|
|
|
|
|||||||
c i |
1,42 |
1,48 |
1,30 |
С12 |
0 ,0 6 0 |
0 ,0 8 3 |
0 ,1 3 5 |
||
С2 |
0,96 |
0,89 |
1,00 |
С13 |
0 ,0 5 4 |
0 ,0 7 2 |
0,1 2 5 |
||
С3 |
0,75 |
0,59 |
0,86 |
С14 |
0 ,0 5 2 |
0 ,0 5 9 |
0,113 |
||
С4 |
0,52 |
0 ,4 8 |
0,73 |
С15 |
0 ,0 4 8 |
0 ,0 4 8 |
0 ,105 |
||
Сз |
0,36 |
0 ,3 8 |
0 ,6 4 |
С16 |
0 ,0 4 4 |
0 ,0 4 0 |
0 ,0 9 8 |
||
с 6 |
0,26 |
0 ,3 2 |
0,56 |
С17 |
0 ,0 4 0 |
0 ,0 3 5 |
0 ,0 9 0 |
||
с7 |
0 ,1 8 |
0 ,2 7 |
0,43 |
С18 |
0 ,0 3 6 |
0 ,0 3 2 |
0,080 |
||
С8 |
0,12 |
0,21 |
0 ,3 1 5 |
С19 |
- |
0 ,0 2 5 |
0,070 |
||
0,000 |
0,10 |
0 ,2 4 |
- |
0 ,0 2 2 |
0,053 |
||||
<:у |
^20 |
||||||||
С10 |
0,0 7 6 |
0,13 |
0,1 7 5 |
С21 |
- |
0.01G |
0 ,0 4 8 |
||
|
|||||||||
С11 |
0 ,0 6 8 |
0,1 0 4 |
0,1 4 5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Из графиков видно, что при наибольших давлениях кривые выполаживаются. Наблюдалось также постепенное сближение кривых К[ = = f(t(,р КИП) М С повышением температуры системы.
Критические давления газонефтяных систем рсХ при исследуемых температурах определяли путем экстраполяции кривых =f{P)t до = 1. Было проведено сопоставление констант фазового равнове-
Разность D константах фазового равновесия одноименных компонентов при
50°С |
и 4 0 0 кгс/см2 в трех различных системах, |
обладающих при 50°С |
|
||||
/><!Х « |
540 |
кгс/см^ |
|
|
|
|
|
Компонент |
К(4 ) - К ( 2 ) , |
о, |
Ш ) - Ш |
) . , , |
К(3) - К(2_)_ <v |
||
|
|
К \ 4 ) |
% |
4 ) |
|
К(3) |
' * |
Cl |
|
-9 ,2 |
|
13,8 |
|
4,0 |
|
С2 |
|
4 .0 |
|
11,0 |
|
7,8 |
|
с з |
|
12,8 |
|
3 1 ,4 |
|
27,1 |
|
|
28,9 |
|
34,2 |
|
8,3 |
|
|
С * |
|
|
|
|
|||
С5 |
|
4 3 ,7 |
|
4 0 ,6 |
|
5,3 |
|
с 6 |
|
53 .5 |
|
4 2 ,8 |
|
18,7 |
|
|
58,1 |
|
3 7 ,2 |
|
18,5 |
|
|
С? |
|
|
|
|
|||
С8 |
|
6 1 ,8 |
|
3 3 ,3 |
|
42 ,8 |
|
|
|
|
|
|
|||
с9 |
|
62 ,5 |
|
33,3 |
|
43,7 |
|
с 10 |
56,7 |
|
25,9 |
|
41,5 |
|
|
С11 |
53,1 |
|
28,2 |
|
34,6 |
|
|
|
|
38,5 |
|
26,5 |
|
||
С12 |
55,5 |
|
|
|
|||
с 13 |
5 0 ,8 |
|
4 2 ,4 |
|
25,0 |
|
|
53,8 |
|
4 7 ,7 |
|
11,8 |
|
||
С14 |
|
|
|
||||
54,3 |
|
54,2 |
|
0 |
|
||
С15 |
|
|
|
||||
|
|
59,1 |
|
-1 ,0 |
|
||
С1б |
55,1 |
|
|
|
|||
5 5,1 |
|
61,1 |
|
-1 4 ,6 |
|
||
С-17 |
|
|
|
||||
55,0 |
|
60,0 |
|
-1 2 ,5 |
|
||
С]8 |
|
|
|
||||
|
|
64,2 |
|
- |
|
||
С19 |
- |
|
|
|
|||
|
|
58,5 |
|
- |
|
||
С20 |
- |
|
|
|
|||
|
|
66,6 |
|
г |
|
||
С21 |
- |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
сия одноименных псевдокомпонентов из систем разной природы, но имеющих одинаковые рсх при одной и той же температуре. Получен
ные данные по К; приведены |
в табл. 4 . В системах, состоящих из |
|
фракции 2, 3, |
4 и при 5 0 °С , |
наблюдалось одинаковое давление схож- |
дения, равное |
5 4 0 к г с / с м 2 ; |
В табл. 5 приведены расхождения в |
константах фазового равновесия углеводородов из этих систем. Полученные данные показали, что константы фазового равновесия
одноименных углеводородов в системах разной природы, имеющих при
одной температуре одинаковые Pcx* |
сильно различаются между собой. |
|
Таким образом, показана несостоятельность принципа, положен |
||
ного в основу построения атласа |
[1], что |
одноименных углеводо |
родов, входящих в системы разного состава, но имеющих при раз ных температурах одинаковое рсХ, должны быть тождественны.
1. NGPS’A-Natural Gas Processors Suppliers Association. N.Y., 1973-150 p.
2 . Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия углеводо
родных систем на ЭВЦМ. М.: ВНИИгаз, |
1 9 7 2 . |
3. Ж узе Т.П., Ю ш кевич Г.Н., У ш а к о в а |
Г.С. Изучение фазового рав |
новесия в ширококипящих углеводородных смесях с газовым компонен том.- В кн.: Миграция нефти и газа и фазовые равновесия в ’углеводо родных. системах при высоких давлениях. М.: ВИНИТИ, 1 9 6 9 , с. 1 0 6 -
112
4 . Ж у зе Т.П., У ш а к о ва Г.С., Ю ш кевич Г;Н. Константы фазового рав новесия углеводородов, входящих в газонефтяные системы разной при роды при высоких давлениях и температурах. - Р.Ж. Химия. М.:
ВНИИОЭНГ, 197 5 . реф.. Ю , с. 2 5 8 .
II. МИКРРСТРУКТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕФОРМИРОВАННЫХ ПОРОД
ДЕФЕКТЫ СТРУКТУРЫ ГОРНЫХ ПОРОД
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕМНЫХ НАПРЯЖЕННЫХ СОСТОЯНИЯХ
H. Н. Павлова, Р. А. Конышева
Неоднородность состава и строения, присущая горным породам, обусловливает существенную неоднородность их деформированного состояния в поле объемных напряжений. Развитие деформаций и соп ротивление пород разрушению определяются двумя видами дефектов. Исходная дефектность пород связана с генезисом и длительной.гео логической историей, предопределившими совместное их состояние, т.е. состав и распределение в объеме минеральных зерен и цемен тирующего вещества, а также наличие и распределение пустот и микропустот (пор, каверн и трещин).
Специфику деформационного поведения пород при объемных на пряженных состояних наряду с исходной дефектностью определяют
дефекты, возникающие и развивающиеся в процессе |
деформации |
(в минеральных зернах, на их контактах и т„д.) |
|
Известно, что реальная прочность твердых тел |
(особенно гор |
ных пород) на несколько порядков отличается от теоретической, рассчитываемой по силам межатомной связи, вследствие дефектно сти строения реальных материалов. С этим связано широкое раз витие физических и статистических теорий прочности твердых тел, учитывающих несовершенство их строения fl. - 5].
Для нефтяной геологии изучение и количественная оценка при объемных напряженных состояниях таких дефектов структур пород, как поры и трещины, представляет большой практический интерес, поскольку ими определяются коллекторские (емкостные и фильтра ционные) свойства пород.
Следует, однако, подчеркнуть, что в современных теориях проч ности количественная оценка исходных дефектов твердых теп все еще основывается на гипотетических представлениях. Не в полной мере учитывается, влияние различных объемных напряжений, харак терных для земной коры, на исходную дефектность пород и особен но на развитие дефектов в процессе деформации.
ИГиРГИ начата разработка методик количественной оценки исход ных и образующихся в процессе деформации макро- и микродефек тов структуры горных пород с целью установления их влияния на
прочностные и коллекторские свойства пород при объемных напряжен ных состояниях, типичных для верхних частей земной коры [6 , 7].
Ниже представлены некоторые результаты, полученные с исполь зованием методов электронной сканирующей микроскопии, дифрактометрии, количественного обсчета структурно-текстурных парамет ров пород в шлифах и специально обработанных фотоснимков шлифов на электронно-вычислительном устройстве гКвантиметг.
Механизм деформации породообразующих минералов изучался на примере идеального монокристалла исландского шпата (кальцита). Впоследствии при деформации перекристаллизованной карбонатной породы с зернами кальцита размером 0 ,1 - 0 ,3 мм (мрамора Про- хорово-Балацдинского месторождения) проверялось относительное влияние деформации зерен кальцита на общее деформационное пове дение мрамора.
Как известно, реальные кристаллы минералов, так же как и ме таллов, отличают несовершенства строения (дефекты решетки) - ва кансии и дислокации. В отличие от металлов кристаллам минералов присущи ограниченные подвижность дислокаций и число плоскостей скольжения, что обусловливает пониженную их способность к плас тической деформации [8].
Для получения развитой пластической деформации образцы ис ландского шпата, высверленные перпендикулярно и параллельно пло скости 101121, были деформированы в условиях неравномерного объ емного сжатия при высоком всестороннем давлении в 1 5 0 0 кгс/см^. На рис. 1 *представлен фотоснимок скола исследуемого образца
исландского шпата. Как можно видеть, монокристалл отличает со вершенство строения, в частности четкая спайность.
Сравнение результатов испытаний различно ориентированных об разцов, структур исходного и деформированного исландского шпата позволило выявить ряд интересных особенностей остаточной дефор мации этого пластичного монокристалла.
Так оказалось, при приблизительно равных избыточных продоль ных напряжениях (2 4 6 5 и 2 7 1 0 кг£/см2 )>образцы, деформирован ные перпендикулярно плоскости 10112} э имели большую деформацию (6,4% ), чем образцы, высверленные по направлению этой плоско сти (3,0% ).
Следует отметить, что в процессе деформации оси концов цилин дрических образцов сохраняли параллельность оси деформирующего напряжения, тогда как деформируемая часть образцов испытывала вращение по отношению кг оси напряжения. Ранее аналогичный эф-' фект наблюдали Тёрнер, Григгс и Хэнд [7]. Винтовое смещение сло ев прослеживалось как в макро-, так и в микромасштабах (на об разцах, в шлифах и при электронно-микроскопическом исследовании). Участки винтового смещения в виде закрученных микрослоев видны на фото скола, снятом на растровом электронном микроскопе (рис. 2 ).
*Рис. 1 - 1 0 см. в конце книги.