Определение коэффициента нефтенасыщенности кернов.

Насыщенность

Породы-коллекторы содержат нефть, газ и воду. Для характеристики их количественного содержания в породе используют коэффициенты соответственно нефте- (S_н), газо- (S_г) и водонасыщенности (S_в), которые определяются как отношение объема флюида к объему пустот коллектора, в которых этот флюид находится, или как количество флюида в единице объема пор:

S_н = , S_в = , S_{г =} . 

Размерность нефте-, водо- и газонасыщенности – доли единицы (д.ед.) или проценты (%).

S_н + S_в + S_г =  +  +  = ... = 1.

Начальные насыщенности:

S_нн = - начальая нефтенасыщенность, д.ед.

S_нв = - начальая водонасыщенность, д.ед.

S_нг = - начальая газонасыщенность, д.ед.

V_нн, V_нв, V_нг –соответственно объемы начальной нефти, воды и газа.

Остаточные насыщенности:

S_он = - остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

S_ов = - остаточная водонасыщенность, д.ед.

S_ог = - остаточная газонасыщенность, д.ед.

V_он, V_ов, V_ог –соответственно объемы остаточной нефти, воды и газа.

 

Наиболее распространенный и вместе с тем достаточно точный способ определения водонефтенасыщенности кернов основан на определении потери массы исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105—107° С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении его в растворителе с температурой кипения до 110° С.

При этом методе экстрагирование образцов проводят в аппарате Сокслета (рис. 1), а определение объема воды — в аппарате Дина и Старка (рис. 2) или в аппарате ЛП-4 (рис. 3), в котором экстрагирование и определение водонасыщенности совмещаются.

 Рис. Аппарат Сокслета

 

 

 

Рис. 1. Аппарат Сокслета:

1 – образец горной породы; 2 – электроплитка; 3 – плоскодонная толстостенная колба с растворителем; 4 – газоотводная трубка;

5 – сифонная трубка; 6 – обратный холодильник; 7 – экстрактор.

 

АППАРАТ СОКСЛЕТА

Для определения пористости, абсолютной проницаемости, гранулометрического состава, карбонатности необходимо иметь сухой минеральный скелет образца, т.е. лишенный каких-либо следов присутствия нефти и воды. Удаление органического содержимого из пор породы лучше всего осуществляется экстрагированием образцов в аппарате Сокслета.

    НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПРИБОРА:

Аппарат Сокслета (рис.1) состоит из плоскодонной стеклянной колбы 3, экстрактора 7 и обратного холодильника 6 с прямоточным охлаждением, для чего нижний отвод холодильника присоединяется к водопроводу, а верхний - к канализации.

Все три части аппарата должны быть хорошо пришлифованы друг к другу, и пришлифованные поверхности перед пуском его в работу смазаны тонким слоем вазелина.

При анализе кернов употребляют преимущественно аппараты Сокслета с широкими горловинами экстракторов (5…6 см) для помещения в них кернов диаметром 4…5 см.

При подогреве колбы пары кипящего в колбе растворителя (чаще всего четыреххлористого углерода или спиртобензольной смеси) поднимаются в верхнюю часть экстрактора по газоотводной трубке (4), которую в целях теплоизоляции рекомендуется покрыть слоем асбеста, а затем в холодильник (6), где они конденсируются. Конденсат, стекая в экстрактор, растворяет нефть, содержащую в образце, и после накопления уровня в экстракторе до верхней отметки сифонной трубки стекает обратно в колбу. 

Экстрагирование образца считается законченным, когда после многих циклов сливающийся в колбу из экстрактора растворитель становится совершенно прозрачным и не окрашивает фильтрованной бумаги.

Операция экстрагирования может длиться 6-24 часа, а для плотных мелкозернистых пород еще дольше.

По окончании экстрагирования аппарату дают остыть, после чего его разбирают и из экстрактора извлекают патрон с образцами, которые затем высушивают в сушильном шкафу до постоянного веса при температуре 102-105 ^оС.

Аппарат Дина и Старка и ЛП-4

Для отгона воды в аппарате Дина и Старка и ЛП-4 применяют растворитель с температурой кипения больше 100° С, в частности толуол, температура кипения которого равна 110° С. Для экстрагирования, кроме толуола, используют бензол, спиртобензольную смесь, четыреххлористый углерод, хлороформ и др.

Погрешность в определениях водонефтенасыщенности кернов методом перегонки при содержании в образце воды не менее 5 см³ не превышает 2 %. Воспроизводимые результаты при этом получаются, если взята навеска образца не менее 25 г. В случае совпадения открытой емкости пустот с полной результаты определения водонефтенасыщенности не зависят от того, в размельченном состоянии используется керн в приборах или в виде куска.

Существенным недостатком рассматриваемого способа определения остаточной водонефтенасыщености кернов является значительная продолжительность процессов экстрагирования и перегонки воды. Так, перегонка воды в аппарате Дина и Старка составляет 7—8 ч, а в аппарате ЛП-4 30 ч и более; при этом после отгона воды в аппарате ЛП-4, как правило, требуется дополнительная экстракция керна в аппарате Сокслета, которая продолжается 16—50 ч, а иногда и больше.

 

 

Рис. 2. Прибор Дина и Старка и прибор Закса.

Рис. 3. Прибор Дина и Старка.

1 – холодильник; 2 – градуированная ловушка; 3 – колба.

 

Аппарат Дина и Старка (рис. 2) состоит из металлической колбы 3 емкостью 500 см³, имеющий горловину диаметром 35 мм³, стеклянной ловушки 2, откалиброванной на 10 см³, и обратного стеклянного холодильника 1.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ:

Кусочки образца породы, освобожденного от парафина, общим весом желательно не менее 25 Г после очистки кисточкой взвешивают (с точностью до 0,01Г) и загружают в колбу аппарата Дина и Старка. Затем в колбу наливают 200 см³ безводного толуола С₆ Н₅*СН₃ (уд. вес 0.867, t_кип=111 ⁰С) или же бензина прямой гонки, из которого отогнаны легкие фракции, кипящие до 95 ⁰С. Собирают аппарат, как показано на схеме (рис.1.2), для герметичности корковые пробки заливают коллодием.

Пускают воду в нижний боковой отвод холодильника, а из верхнего отвода воду направляют в канализацию. Затем включают электроплитку закрытого типа, постепенно подогревают колбу, поддерживая кипение растворителя так, чтобы из конца трубки холодильника падало 2-4 капли в секунду.

Процесс перегонки воды из образца считается законченным, когда увеличение объема воды в ловушке прекращается и находящийся над уровнем воды слой растворителя становится совершенно прозрачным.

Если в трубке холодильника под конец операции задерживаются капли воды, то их сталкивают в ловушку стеклянной палочкой, после чего отсчитывают объем воды V_в. 

При точных исследованиях рекомендуется проверить градуировку каждой ловушки, пользуясь микробюреткой, и иметь, таким образом, составленную таблицу достоверных показаний объема воды в ловушке.

Если вес образца до экстрагирования составлял G₁, а после экстрагирования G₂, то весовое содержание в нем жидкости - воды и нефти - равно:

                              G_ж=G₁-G₂                                                                               (1)                     

Определение коэффициента нефтенасыщенности кернов.

Коэффициентом нефтенасыщенности кернов называется отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в том же образце.

Для вычисления этого коэффициента необходимо иметь следующие величины:

g _н – удельный вес нефти (взятой из данной или соседней скважины) при температуре опыта, кг/м³;

G _ж - суммарный вес воды и нефти в проэкстрагированном образце, вычисленный по формуле (1);

G ₁- вес образца, помещенного в колбу аппарата Дина и Старка или Закса;

V _в - объем воды в ловушке аппарата Дина и Старка или Закса, выделившейся из образца весом G₁;

V _н- объем нефти в образце весом G₁;

Коэффициент нефтенасыщенности керна.

Соответственно принятым обозначениям объем нефти V _н в образце весом G₁ определяется по формуле: 

     V_н = G _н / g _н = ( G _ж - G _в ) / g _н = ( G _ж - V _в g _в ) / g _н = (G₁ - G₂ - V _в g _в ) / g _н . (2)

Заменяя в формуле (2) вес на массу m и удельный вес на плотность ρ по формулам:

g = ρg , G = mg

получим:

                                              V_н = ( m ₁ - m ₂ - V _в ρ _в ) / ρ _н .                        (3)

Коэффициент нефтенасыщенности S _н (безразмерную величину, выраженную в долях единицы) определяется по формуле:

                                        S _н = V _н / V _п = V _н /( V _н + V _в )                                 (4)

где V_п - объем пор, равный сумме объемов нефти V _н и воды V _в в образце.

Найденный коэффициент нефтенасыщенности S_н показывает, какую часть порового пространства занимает нефть при атмосферном давлении и температуре 20^о С.

Чтобы учесть пластовые условия, надо вычисленное по формуле (4) знгачение S_н умножить на объемный коэффициент b_н , учитывающий увеличение объема нефти в пластовых условиях в зависимости от наличия в ней растворенного газа, пластового давления и температуры (вывести эту формулу, исходя из определения понятия нефтенасыщенности):

                                                    S_н^пл = S_н b_н .                                       (5)

---

Дата добавления: 2020-11-27; просмотров: 1610; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!