Uleiul conține până la 5-6% sulf. Este prezentă în acesta, sub formă de sulf liber, hidrogen sulfurat, și ca parte a compușilor cu sulf și a substanțelor gudronate - mercaptani, sulfuri, disulfuri, mercaptani, etc. și hidrogen sulfurat cei mai activi compuși cu sulf corodeze echipamentul de pescuit ..
Conținutul de sulf al uleiului este împărțit în:
Conținutul de gudron de ulei este împărțit în:
- foarte rășinoase (peste 35%).
Conținutul de ulei de parafină este împărțit în:
ceară de parafină mică cu un conținut de parafină mai mic de 1,5% în greutate;
parafinic ridicat - mai mult de 6%.
Proprietățile fizice ale uleiurilor.
Contactul (o singură etapă) este procesul prin care tot gazul eliberat este deasupra uleiului care vine în contact cu acesta. În procesul de degazare diferențială, gazul degajat din soluție este retras în mod continuu din sistem.
Cu degazare diferențială, mai mult gaz rămâne în ulei. decât la aceeași presiune în condiții de degazare a contactului. Acest lucru este explicat după cum urmează. Din petrol, metanul este emis în primul rând, iar ponderea hidrocarburilor grele crește în restul gazelor, ceea ce duce la o creștere a solubilității lor. Degazarea uleiului când intră în rezervor din rezervor este mai mult ca un separator de contact. Acest lucru trebuie luat în considerare la luarea în considerare a modificărilor în proprietățile uleiului datorită trecerii de la condițiile rezervorului la condițiile de suprafață.
Coeficientul de degazare a gazului este cantitatea de gaz eliberată de o unitate de volum de ulei atunci când presiunea scade cu una. De obicei, atunci când presiunea scade, coeficientul de degazare crește, dar această regularitate nu este întotdeauna observată.
Factorul comercial al gazului Se indică cantitatea de gaz produsă în m3 pe 1 m3 (t) de ulei degazat. Se determină din datele privind producția de petrol și gaze asociate pentru o anumită perioadă de timp. Distinge raportul inițial gaz-ulei este în mod tipic determinată conform primei luni de funcționare a sondei, factorul gaz curent, definit în conformitate cu oricare din perioada intermediară de timp, iar raportul mediu de gaz-petrol, definite pentru perioada de la începutul dezvoltării la orice dată. Dimensiunea comercială GOR depinde atât de conținutul de gaz de petrol și de condițiile de dezvoltare rezervor. Acesta poate varia într-o gamă foarte largă
Dacă gazul nu este eliberat în timpul formării, factorul de gaz este mai mic decât conținutul de gaz din rezervorul de ulei, deoarece nu există degazare completă a uleiului în condiții de câmp.
Presiunea de saturație a uleiului de formare este presiunea la care gazul începe să se separeze de acesta. Presiunea de saturație depinde de raportul dintre volumul de petrol și gazul din depozit, compoziția acestuia și temperatura de formare.
În condiții naturale, presiunea de saturație poate fi egală sau mai mică decât presiunea rezervorului. În primul caz, uleiul va fi complet saturat cu gaz, în al doilea rând, nu va fi saturat. Diferența dintre presiunea de saturație și presiunea rezervorului poate varia de la zeci la zeci de megapascali. Probele de ulei preluate din diferite părți ale aceluiași rezervor pot avea presiuni de saturație diferite. Astfel, la câmpul Tuymazinskoye din Bashkiria, acesta variază de la 8 la 9,4 MPa. Acest lucru se datorează atât schimbărilor în proprietățile petrolului și gazului din zonă, cât și efectului asupra naturii eliberării gazului din proprietățile petrolului din stâncă, cantității și proprietăților apei legate și a altor factori.
Compresibilitatea uleiului de rezervor se datorează faptului că, ca toate lichidele, uleiul are elasticitate, care este măsurată prin factorul de compresibilitate (sau elasticitatea în vrac) βn:
unde ΔV este schimbarea volumului de ulei, V este volumul inițial de ulei. Δp este schimbarea presiunii. Dimensiunea βn -1 / Pa sau Pa-1.
Factorul de compresibilitate caracterizează creșterea relativă a volumului de ulei cu o schimbare a presiunii pe unitate. Valoarea sa pentru majoritatea uleiurilor de rezervor se situează în intervalul (1-5) • 10-3 MPa-1. Compresibilitatea uleiului este luat în considerare împreună cu colectori de apă compresibilitate în principal în dezvoltarea depozitelor în condițiile uprugovodonapornogo mod cât și în etapa inițială de dezvoltare pentru a determina modificarea presiunii porilor de la siturile selectate sau bhp în godeurile individuale, în cazul în care cursul procesului de dezvoltare nu este încă stabilizată și forța elastică încă joacă un rol semnificativ.
Coeficientul de dilatare termică arată care parte din DV a volumului inițial Vo variază volumul de ulei cu o schimbare de temperatură de 1 ° C
Dimensiunea a este de 1 / ° C. Pentru majoritatea uleiurilor, valorile coeficientului de dilatare termică variază de la (1-20) * 10-4 1 / ° C
Coeficientul de dilatare termică a uleiului trebuie luat în considerare la dezvoltarea rezervorului în condiții de regim termohydrodynamic instabil atunci când rezervorul este expus la diferiți agenți reci sau calzi. Influența sa, împreună cu influența altor parametri, afectează atât condițiile de filtrare a uleiului curent, cât și valoarea factorului final de recuperare a uleiului. Un factor deosebit de important este coeficientul de dilatare termică a uleiului în proiectarea metodelor termice de impact asupra rezervorului.
Factorul de ulei b pentru rezervor volumic indică volumul de 1 m3 de ulei degazat în rezervoare:
unde Vpl.n este volumul de ulei în condițiile rezervorului; Vdeg volume aceeași cantitate de ulei după degazare la presiune atmosferică, și t = 20 ° C; rp-densitatea uleiului în condiții de rezervor; r-densitatea uleiului în condiții standard.
Volumul de ulei în condițiile rezervorului crește în comparație cu volumul în condiții normale datorită temperaturii ridicate și cantității mari de gaz dizolvate în ulei. Presiunea rezervorului scade într-o oarecare măsură valoarea coeficientului de volum, dar deoarece compresibilitatea uleiului este foarte mică, presiunea are un efect redus asupra acestei valori.
Valorile coeficientului volumetric al tuturor uleiurilor sunt mai mari decât unul și uneori ajung la 2 până la 3. Cele mai caracteristice valori se află în intervalul 1.2-1.8.
Raportul uleiului rezervor volumetric se utilizează la calcularea rezervelor. Se introduce împreună cu indicele de solubilitate în gaz în ecuația de determinare a rezervelor geologice de petrol prin metoda echilibrului material în dezvoltarea depozitelor în regimuri asociate cu utilizarea energiei naturale a rezervorului. Aceleași două caracteristici ale uleiului rezervor, precum și factorul de volum al rezervorului de gaz (a se vedea mai jos) sunt incluse în formula pentru determinarea factorilor de recuperare a uleiului în cadrul acelorași regimuri.
Folosind un factor de volum, puteți determina "contracția" uleiului. adică, pentru a stabili o scădere a volumului de ulei de rezervor atunci când este extras la suprafață. Strângerea uleiului U
Atunci când se calculează rezervele de petrol printr-o metodă volumetrică, modificarea volumului de ulei de rezervor în tranziția de la condițiile rezervoarelor la cele de suprafață este reprezentată de așa-numitul factor de conversie. Factorul de conversie
Densitatea uleiului rezervor este masa uleiului extras din interior cu conservarea condițiilor rezervorului, pe unitate de volum. Acesta este, de obicei, de 1,2-1,8 ori mai mic decât densitatea uleiului degazat, ceea ce se explică prin creșterea volumului său în condițiile rezervorului datorită gazului dizolvat. Este cunoscut petrolul, a cărui densitate în rezervor este de numai 0,3-0,4 g / cm3. Valorile sale în condițiile rezervorului pot atinge 1,0 g / cm3.
Din punct de vedere al densității, uleiul de rezervoare este împărțit în:
- plămânii cu o densitate mai mică de 0,850 g / cm3;
- greu cu o densitate mai mare de 0,850 g /.
Viscozitatea uleiului este măsurată în mPa × s (millipascal pe secundă).
Prin valoarea vâscozității, se distinge uleiul
Viscozitatea uleiului este un parametru foarte important, de care depinde în mod substanțial eficiența procesului de dezvoltare și coeficientul final de recuperare a uleiului. Raportul dintre vâscozitățile uleiului și al apei este un indicator care caracterizează ratele fântânilor de udare. Cu cât acest raport este mai ridicat, cu atât condițiile de extragere a petrolului din rezervor sunt mai proaste, folosind diferite tipuri de apă.
Cu un conținut semnificativ de ulei și asfaltenei parafină viscozitatea uleiului depinde de viteza de forfecare tulpina, adică. E. Oil în aceste condiții devine proprietăți de fluid non-newtoniene datorită apariției în ea a structurii spațiale formată de către particulele coloidale de asfaltene. parafină și rășini. Un impact semnificativ asupra proprietăților structurale și mecanice ale uleiurilor au de asemenea specii compoziția, structura și proprietățile spațiului gol. În funcție de materialul din pereții golurilor și consolida formarea structurii spațiale în uleiurile are loc mai intens. mai puțin permeabilitatea stâncii. În plus, vâscozitatea unui lichid non-newtonian depinde de timpul în care se află într-o stare în stare de repaus.
Se constată că conductivitatea rocilor pentru uleiurile structurate depinde în mare măsură de gradientele de presiune. Cu gradienti mici, conductibilitatea gresiei poate fi de zeci de ori mai mica decat la gradientele inalte.
Manifestarea proprietăților structurale și mecanice ale uleiurilor într-o serie de cazuri poate fi explicată prin recuperarea redusă a uleiului, udarea rapidă a puțurilor producătoare, inegalitatea profilurilor de influx.
Proprietățile colorimetrice ale uleiului depind de conținutul de substanțe colorate (rășini, asfaltene) în el. Studiile speciale au stabilit că straturile unei substanțe de aceeași grosime, toate celelalte lucruri fiind egale, absorb întotdeauna aceeași parte a incidentului fluxului de lumină pe ele. Relația dintre intensitatea fluxului luminos După ce trece printr-o soluție a unei substanțe și grosimea unui strat al soluției L este descrisă prin ecuația de bază (lege) a colorimetriei:
unde I0 este intensitatea fluxului luminii incidente; Ksp - coeficientul de absorbție a luminii; C este concentrația substanței în soluție.
Dimensiunea coeficientului de absorbție a luminii este de 1 / cm. Pentru unitatea Ksn se adoptă coeficientul de absorbție a luminii unei astfel de substanțe, în care lumina trece printr-un strat de 1 cm grosime, intensitatea fluxului luminos scade în e = 2,718 ori. Cantitatea K cn depinde de lungimea de undă a luminii incidente, natura solutului, temperatura soluției și nu depinde de grosimea stratului.
XPS se determină utilizând un fotolimerimetru. Fotocolorimetria este una dintre metodele de studiere a modificării proprietăților uleiului în cadrul unui depozit sau depozit. Prin schimbarea proprietăților colorimetrice ale uleiului, se poate judeca schimbarea în celelalte proprietăți - viscozitatea, densitatea. Controlul asupra cantității de ulei CSP în timpul procesului de dezvoltare permite rezolvarea mai multor probleme de geologie a câmpului de petrol și gaze.
Pentru depunerile de petrol se caracterizează printr-o schimbare obișnuită a proprietăților principale ale uleiului în zonă și volumul depozitului: o creștere a densității, a vâscozității, a valorii coeficientului de absorbție a luminii. conținutul de asfalt și gudron, ceară și sulf ca adâncimea formațiunii crește, adică de la arc la aripi și de la acoperiș la talpă (în straturi groase). Uneori, hidrocarburile sedentare cu înaltă vâscozitate (asfalturi, bitumuri solide etc.) formează un strat monolitic în fundul depozitului. care sigilează parțial sau complet depozitul, izolându-l din zona de frontieră. Aceste modele sunt explicate prin interacțiunea fizico-chimică a uleiului cu apa plantei.
Valorile coeficientului de absorbție a luminii la depozitul Bavlinsky variază de la 190 la 450 de unități. În câmpul West-Surgut, valoarea acestui coeficient variază în formația BC10 de la 300 la 550 de unități.
Proprietățile fizice ale uleiurilor rezervoare sunt investigate în laboratoare speciale pentru probe profunde prelevate din sonde de către eșantioanele ermetice. Densitatea și vâscozitatea se găsesc la o presiune constantă egală cu formarea inițială. Caracteristicile rămase sunt determinate la formarea inițială și la scăderea treptată a presiunii. Ca rezultat, graficele sunt construite din variația coeficienților diferiți, în funcție de presiune și, uneori, de temperatură. Aceste grafice sunt folosite în rezolvarea problemelor de inginerie geologică.