Склад і фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Нафта і газ представляють суміш вуглеводнів (УВ) метанового (Cn H2n + 2), нафтенового (Cn H2n) і ароматичного (Cn H2n-6 2n-6) рядів. Зазвичай переважають УВ метанового або нафтенового рядів. При стандартних умовах (тиск 0,1 МПа, температура 200С) УВ від C H4 до C4 H10 є гази; від C5 H12 до C16 H34 - рідини; від C17 H36 до C35 H72 - тверді речовини (парафіни, церезини).

При певних тиску і температурі молекули води за допомогою водневого зв'язку утворюють кристалічні решітки, в структурні порожнечі яких впроваджуються легкорухливі молекули газів. Утворені тверді кристалічні сполуки (клатрати) називають гідратами газів.

Починаючи з пентанов, УВ не утворюють гідратів. Формули гідратів газів: для метану - З Н4 · 7 Н2 О, етану - С2 Н6 · 8 Н2 О, пропану - С2 Н6 · 18 Н2 О і т. Д. Підвищення температури або зниження тиску супроводжується розкладанням гідратів на газ і воду. Щільність гідратів різних газів змінюється в інтервалі від 0,8 до 1,8 г / см 3. Природні гази утворюють гідрати щільністю від 0,9 до 1,1 г / см 3. Великі скупчення гідратів газів створюють газогідратні поклади, для формування і збереження яких не потрібні литологические покришки.

Зони гидратообразования приурочені в основному до районів поширення многолетнемерзлих порід, що складають близько 23% загальної території суші на Землі при глибині промерзання гірських порід 500-700 і навіть 1000 м.

Нафта - пальне копалина, складна суміш головним чином вуглеводнів з домішкою високомолекулярних органічних кисневих, сірчистих і азотистих сполук, зазвичай представляють собою маслянисту рідину червоно-коричневого кольору, іноді майже чорного кольору (а є і безбарвні, наприклад, Сураханский легка нафта), істотно змінює фізичні і механічні властивості в залежності від хімічного складу.

Щільність нафт коливається від 0,75 до 0,97 г / см 3. температура кипіння від 74 ° С до 170 ° С, температура спалаху - від 18 ° С до 100 ° С і вище, температура застигання - від -20 ° С до + 20 ° С, фракційний склад - від практично бензинового до позбавленого бензину, груповий склад - від практично чистого метанового до преобладающе ароматичного.

Основними домішками є сірка і азот (примітка - це моє і треба обов'язково розширити).

За змістом сірки нафту ділиться на класи малосірчисті (сірки менше 0,5%), сірчисті (сірки 0,51 ÷ 2%) і високосірчисті (сірки більше 2%).

За змістом смол - на підкласи: малосмолисті (смол менше 18%), смолисті (смол 18 ÷ 35%) і високосмолістие (смол більше 35%).

За змістом парафіну - на типи: малопарафіністие (парафіну менше 1,5%), парафінисті (парафіну 1,5 ÷ 6%) і високопарафіністие (парафіну більше 6%).

Склад нафти характеризується містяться в ній фракціями. Зазвичай виділяють фракції з наступним температурним інтервалах початку і кінця кипіння: 40 ÷ 180 ° С - авіаційний бензин, 40 ÷ 205 ° С - автомобільний бензин, 200 ÷ 300 ° С - гас, 270 ÷ 350 ° С - нафта, 350 ÷ 500 ° З - мазут, вище 500 ° С - гудрон.

Фізичні властивості нафти

щільність нафти # 961; н - маса її (m) в одиниці об'єму V обчислюється за формулою

одиниця щільності - кг / м 3. За щільністю нафти діляться на легкі (менше 850 кг / м 3) і важкі (понад 850 кг / м 3). Нафти щільністю понад 1000 кг / м 3 називаються Мальта.

Щільність пластової нафти - це маса нафти, витягнута з надр із збереженням пластових умов в одиниці об'єму. Зазвичай вона дорівнює 400-800 кг / м 3. а зі збільшенням газосодержания нафти і температури зменшується проти щільності сепарований нафти на 20-40% і більше.

Щільність нафт і нафтопродуктів (вУкаіни) визначається при температурі 20 ° С і співвідноситься з щільністю дистильованої води при 4 ° С і атмосферному тиску 760 мм ртутного стовпа (при цих умовах щільність води є найвищою і становить рівно 1 кг на 1 літр обсягу).

Щільність нафти в пластових умовах наближено можна оцінити за формулою

де # 963; пл - щільність пластової нафти, кг / м3;

# 963; сеп - щільність сепарований нафти, кг / м3;

# 963; z - відносна щільність газу;

b - об'ємний коефіцієнт пластової нафти.

Щільність нафт вимірюється піктометром, вагами Вестфаля і ареометрами.

В'язкість - це властивість рідини чинити опір пересуванню її частинок щодо один одного.

В'язкість пластової нафти - це властивість нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах.

В'язкість нафти () вимірюється в мПа · с (мілліпаскаль в секунду). Вона зменшується з ростом температури, підвищенням кількості розчинених вуглеводневих газів; зростає - зі збільшенням тиску, підвищенням молекулярної маси нафти, зі збільшенням кількості розчиненого азоту.

У пластових умовах в'язкість нафти може бути в десятки разів менше в'язкості дегазованої нафти.

За величиною в'язкості розрізняють нафти з незначною в'язкістю ( # 956; н ≤ 1 мПа * с), маловязкие (1<μн ≤ 5 мПа*с ), с повышенной вязкостью (5 <μн ≤ 25 мПа*с ) и высоковязкие (μн> 25МПа * с).

При розробці багатьох родовищ вУкаіни, СПГ, а раніше в СРСР, встановлено порушення прямого закону тертя Ньютона для рідин, коли дотичні напруження зсуву прямо пропорційні градієнту швидкостей руху шарів рідини відносно один одного. Залежність швидкостей фільтрації # 948; від градієнта тиску (grad p) має форму прямої лінії, що проходить через початок координат.

Рідини, що підкоряються закону Ньютона, називають ньютоновскими.

Залежність швидкості фільтрації від градієнта тиску на нафтових і нафтогазових родовищах має вигляд випуклої кривої по відношенню до осі градієнта тиску. Такі рідини мають структурно-механічними властивостями і називаються в'язкопластичні або неньютоновскими.

В'язкопластичні нафти в стані рівноваги при малих градієнтах тиску володіють деякою просторової структурою, утвореної колоїдними частинками асфальтосмолисті речовин, і здатні чинити опір зсувається напрузі. Зі збільшенням градієнта тиску структура нафт починає руйнуватися, і при досягненні певної напруги зсуву вони починають текти як ньютонівські рідини.

В'язкопластичні або неньютонівські властивості нафти в пласті проявляються при значному вмісті асфальтенов і смол, при початку кристалізації парафіну в нафті (коли пластова температура близька до температури початку кристалізації парафіну), при фізико-хімічній взаємодії пластових флюїдів з пористої середовищем.

Структурно-механічні властивості неньютоновскіх нафт зникають при їх нагріванні і збільшенні швидкості фільтрації [21].

де Кcn - коефіцієнт світлопоглинання;

С - концентрація нафти в розчині;

l - товщина шару розчину.

Розмірність коефіцієнта світлопоглинання - 1 / см. За одиницю Кcn прийнятий коефіцієнт світлопоглинання такого речовини, в якому при пропущенні світла через шар товщиною 1 см інтенсивність світлового потоку падає в l ≈ 2,718 раз. Величина Кcn залежить від довжини хвилі падаючого світла, природи розчиненої речовини, температури розчину, але не залежить від товщини шару. Зазвичай коефіцієнт світлопоглинання Кcn змінюється в межах 150 ÷ ​​900 одиниць. Кcn визначається за допомогою фотоколориметр. Колориметричні властивості нафти використовують як індикаторний показник при контролі шляхів і напрямків фільтрації нафти.

Промисловим газовим фактором називається об'ємна кількість газу, м 3. отримане при сепарації нафти, що припадає на 1 м 3 (т) дегазованої нафти. Розрізняють газові чинники: початковий, який визначається за перший місяць роботи свердловини, поточний - за будь-який відрізок часу, середній - за період з початку розробки до будь-якої довільної дати. Величина промислового газового фактора залежить як від газосодержания нафти, так і від умов розробки поклади. Вона може змінюватися в дуже широких межах. Так, на Ярегского родовищі ця величина складає 1-2 м 3 / т, а на Вой-Вожское - до декількох тисяч м 3 / т (замінити приклади).

Тиск насичення (початок паротворення) пластової нафти - це тиск, при якому починається виділення з неї перших бульбашок розчиненого газу. Пластова нафту називається насиченою. якщо вона знаходиться при пластовому тиску, рівному тиску насичення; недонасищенной - якщо пластовий тиск вище тиску насичення. Різниця між тиском насичення і пластовим може коливатися від десятих часток до десятків мегапаскалей. Величина тиску насичення залежить від кількості розчиненого в нафті газу, від їх складу і пластової температури.

Тиск насичення визначають за результатами дослідження глибинних проб нафти і експериментальним графіками.

Коефіцієнт стисливості нафти # 946; H - це показник зміни одиниці об'єму пластової нафти при зміні тиску на 0,1 МПа. Він характеризує пружність нафти і визначається зі співвідношення

# 916; V - зміна обсягу нафти при зміні тиску на # 916; Р.

Коефіцієнт стисливості нафти зростає зі збільшенням вмісту легких фракцій нафти і кількості розчиненого газу, підвищенням температури, зниженням тиску і має значення (6 ÷ 140) * 10 -6 МПа -1. Для більшості пластових нафт його величина (6 ÷ 18) * 10 -6 МПа -1. Дегазувати нафти характеризуються порівняно низьким коефіцієнтом стисливості (4 ÷ 7) * 10 -10 МПа -1.

Коефіцієнт теплового розширення # 945; н показує, на яку частину # 916; V спочатку обсягу V0 змінюється обсяг нафти при зміні температури на 1 ° С:

де розмірність # 945; відповідає 1 / ° С.

Для більшості нафт значення коефіцієнта теплового розширення коливаються в межах (1 ÷ 20) * 10 -4 1 / ° С.

Об'ємний коефіцієнт пластової нафти (b) - це відношення обсягу пластової нафти до обсягу одержуваної з неї сепарований при стандартних умовах (атмосферний тиск 760 мм ртутного стовпа і температура 20 ° С) нафти. Він показує, який обсяг мав би 1 м 3 дегазованої нафти в пластових умовах

де Vop - обсяг нафти в пластових умовах;

Vod - обсяг такої ж кількості нафти після дегазації при стандартних умовах;

# 963; op - щільність нафти в пластових умовах;

# 963; os - щільність нафти в стандартних умовах.

При сепарації газу відбувається зменшення обсягу пластової нафти, яке оцінюється коефіцієнтом усадки (# 949;)

Значення об'ємного коефіцієнта всіх нафт більше одиниці, іноді можуть досягати 2-3. Коефіцієнт усадки нерідко досягає 40% і більше.

Величина, зворотна об'ємному коефіцієнту, називається перерахункових коефіцієнтом (# 952;). який служить для приведення обсягу пластової нафти до обсягу нафти на поверхні

Об'ємний коефіцієнт пластової нафти (або перерахункових коефіцієнт) використовується при підрахунку запасів нафти об'ємним методом. Об'ємний коефіцієнт пластової нафти найточніше визначають шляхом відбору і дослідження глибинних пластових проб нафти. Його можна також обчислювати наближено за даними фракційного складу газу.