Физика пласта

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

 

.  (3.30)

 

Коэффициент сжимаемости  воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10^-10 – 5,0×10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

 

b_вг = b_в (1+0,05×S),  (3.31)

 

  где S – количество газа, растворённого в воде, м³/м³.

Объёмный  коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

.  (3.32) 

 

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

• рассолы (Q>50 г/л);
• солёные (10<Q<50 г/л);
• солоноватые (1<Q<10 г/л);
• пресные (Q£1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

• анионов: OH^–; Cl^–; SO₄^2–; CO₃^2–; HCO₃^–;
• катионов: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;
• ионов микроэлементов: I^–; Br^–;
• коллоидных частиц SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;
• нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость  или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость  воды определяется как сумма карбонатной  и некарбонатной:

Ж_о = Ж_к + Ж_нк  (3.33)

 

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней  солей в миллиграмм-эквивалентах на литр .

Ж_{к ,} Ж_нк оценивают как сумму жесткостей всех  i-ых ионов (∑g_i ):

 

,  (3.34)

 

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);

э_i – эквивалент i-го иона.

 

,   (3.35)

 

где М_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

 

Ж_о = Sg_i  (3.36)

 

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

• очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;
• мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;
• умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;
• жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂.

В обоих случаях  выпадает в осадок карбонат кальция  СаСО₃.

Постоянную жёсткость  устраняют химическим способом с  помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где С_н+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:

• нейтральная (рН=7);
• щелочная (pH>7);
• кислая (p<7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в  ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения  воды в нефти происходят изменения  в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

 

3.3. СОСТАВ  И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА  НЕФТЕЙ

 

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции нефти различаются от легко подвижных  до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.

В нефти в  основном содержатся следующие классы углеводородов:

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С₂–С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅–С₁₆ (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С₁₇–С₅₃, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые  углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой C_nH_2n, C_nH_2n-2 (бициклические) или C_nH_2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.

В нефти также  содержатся в малых количествах  неорганическая сера, различные металлы и т.д.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

• 28-180°С – широкая бензиновая фракция;
• 120-240°С – керосиновая фракция (150-240°С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);
• 140-340°С – дизельная фракция (180-360°С – летнее топливо);
• 350-500°С – широкая масляная фракция;
• 380-540 – вакуумный газойль.

 

 

 

3.3.1. Физико-химические  свойства нефти

 

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³.

Рис. 3.1 . Изменение плотности пластовой  нефти в зависимости от давления

 

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая  вязкость определяется через закон Ньютона:

 

,  (3.37)

 

где А – площадь  перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

 

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:

• система СИ – [Па×с]
• система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

 

Рис. 3.3. Изменение вязкости пластовой  нефти в зависимости от давления и температуры

 

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти  в пластовых условиях различных  месторождений изменяется от сотен  мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью  связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

.  (3.38)

 

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

 

.  (3.39)

 

Единицы измерения  кинематической вязкости:

• система СИ – [м²/с]
• система СГС – [Стокс]

 

Нефть, как и  все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

 

.   (3.40)

 

Коэффициент сжимаемости  зависит от давления, температуры, состава  нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством  растворённого газа в нефти также  связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

 

,  (3.41)

 

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

,  (3.42)

4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ  УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

 

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю  также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое  состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

• темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
• наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С₂–С₆);
• молекулярная масса нефти;
• вязкость нефти.