Основные свойства пластовых жидкостей и газов

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей [5]. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа [6] залежи подразделяются:

  • • на чисто газовые, содержащие природные газы;
  • • газоконденсатные;
  • • газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
  • • нефтяные (с различным содержанием растворенного попутного нефтяного газа).

Нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. В среднем в нефти содержится 82-87 % углерода (С), 11-14 % водорода (Н2) и 0,4-10 % примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальто-смолистые вещества.

Углеводородные газы подразделяются на три группы:

  • • газы, добываемые из чисто газовых месторождений (сухой природный газ, свободный от тяжелых углеводородов);
  • • попутные нефтяные газы, добываемые вместе с нефтью, - физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина;
  • • газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жирного углеводородного конденсата, растворенного в сухом газе.

Под плотностью, или объемной массой тела, понимают отношение массы тела в состоянии покоя к его объему (масса вещества, приходящаяся на единицу объема).

Плотность нефти при нормальных условиях (0,1013 МПа, 0 °С) колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. О качестве нефти в промысловой практике судят по ее плотности. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т. к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций. В связи с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти на поверхности. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет 500 кг/м3 и менее при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

Растворимость газов в нефти. От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: плотность, вязкость, сжимаемость. Сложность состава нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов газонасыщенности нефти. Поэтому газонасыщенность нефти при различных давлениях и температурах обычно определяется по экспериментальным данным. В первом приближении (для небольших давлений и температур) количество растворенного в нефти газа может быть выражено из закона Ген- ри [7]:

Коэффициент пропорциональности а называется коэффициентом растворимости газа. Он показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на единицу. В зависимости от условий растворения и состава газа он изменяется от 0,4*10-5 до 1 * 10-5 Па-1. Со снижением давления до определенного значения (<давление насыщения) растворенный газ начинает выделяться из нефти.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти, - вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости. Динамическая вязкость определяется в соответствии с законом Ньютона:

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения F = 1 Н (Ньютон) на площади S =1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии dy = 1 м с относительной скоростью dv = 1 м/с. Размерность динамической вязкости: [//] = [Па-с] (Паскаль-секунда) (рис. 1.5). Практически вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от десятых долей мПа-с до нескольких сотен мПа-с.

Иллюстрация закона Ньютона

Рис. 1.5. Иллюстрация закона Ньютона

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности. Размерность кинематической вязкости [м2/с].

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Количественной характеристикой упругости является коэффициент сжимаемости (или объемной упругости) нефти - относительное изменение единицы объема пластовой нефти при изменении давления на одну единицу:

Объемный коэффициент пластовой нефти. Объемный коэффициент пластовой нефти - отношение объема нефти в пластовых условиях к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях (0,1013 МПа, 20 °С). Он показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа в пластовой нефти. С другой стороны, высокое пластовое давление обусловливает уменьшение объемного коэффициента, но, так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти. Для всех нефтей b > 1. Наиболее характерные величины 1,2-1,8.

При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой нефти, которое оценивается коэффициентом усадки

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния - аналитическая зависимость, связывающая давление, объем и температуру газа, представленного в виде физически однородной системы при условиях термодинамического равновесия [5]. Для идеальных газов (газ, силами взаимодействия между молекулами которого можно пренебречь) согласно уравнению Менделеева-Клапейрона

где G - масса газа, кг; R - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг-К); V - объем, mj; Р - абсолютное давление, Па; Т - абсолютная температура в градусах Кельвина, К.

Все реальные газы не подчиняются законам идеальных газов. При инженерных расчетах обычно используют уравнение Менделеева-Клапейрона, в которое вводят коэффициент сверхсжимаемости газа Z, учитывающий степень отклонения реального газа от законов идеального [8]:

Вязкость углеводородного газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным.

Динамическая вязкость газа связана с его плотностью р, средней длиной свободного пути Я и средней скоростью молекул v соотношением

Формула (1.22) определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется [5]. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются - с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости.

Пластовые воды [5]. Подошвенными (краевыми) принято называть воды, занимающие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.

Воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. В пористой среде она существует в виде:

  • • капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
  • • адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности частиц пористой среды;
  • • пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;
  • • свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (мениски на поверхности раздела вода-нефть, вода-газ).

Плотность [5] пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей и может достигать 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3.

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7—5,0)*Ю-10 Па-1, а при наличии растворенного газа увеличивается.

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение объема воды в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях. Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Наиболее вязки хлор- кальциевые воды (при одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза). Влияние давления на вязкость воды незначительно. Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >