Физико-химические свойства пластовых флюидов

Отношение объёма газа V_Г, выделяющегося из пластовой нефти в результате её однократного разгазирования до атмосферного давления при температуре +20^оС, к объёму оставшейся сепарированной нефти V_КОН называется газосодержанием нефти Г_о (м³/м³):

Газосодержание нефти ещё называют газовым фактором, может измерятся также в м³ на 1 т разгазированной нефти.

Растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде (до 500 и более м³/м³ нефти).

Коэффициент растворимости – количество газа, растворяющегося в единице массы или объема нефти при увеличении давления на 1 ат. С увеличением молярного веса газа коэффициент растворимости возрастает. Так, растворимость пропана при температуре +30^оС в 21 раз больше, чем метана. С повышением температуры растворимость газа в нефти уменьшается. Так, при температуре +150^оС растворимость пропана только в семь раз больше метана.

В нефти растворяются также азот, углекислый газ, сероводород. Из этих компонентов хуже растворяется азот, лучше – углекислый газ. Причём, коэффициент растворимости углекислого газа в 3,5 раза больше, чем метана.

Удаление газа из нефти приводит к снижению объёма. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему после полной дегазации называется объёмным коэффициентом нефти b:

Для нефти в пластовых условиях объёмный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле:

Обычно объёмный коэффициент нефти находится в пределах от 1,08 до 1,5, но иногда, при большом газовом факторе, может достигать величины 3,5 и выше.

Для пластовой воды объёмный коэффициент находится в пределах от 0,99 до 1,06.

С объёмным коэффициентом связана усадка нефти – это процент уменьшения объёма пластовой нефти после дегазации:

Жидкие нефть и вода уменьшают свой объём под действием давления, что характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объёма жидкости к произведению её первоначального объёма на изменения давления:

Коэффициент сжимаемости для воды составляет (4…5)∙10^-5 1/МПа, для дегазированной нефти (4…7)∙10^-4 1/МПа. Пластовые нефти хорошо сжимаемы, поэтому для них величина β может достигать 140^-4 1/МПа.

Плотность нефти зависит от её химического состава, температуры, давления, количества растворённого газа. Чем больше в нефти смолисто-асфальтовых веществ и серы, тем выше плотность и тем темнее цвет. С повышением давления плотность нефти увеличивается. С повышением температуры и количества растворённых газов плотность уменьшается. Плотность разгазированной нефти при давлении 1 ат и температуре +20^оС обычно находится в пределах 750…940 кг/м³. Западно-сибирская нефть (товарная марка Siberian Light), например, имеет плотность 830…850 кг/м³.

Плотность нефти с растворённым в ней газом определяется по уравнению:

где ρ_нг – плотность нефти с растворённым газом, кг/м³;

b – объёмный коэффициент нефти;

ρ_н – плотность нефти при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

ρ_г – плотность попутного нефтяного газа при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

Г_о – газосодержание нефти, м³/м³.

Плотность разгазированной нефти при температуре, отличной от 20^оС, рассчитывается по формуле:

где ρ_t – плотность нефти при расчётной температуре t, кг/м³;

ρ_н – плотность нефти при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

t – расчётная температура, ^оС;

- коэффициент термического расширения нефти, 1/^оС.

Если плотность нефти находится в пределах 780…860 кг/м³, коэффициент термического расширения определяется по уравнению:

При плотности нефти в пределах 860…960 кг/м³:

Вязкость нефти зависит от температуры, давления, химического состава и количества растворённых газов так же, как и плотность. С увеличением температуры вязкость нефти уменьшается, с увеличением давления увеличивается. Чем больше высокомолекулярных углеводородов (смол, асфальтенов) в нефти, тем больше вязкость.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. В инженерных расчётах обычно применяют динамическую и кинематическую вязкость.

Единицей измерения динамической вязкости μ может быть паскаль в секунду (Па∙с), миллипаскаль в секунду (мПа∙с), пуаз (П), сантипуаз (сП), которые взаимосвязаны следующим образом:

1 П = 0,1 Па∙с

1 П = 100 сП

1 сП = 1 мПа∙с

Кинематическая вязкость ν – отношение динамической вязкости нефти к её плотности при той же температуре:

Единицей измерения кинематической вязкости может быть квадратный метр на секунду (м²/с), стокс (Ст), сантистокс (сСт):

1 Ст = 10^-4 м²/с

1 Ст = 100 сСт

1 сСт = 1 мм²/с = 10^-6 м²/с

Кинематическая вязкость изменяется в довольно широких пределах для различных месторождений – от 2 до 300 сСт при 20^оС, но для большинства нефтей она составляет 4…40 сСт. Смесь западно-сибирских нефтей, например, имеет при 20^оС кинематическую вязкость около 13∙10^-6 м²/с (13 сСт), динамическую 0,0109 Па∙с (10,9 сП).

Зная значения динамической вязкости при температурах 20 и 50^оС, можно определить вязкость при другой температуре по уравнению:

где μ_t – динамическая вязкость при расчётной температуре t, мПа∙с;

μ₂₀ – динамическая вязкость при температуре 20^оС, мПа∙с;

μ₅₀ – динамическая вязкость при температуре 50^оС, мПа∙с;

t – расчётная температура, ^оС.

Если известно только одно экспериментальное значение динамической вязкости нефти при температуре t_о, то значение её при другой температуре t можно определить по формуле:

где μ_t – динамическая вязкость нефти при температуре t, мПа∙с;

μ_tо – динамическая вязкость нефти при температуре t_о, мПа∙с;

χ – показатель степени:

а и С – эмпирические коэффициенты.

Если вязкость нефти до 10 мПа∙с, то С=1000, а=0,76∙10^-3.

Если вязкость нефти от 10 и выше мПа∙с, то С=100, а=1,44∙10^-3.

При отсутствии экспериментальных данных динамическую вязкость можно определить по плотности нефти. Если плотность нефти находится в пределах 845…924 кг/м³:

Если плотность находится в пределах 780…845 кг/м³:

где μ – динамическая вязкость нефти при 20^оС, мПа∙с;

ρ – плотность разгазированной нефти 20^оС, кг/м³.

Пластовая нефть из-за наличия растворённых газов имеет вязкость значительно ниже (иногда в 10…20 раз), чем разгазированная нефть. Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения:

где μ_нг – вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t, мПа∙с;

μ_t – вязкость разгазированной нефти при температуре t, мПа∙с;

А и В – эмпирические коэффициенты, которые зависят от газонасыщенности нефти Г_о:

где Г_о – газонасыщенность нефти, м³/м³.

Средняя молекулярная масса большинства нефтей оставляет 200…300 кг/кмоль. Молекулярную массу разгазированной нефти можно рассчитать по формуле:

где М – молекулярная масса нефти, кг/кмоль;

ρ – плотность нефти при 20^оС, кг/м³;

μ – динамическая вязкость нефти при 20^оС, мПа∙с

Молекулярная масса пластовой нефти (насыщенной газом) определяется следующим образом. Если μ_НГ менее 1,5 мПа∙с:

Если μ_НГ от 1,5 мПа∙с и более:

где М_НГ – молекулярная масса нефти, насыщенной газом, кг/кмоль;

ρ_НГ – плотность газонасыщенной нефти, кг/м³;

μ_НГ – динамическая вязкость газонасыщенной нефти, мПа∙с.

Или по следующим формулам:

где ρ_н и ρ_г – плотность нефти и газа, кг/м³;

М_Н – молекулярная масса разгазированной нефти, кг/кмоль;

М_Г – молекулярная масса газа, кг/ кмоль.

Теплоёмкость нефти определяется по формуле:

где с – теплоёмкость нефти, Дж/(кг∙К);

ρ – плотность нефти при 20^оС, кг/м³;

t – расчётная температура, ^оС.

Пластовые воды нефтяных месторождений – это неотъемлемая часть продукции скважин и представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно пластовые воды содержат

ионы растворимых солей:

анионы ;

катионы и др.;

ионы микроэлементов и др.;

коллоидные частицы ;

растворённые газы и др.;

нафтеновые кислоты, соли нафтеновых и жирных кислот, фенолы и другие органические соединения.

Количество пластовой воды в продукции скважин по мере разработки месторождений постепенно увеличивается и может доходить до 95% и более.

Под минерализацией пластовых вод понимают содержание растворённых минеральных солей. Минерализация измеряется в г/л и по её степени пластовые воды делятся на 4 группы:

пресные (до 1 г/л),

солоноватые (1…10 г/л),

солёные (10…50 г/л),

рассолы (более 50 г/л).

По В.И.Вернадскому природные воды делятся на три группы в зависимости от массовой концентрации солей:

пресные (0,001…0,1% масс.),

минерализованные (0,1…5% масс.),

рассолы (5…35% масс.).

В состав солей входит в основном хлорид натрия NaCl, содержание которого в суммарном объёме может достигать 80…90% масс. и более. О количестве растворенных солей можно судить по плотности воды.

В зависимости от соотношения между общей жёсткостью воды и содержанием в ней ионов нефтепромысловые сточные воды делятся на два вида:

жёсткие или хлоридно-кальциевые. В них много ионов , может быть . Показатель рН = 4…6, плотность до 1200 кг/м³;

щелочные или гидрокарбонатно-натриевые. В этих водах основные ионы . В отличие от жёстких вод они содержат ионы , а ионов мало. В целом эти воды меньше минерализованы, плотность их не превышает 1070 кг/м³, рН ≥ 8.

Из газов лучше всего в пластовой воде растворяются . Причём, растворимость диоксида углерода примерно в 18 раз больше, чем углеводородов, а растворимость сероводорода примерно в три раза больше диоксида углерода.

Плотность пластовой воды в зависимости от её минерализации рассчитывается по формуле:

где ρ_ПВ – плотность пластовой воды, кг/м³;

ρ_В = 998,3 кг/м^{3 -} плотность дистиллированной воды при 20^оС;

S – содержание солей в растворе, кг/м³ (г/л).

Газ, извлекаемый вместе с нефтью, называется попутным нефтяным газом. Он состоит из предельных парафиновых углеводородов от метана СН₄ до гексана С₆Н₁₄ и выше (иногда до декана С₁₀Н₂₂).

Основное содержание обычно приходится на углеводороды от метана до бутана. Содержание углеводородов от гексана и выше, как правило, составляет от десятых долей до нескольких процентов. В общем случае, с увеличением молекулярной массы углеводорода его содержание в попутном газе снижается.

Чем больше в попутном нефтяном газе метана и этана, тем он легче. В зависимости от суммарного количества углеводородов от пропана и выше (С₃₊) нефтяные газы делятся на тощие и жирные. Тощий газ содержит С₃₊ менее 60 г/м³, жирный – более 60…70 г/м³.

Кроме парафиновых углеводородов попутный нефтяной газ, как правило, содержит диоксид углерода CO₂ (от десятых долей до нескольких процентов), молекулярный азот N₂ (в таких же пределах), пары воды. В зависимости от месторождения, в попутном газе могут присутствовать также сероводород Н₂S, инертные газы гелий Не и аргон Аr.

Геологические запасы нефти в залежи – это объём нефти, залегающий в порах пласта:

где G – геологические запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h_ЭФ – эффективная мощность пласта, м;

ε_ЭФ – коэффициент эффективной пористости породы;

m – коэффициент нефтенасыщенности пласта;

ρ_Н – плотность нефти при нормальных условиях, кг/м³;

b – объёмный коэффициент нефти.

Промышленные запасы нефти – это объём нефти, извлекаемый при наиболее полном и рациональном использовании современных технологий.

Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества добытой нефти из пласта к её геологическим запасам.