Рост газонасыщенности пород, так же как и уменьшение влажности,

сопровождается уменьшением теплопроводности.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других терми­ ческих свойств пород определяется соотношением

а = АУср,

где а — коэффициент температуропроводности, м2/с; X — коэффициент теплопроводности, Вт/(м*град); с — удельная массовая теплоемкость,

Дж/(кг град); р —плотность породы, кг/м3.

Температуропроводность горных пород повышается с увеличением по­ ристости и влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водо­ насыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Темпера­ туропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород несколько выше, чем поперек напластования.

Состав и физические свойства пластовых флюидов и минерализация подземных вод

Пластовые воды весьма существенно влияют на качественные и коли­ чественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цемен­ тировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды — постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют важную роль в поис­ ках, формировании и разработке залежей.

Вода различается по наличию растворенных в ней примесей и солей. По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горя­ чие. Температура воды существенно влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизон­ тов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредствен­ но в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей струк­ туры.

При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание глав­ ных шести ионов, pH, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов — бактериоло­ гический или микробиологический. Минерализация вод нефтяных место­ рождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Ее оценивают по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С. По размеру сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей 1 г/л), слабосолоноватые (1 —5 г/л), солонова­ тые (5-10 г/л), соленые (10-50 г/л), рассолы (50 г/л).

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион С1 , сульфат-ион SO2 , гидрокарбонатный и карбонатный ионы НСО3 и СО3', а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия Na , кальция Са , магния Мд2+ железа Fe2+ и Si0 2 (в коллоидном со­

стоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды — ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в экви­ валентную следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) раз­ делить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выра­ жены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100 %.

Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повы­ шенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной зале­ жи — нафтеновых кислот. По их химическому составу это обычно хлорид- но-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбо- натно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.

При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйствен­ ных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под кото­ рой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Ca(HC03)2, Mg(HC03)2, CaSOH, СаС03, СаС12, МдС12. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Мд. постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Мд, за исклю­ чением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Мд. Временная жесткость воды может быть найдена по разности об­ щей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью. По О.А. Алексину, природные воды по жесткости разделяются на следующие типы: очень мягкие, умеренно жесткие, жесткие и очень жесткие.

В связи с большим разнообразием природных вод многими исследова­ телями были предложены различные системы классификации вод на осно­ ве тех или иных признаков. Большинство классификаций основано на хи­ мическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компонентами растворенных в воде веществ. Наиболее инте­ ресные классификации предложены В.И. Вернадским, В.А. Александровым, В.А. Сулиным, Пальмером.

В основу классификации пластовых вод по Пальмеру положено соот­

Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторич­ ная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность.

В соответствии с классификацией природных вод по В.А. Сулину, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, последние под-

разделяются на четыре генетических типа: I — сульфатно-натриевые; II — гидрокарбонатно-натриевые; III — хлормагниевые; IV — хлоркальциевые. Принадлежность воды к определенному генетическому типу устанавливают по отношению эквивалентов отдельных ионов.

Согласно классификации природных вод по В.А. Сулину, каждый тип вод подразделяется на группы: А — гидрокарбонатные, Б — сульфатные, В — хлоридные. Группы, в свою очередь, подразделяются на классы и под­ группы. Воды относят к определенной группе и подгруппе на основании отношения эквивалентов отдельных ионов.

Вбольшинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых

ижирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

Физические и физико-химические свойства пластовых флюидов нефти

В пластовых условиях газ, нефть, вода и их смеси в зависимости от их состава, температуры и давления могут находиться в газообразном, жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Газ в большом количестве, а также часть жидких углеводородов в виде паров могут находиться в верх­ ней части структуры.

Высокие давления увеличивают плотность газа, и в сжатом газе соз­ даются условия для растворения нефти. При значительном количестве газа вся нефть может оказаться растворенной. Если же газа мало по сравнению с объемом нефти, то при достаточно высоком давлении газ может полно­ стью раствориться в нефти, образуя однофазную (жидкую) смесь. Поэтому газонефтяные залежи разделяются на чисто газовые, газонефтяные (с газо­ вой шапкой и нефтяной оторочкой), нефтяные (с различным содержанием попутного газа) и газоконденсатные.

Впластовых условиях физико-химические свойства нефтей определяют­ ся их химическим составом, что обусловливает некоторые особенности экс­ плуатации нефтяных месторождений (наличие парафина, смол, ПАВ и т.д.).

По элементарному составу большинство нефтей более чем на 99 % со­ стоят из углерода и водорода. Присутствуют также кислород, азот, сера (иногда в больших количествах), в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний.

Внефтях наиболее широко представлены углеводороды метанового или парафинового ряда (СлН2л+2) и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СлН2л). Почти всегда в нефтях присутствуют ароматические угле­ водороды. Количество нафтеновых кислот, асфальтенов, смол незначитель­ но. На свойства поверхностей раздела в пласте и на распределение жидко­ стей и газов в поровом пространстве пласта существенно влияют наличие кислорода и серосодержащие вещества, что обусловливается высокой по­

верхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих со­ единений нефти.

Парафин не растворяется в воде, но растворяется в эфире, хлорофор­ ме, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблет­ ся от 907 до 915 кг/м3 при температуре 15 °С.

Парафины имеют состав Ci7 —С35 с температурой плавления 27 —71 °С. Нефтяные церезины имеют состав Сзб—С55; температура их плавления 65— 88 °С. Церезин и парафин имеют различные химические свойства. В неф­ тепромысловой практике известно несколько различных способов преду­

преждения отложений парафинов на стенках труб и борьбы с этим ослож­ нением.

Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафте­ новые и жирные кислоты, фенолы). Нафтеновые кислоты (их содержание в нефтях не превышает 2 %) имеют общую эмпирическую формулу СлН2л-202. Они представляют собой либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде и имеющие высокую плотность. В при­ сутствии воды при повышенной температуре нафтеновые кислоты вызы­ вают коррозию оборудования.

Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 5—10 % от содержания нафтеновых кислот.

Нефти СНГ содержат серу в количестве от долей процента до 5—6 %. Она входит в состав различных сернистых соединений, но встречается и в свободном состоянии. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны (R = SH), сульфиды, дисульфиды и др. Все эти сое­ динения в нефти —вредные примеси.

Асфальтосмолистые вещества нефти в нефтях содержатся в пределах от 1 до 40 %. Это высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот. Составляющие асфальтосмолистых веществ различаются по физическим свойствам. Плотность асфальтосмолистых веществ нефти колеблется от 1000 до 1070 кг/см3.

По содержанию серы нефти делятся на два класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %) и сернистые (содержание серы пре­ вышает 0,5 %).

Нефть обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Она определяется коэффициентом сжимаемости рн (м2/Н):

где V — исходный объем нефти, м3; AV — изменение объема нефти, м3; Ар —изменение давления, Н/м2.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости (4—7)-10“ 10 м2/Н. Нефти со значитель­ ным содержанием растворенного газа характеризуются повышенным ко­ эффициентом сжимаемости.

Вязкость нефтей уменьшается с увеличением количества газа, темпе­ ратуры; увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Практические значения вязкости нефтей в пластовых условиях различных месторождений изменяются в широких пределах: от многих сотен мН-с/м2 до десятых долей мН-с/м2 (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза).

Газы. В нефтяном месторождении совместно с нефтью содержится газ; он может быть в растворенном состоянии или в виде свободного газа. Эти газы называются попутными (нефтяными). Углеводородные газы, зале­ гающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свобод­ ными), а месторождения —чисто газовыми.

Известны залежи с растворенным газом в пластовых водах; они пока практически не разрабатываются (кроме Японии и Китая).

хом, °С

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы (Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов).

1. Метановые парафиновые углеводороды (алканы) с общей формулой СпНгп+2- Это предельные насыщенные соединения. Эти газы, как правило, состоят на 90—98 % из метана (СН4). Среди тяжелых газообразных углево­ дородов в составе природного газа преобладают этан и пропан; в меньших количествах содержатся бутан, пентан, гептан и более тяжелые углеводо­ роды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, и их называют гомологами метана. Бутан и более тяжелые углеводороды имеют изомеры. Некоторые физико-химические свойства алканов приведены в табл. 2.1.

2. Нафтеновые углеводороды — алкены (цикланы) с общей формулой CnH2n- Это непредельные соединения. Но благодаря замыканию углеводо­ родной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер. Среди тяжелых газообразных углеводородов непредельные углеводороды (алкены) обнару­ живаются в виде следов или в небольших количествах. Среди них часто встречается этилен С2Н2. В эту же группу входят пропилен С3Н6 и бутилен С4Н8. При атмосферном давлении все они газы.

3. Ароматические углеводороды, или арены, с простейшей формулой СлНгп-б содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Они часто входят в состав конденсата газоконденсатных месторождений.

Природные газы состоят из углеводородов метанового ряда, а также азота (N2), углекислого газа (С02), сероводорода (H2S), инертных газов: ге­ лия (Не), аргона (Ат), криптона (Кг), ксенона (Хе); ртути. Содержание мета­ на часто превышает 85 —98 %. Содержание азота в природном газе не пре­ вышает 10 % (обычно 2—3 %); содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10 —25 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 20 % (иногда больше).

Природные газы подразделяют на:

сухой газ с небольшим содержанием тяжелых углеводородов, добы­ ваемый из чисто газовых месторождений;

смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и га­ зового бензина, добываемую вместе с нефтью;

сухой газ и жидкий углеводородный конденсат, добываемые из газо­ конденсатных месторождений. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, являющихся ценнейшим сырьем нефтехимической и химической промышленности.

Метан очень устойчив. Он может сохраняться без изменений сотни миллионов лет. При утечке метана и достижении его концентрации (по объему) в воздухе 5,35 % любая искра вызывает взрыв. Метан и его гомо­ логи растворяются в воде и нефти. Его растворимость растет с повышени­ ем давления. Вязкость газов в зависимости от изменения параметров, ха­ рактеризующих их состояние, изменяется сложным образом. Динамиче­ ская вязкость ц газа связана с его плотностью рг, средней длиной свободно­ го пути X и средней скоростью молекул v :

\х= pv^/3.

Эта формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры, так как при повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается постоянной. С увеличением температуры вязкость газа возрастает.