Социально-экономические параметры

Социально-экономические параметры связаны с социальным и экономическим развитием общества и в основном устанавливаются решениями и постановлениями директивных органов.

2.4. Основные свойства нефти

Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t = 0 °С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82–87 % углерода (С), 11– 14 % водорода (Н) и 0,4–1,0 % примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти, в зависимости от температуры, из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40–200 °С – бензиновые, 150–300 °С – керосиновые, 300–400 °С– соляровые, при 400°С и выше– масляные.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 850кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

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.

22

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с.

Размерность динамической вязкости: µ = Па·с. (Паскаль·секунда). Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па·с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей 1мПа·с. Так, вязкость пресной воды при температуре +20 °С составляет 1 мПа·с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от единиц до нескольких сотен

мПа·с (0,1–0,2 Па·с) и более.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости

кплотности, измеряется в м2/с.

Сповышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается. На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

2.5. Пластовые нефти

Газожидкостная смесь углеводородов (УВ) состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.

Взависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ,

атакже различных примесей, нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

23

Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т. Растворимость газа – это максимальное количество газа, кото-

рое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300– 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30–100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8–10 м3/м3.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Промысловым газовым фактором называется количество газа в м3, приходящееся на 1 м 3 (т) добытой нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и нефтяного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором – недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:

24

βн = (1/V) (ΔV/Δp),

где ΔV – изменение объема нефти, V – исходный объем нефти, р – изменение давления. Размерность βн – 1/Па, или Па–1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1–5) 10–3 МПа–1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом приразработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

bн = Vпл.н/Vдег = ρн/ρпл.н,

гдеVпл.н – объем нефти в пластовых условиях; Vдег – объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и

t = 20°С; ρпл.н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн – плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти.

Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2–3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2–1,8.

Объемный коэффициент пластовой нефти используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости газа в уравнение для определения геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах.

25

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U:

U = (bн – 1)/bн·100.

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2–1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 300–400 кг/м3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1000 кг/м3.

По плотности пластовые нефти делятся на:

–легкие с плотностью менее 850 кг/м3;

–тяжелые с плотностью более 850 кг/м3.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые – низким.

Вязкость пластовой нефти µн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского – 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

По величине вязкости различают нефти:

снезначительной вязкостью –µн < 1 мПа с; маловязкие –1 < µн ≤ 5 мПа с;

сповышенной вязкостью –5 < µн ≤ 25 мПа с; высоковязкие –µн > 25 мПа с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложени-

ях Северного Кавказа 0,2–0,3 мПас; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири – 1–5 мПас; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области – 5–25 мПа с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПас, а нефть Ярегского месторожде-

ния в Коми (добываемая шахтным способом)– 2000–2200 мПас. Вязкость нефти – очень важный параметр, от которого суще-

ственно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и

26