- •Введение
- •1 Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.1 Виды пористости
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.4 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5 Зависимость проницаемости от пористости
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10 Карбонатность горных пород
- •1.11 Набухаемость пластовых глин
- •1.12 Механические свойства горных пород
- •1.13 Тепловые свойства горных пород
- •2 Состав и физико-химические свойства природных газов и нефти
- •2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3 Фазовые состояния углеводородных систем
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.2 Схема фазовых превращений двух – и многокомпонентных
- •3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4 Состав и физико-химические свойства пластовых вод
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.3 Жесткость пластовых вод
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.2 Вязкость
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •5.5 Кинетический гистерезис смачивания
- •5.6 Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •6 Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •6.1 Источники пластовой энергии
- •6.2 Силы, действующие в залежи
- •6.3 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
- •6.4 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •6.5 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •6.6 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •6.7 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •7. 1 Методы увеличения извлекаемых запасов нефти
- •7.2 Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •7.3 Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •7.4 Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи
- •7.5 Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •7.6 Щелочное и термощелочное заводнение
- •7.7 Мицеллярные растворы
- •7.8 Термические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •7.9 Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
- •Содержание
- •Физика пласта
2.2.2 Физико–химические свойства нефти
Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти.
При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Рассмотрим их подробнее.
2.2.2.1 Плотность нефти
Плотность характеризует количество покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см3; кг/м3]:
ρ = m / V. (2.41)
Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.
Под относительной плотностью (ρо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρВ), определенной при 4 оС:
ρо = ρн / ρВ. (2.42)
Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.
Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотностью 900-950 кг/м3. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.
Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением
ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], (2.43)
где ρ20 – плотность нефти при 20оС;
ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 2.6).
Таблица 2.6 - Значения коэффициента объёмного расширения
ρ, кг/м3 |
ζ, 1/оС |
ρ, кг/м3 |
ζ, 1/оС |
800-819 |
0,000937 |
900-919 |
0,000693 |
820-839 |
0,000882 |
920-939 |
0,000650 |
840-859 |
0,000831 |
940-959 |
0,000607 |
860-879 |
0,000782 |
960-979 |
0,000568 |
880-899 |
0,000738 |
980-999 |
0,000527 |
Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20 оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10 оС?
Решение. Воспользуемся выражением (2.43), получим
Ρ10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м3.
Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.
Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:
ρ (Р) = ρ20 · [1 + β · (Р – 1)], (2.44)
или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (2.45)
где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;
β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;
К – модуль упругости нефти, Па.
Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 109 Па.
Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?
Решение. Воспользуемся формулой (2.45) и получим:
Ρ6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.
Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис.2.13) и температур, количества растворённого газа.
Рисунок 2.13 – Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления
С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления, равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.
С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.
С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.
В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.