Соотношение между единицами давления

Единица	МПа	бар	кгс/см2	Ib/in2 (psi)	мм рт.ст.	мм вод.ст.
МПа	1	10	10,2	1,45102	7,5024103	1,02105
бар	0,1	1	1,02	14,5	7,5024102	1,02104
кгс/см2	9,8110-2	0,981	1	14,22	7,35102	104
Ib/in2 (psi)	6,8910-3	6,8910-2	7,030710-2	1	52,2	7,0307102
мм рт.ст.	1,3310-4	1,3310-3	1,3610-3	1,93410-2	1	13,6
мм вод.ст.	9,8110-6	9,8110-5	10-4	1,42210-3	7,3510-2	1

Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях, к объему той же нефти при нормальных условиях. Коэффициент b – величина безразмерная и всегда больше единицы. В нефтепромысловой практике при расчетах используют такой параметр, как коэффициент усадки – величину, обратную объемному коэффициенту нефти.

Нефтяной газ является неотъемлемой частью продукции скважин. Его количество оценивается газовым фактором Г – по объемам извлекаемых газа V_г и нефти V_н, приведенным к нормальным условиям. Различают объемный Г = V_г/V_н = [м³/м³] и массовый Г = V_г/(V_н_н) = [м³/т] газовые факторы.

Состав и свойства нефтяного газа зависят от принятой технологии сепарации нефти.

Нефтяной газ состоит из смеси различных углеводородов метанового ряда от С₁ до С₄ и выше. Среди неуглеводородистых газовых веществ встречается азот, углекислый газ, сероводород, водород, аргон, неон и др.

По содержанию углеводородов метанового ряда С₃ и выше нефтяные газы классифицируются на: легкие (до 50 г/м³), средние (50-400 г/м³) и жирные (более 400 г/м³).

В зависимости от количественного содержания в газах сульфида водорода Н₂S, СО₂ и паров воды различают нейтральные и кислые, а также сухие и влажные газы. Остаточное содержание сероводорода в нефтяном газе, используемом в бытовых целях, не должно превышать 0,002 %.

Предельно допустимая концентрация Н₂S в воздухе рабочей зоны 0,01 мг/л.

Вода в различных видах и модификациях, значительно отличающихся по своим физико-химическим свойствам, содержится в нефтяных коллекторах наряду с углеводородами.

Физически связанная вода находится в виде пленок на частицах горных пород и тесно соединена молекулярными силами притяжения. Такую воду называют погребенной, остаточной, реликтовой. Физически связанная вода не перемещается в капиллярах и не может быть добыта обычными способами. Она имеет высокую плотность ( = 1,710³ кг/м³), низкую температуру замерзания (–75 С). Ее можно удалить при нагревании до 105-110 С. Содержание связанной воды колеблется в широких пределах: от нескольких процентов до 70 %. С увеличением количества глинистого материала в породе содержание физически связанной воды возрастает. Количество физически связанной воды необходимо знать для оценки абсолютных запасов нефти и при искусственном воздействии на залежь с целью увеличения нефтеотдачи.

Химически связанная вода входит в состав кристаллической решетки, ее еще называют кристаллизационной. Такая вода характерна для гипса СаSО₄2Н₂О. Как правило, она удаляется при температуре 200-600 С, при этом происходит ослабление или разрушение минерала.

Свободная вода удерживается силами капиллярного поднятия и в виде гравитационной воды, содержащейся в крупных порах и перемещающейся под действием сил тяжести или давления. Свободная вода может притекать к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике эту воду называют пластовой.

Пластовые воды относят к сложным псевдостабильным системам, равновесное состояние которых нарушается с изменением пластовых условий. Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, зависит от геологического возраста, химического состава эксплуатируемого коллектора, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой температуры и давления.

Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах, – это плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению).

Общая минерализация пластовых вод – это количество солей, растворенных в 1 л воды. В зависимости от общего содержания солей и плотности условно выделяют три группы пластовых вод (табл.1.2).

Таблица 1.2