- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
2.3.2. Вязкость нефти
Вязкость нефти динамическая, кинематическая и условная.
Динамическая вязкость или величина внутреннего трения характеризует подвижность жидкости. В Международной системе за единицу вязкости принят 1 н . сек/м2. Вязкость пластовых жидкостей обычно намного ниже 1 нсек/м2 и поэтому в промысловой практике можно использовать внесистемные дольные единицы вязкости 1 дн . сек/м2, 1 мн . сек/м2, 1 мкн . сек/м2 и т.д. (1 н . сек/м2 = 10 пз (пауз),
1дн . сек/м2 = 1 пз = 10-1 н . сек/м2, 1 мн . сек/м2 = 1 спз = 10-3 н . сек/м2).
Кинематическая вязкость , используется для технических целей, за которую принимают отношение динамической вязкости к плотности , т.е.
(2.2)
В Международной системе (СИ) единицей измерения кинематической вязкости служит 1 м2/сек - 1 м2/сек = 104 ст (стокс).
Иногда для оценки качеств нефти и нефтепродуктов пользуются о т н о с и т е л ь н о й (условной) в я з к о с т ь ю, показывающей, во сколько раз динамическая вязкость данной жидкости больше или меньше динамической вязкости воды при определенной температуре. Измерения ведутся обычно путем сравнения времени истечения из отверстия равных объемов исследуемой жидкости и воды при 200С. Для этой цели пользуются вискозиметрами Энглера. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВУt, где индекс t указывает на температуру опыта.
Принято считать числом градусов условной вязкости при данной температуре t0С отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200см3 испытуемой жидкости при температуре t0С ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 200С.
Связь между кинематической вязкостью, выраженной в Международной системе единиц, и условной вязкостью определяется приблизительной формулой
(2.3)
где - кинематическая вязкость в м2/сек.
Зная плотность жидкости, можно от условной вязкости перейти к динамической.
Динамическая вязкость товарной нефти меняется от 4-5 до 200 мн . сек/м2 (или спз) и более. Вязкость нефти возрастает при уменьшении содержания в них легких низкокипящих фракций. Вязкость нефти сильно падает с повышением температуры.
Для некоторых процессов нефтедобычи важно знать поверхностное натяжение нефти. Величина его на границе нефти с воздухом при стандартной температуре 25-35 мн/м (или дин/см) - 1 дин/см = 10-3 н/м = 1 мн/м.; большие значения относятся обычно к более тяжелым нефтям. Поверхностное натяжение нефтей на границе с водой, как правило, уменьшается, причем обычно тем меньше, чем нефть тяжелее.
В пластовых условиях физические свойства нефти значительно отличаются от свойств ее на поверхности. Это объясняется повышенными давлением и температурой на глубине, а главное, способностью нефти поглощать газ при увеличении давления. С обогащением нефти газом плотность ее уменьшается; с повышением температуры сильно снижается вязкость нефти, т.е. она становится более подвижной. Изменяются и другие ее свойства. Этому же способствует растворение в нефти газа.
2.3.3. Сжимаемость нефти
, (2.4)
где н – коэффициент сжимаемости нефти м2/н; V – изменение объема нефти в м3; р – изменение давления в н/м2; V –исходный объем.
Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти , температуры и абсолютного давления.
Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости - 4710-10 м2/н.
Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости. Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. При падении пластового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться.
Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях, к объему той же нефти при нормальных условиях:
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 сепарированной нефти:
(2.4)
где b — объемный коэффициент пластовой нефти; Vпл.н — объем нефти в пластовых условиях; Vдег.н—объем этой же нефти при атмосферном давлении и t = 20° С после дегазации.
Коэффициент b величина безразмерная и всегда больше единицы.
Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с наличием повышенной температуры и большого количества растворенного газа в пластовой нефти.
На точность определения объемного коэффициента в лаборатории при разных условиях дегазации влияют температурные условия. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти, уменьшается, что приводит к занижению объемного коэффициента нефти. Некоторые пластовые нефти имеют объемный коэффициент выше трех. Например, нефти месторождения Мамау (США) обладают коэффициентом b = 3,5.
В нефтепромысловой практике при расчетах используют такой параметр, как коэффициент усадки величину, обратную объемному коэффициенту нефти.
Усадка нефти
(2.5)
Иногда усадку u относят к объему нефти на поверхности:
u = (b – 1) 100% (2.6)