НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Коэффициент сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа.
Приведенные давление рпр и температуру Гдр выражают в долях от критического давления рщ, и температуры Ткр и
для однокомпонентного газа рассчитывают из уравнений:
Pnp=P/Pкp^ 7пp=777кp.
где р и Т - конкретные давление и температура, для которых определяется г.
Критическая температура Т^р - это такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость, как бы велико
ни было давление. Давление, соответствующее точке критической температуры, называется критическим давлением или, иначе говоря, это предельное давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в • жидкое состояние. Для углеводородных газов, представляющих собой смесь отдельных компонентов, величины Дд, и Т^р находят как средние арифметические из их значений для каждого компонента. Эти
средние называют псевдокритическими давлением Дпф и температурой Тпкр (табл.8).
Таблица 8 Пример расчета псевдокритических давлений и температур
Компо |
Содер |
Критические |
Псевдокритич |
||
нент |
жание |
|
|
|
|
давлени |
темпера |
давле |
темпер |
||
|
ком- |
|
|
|
|
Мета |
92,6 |
4,58 |
190,5 |
4,240 |
176,40 |
н |
1,6 0,4 |
4,82 |
305,28 |
0,077 |
4,88 |
Этан |
2,2 3,2 |
4,20 |
369,78 |
0,017 |
1,48 |
|
|
|
|
|
|
Сумм |
100 |
|
|
4,521 |
207,15 |
Приведенные давление и температуру смеси углеводородных газов определяют из уравнений: Рпр^ Pпкp=P' ^Ркр •х!''
^1?= 777пкp=7727кp,•x/- W Дер, и Ткр^. критические давление и температура ;-го компонента; х,- доля ;-го компонента в объеме смеси (доли единицы).
- 109-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Приведенные давление и температуру для смесей газов часто называют псевдоприведенными.
Если известен объем газа VQ при нормальных условиях (рц и
Ту), то объем его при других давлениях и температурах (р и Г) с учетом сжимаемости можно рассчитать на основе закона ГейЛюссака:
., .. т PQ
TO P
где Гд равно 293 К; д =0,103 МПа.
Для перехода от объема, занимаемого газом в нормальных условиях, к объему, занимаемому им в пластовых условиях, пользуются объемным коэффициентом пластового газа, by
числено равным объему, который занял бы 1 м3 газа в пластовых условиях V^.:
Ро 0,000378 г
Р
где Дпл и Тпл - пластовые давление и температура.
Объемный коэффициент газа всегда значительно меньше единицы, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.
5.3. Свойства нефти
Нефть - горючее ископаемое, сложная смесь главным образом углеводородов (УВ) с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых и азотистых соединений, обычно представляющее собой маслянистую жидкость красно-
коричневого, |
иногда |
почти |
черного |
цвета, |
существенно |
изменяющее физические |
и технологические свойства |
в зависимости |
|||
от химического состава. |
|
|
|
|
|
Высокомолекулярные |
органические соединения |
существенно |
|||
влияют на характер перемещения УВ по пластам в процессе разработки залежей. К ним относятся нафтеновые кислоты с общей формулой СдНзд-чСООН (п=5,6,9), смолы, асфальтены, парафин и др. В виде микрокомпонентов в связанной форме присутствуют хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций,
110-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
магний, ванадий, никель, свинец, железо и пр. Всего в нефтях установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03 %.
Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому.
По содержанию серы нефти делятся на классы: малосернистые (серы до 0,5 %), сернистые (0,51-2,0 %) и высокосернистые (более 2,0 %); по содержанию смол - на подклассы: малосмолистые (смол менее 18 %), смолистые (18-35 %) и высокосмолистые (более 35 %); по содержанию парафина - на типы:
малопарафинистые (парафина менее 1,5 % по массе), парафинистые (1,51-6,0 %) и высокопарафинистые (более 6 %).
При оценке общего содержания парафина в нефти необходимо знать давление и температуру его кристаллизации, так как в процессе разработки при изменении пластовых давления и температуры парафин может выпадать и осаждаться в поровом пространстве, ухудшая фильтрационные свойства пласта-коллектора.
Плотность нефти - масса ее в единице объема V:
(5.3)
Единица плотности - кг/м3.
Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Обычно равна 400-800 кг/м3 и с увеличением содержания газа в нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20-40 % и более.
По плотности пластовые нефти делятся на легкие (менее 0,850 г/см3) и тяжелые (более 0,850 г/см3). Нефти плотностью выше 1 г/см3 называются мальтами.
В России плотность нефтей и нефтепродуктов определяется при температуре 20°С и соотносится с плотностью дистиллированной воды при 4°С (относительная плотность р]°).
Плотность нефти в пластовых условиях приближенно можно оценить по формуле
/Ы=(/?сеп+0>5(7д.)/&, |
(5.4) |
где р[щ и /?деп - плотности пластовой и сепарированной
нефти, кг/м3; G - объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти, мЭ/м3; ру - относительная плотность газа; b - объемный коэффициент пластовой нефти.
111
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную (условную) вязкость нефти.
В Международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость ^ измеряется в Па-с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(с-м) на 1 м2 слоя действует сила трения 1 Н.
Кинематическая вязкость v представляет собой отношение динамической вязкости TJ к плотности р. Единица
измерения кинематической вязкости - м2/с.
Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости жидкости к вязкости дистиллированной воды (вязкость которой при 20°С равна 1,0008 мПас). Ее определяют вискозиметром Энглера и измеряют в °ВУ.
По относительной вязкости вычисляют кинематическую v по формуле Уббелоде:
1'=0,0713-°ВУ-Т-0,0631/°ВУ (5.5)
Зная плотность нефти, по формуле //= v/ p находят ее динамическую вязкость при температуре т.
Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.
Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПас и более. Наиболее распространены значения 0,8-50 мПа-с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов, особенно высокомолекулярных; возрастает с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота.
Различают нефти: с незначительной вязкостью [/.i < 1 мПа-с), маловязкие (1< ^ <5 мПас), с повышенной вязкостью (5< p <25 мПа-с)
и высоковязкие (^ > 25 мПа-с).
При фильтрации в пористой среде обычных жидкостей предполагается соблюдение линейного закона трения Ньютона, когда касательные напряжения сдвига прямо пропорциональны градиенту скоростей движения слоев жидкости относительно друг друга. Зависимость скорости фильтрации v от градиента давления grad p имеет форму прямой линии, проходящей через начало координат. Жидкости, подчиняющиеся закону Ньютона, называются ньютоновскими.
112-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
При разработке многих месторождений СНГ установлено нарушение прямолинейного закона трения Ньютона. Зависимость скорости фильтрации от градиента давления имеет вид выпуклой кривой по отношению к оси градиента давления. Такие жидкости обладают структурно-механическими свойствами и называются вязкопластичными, или неньютоновскими.
Вязкопластичные нефти в состоянии равновесия при малых
градиентах |
давления |
обладают |
некоторой |
пространственной |
||
структурой, |
образованной |
|
коллоидными |
частицами |
||
асфальтосмолистых |
веществ, |
и |
способны |
|
сопротивляться |
|
сдвигающему напряжению. С увеличением градиента давления структура нефтей начинает разрушаться, и при достижении определенного напряжения сдвига они начинают течь, как ньютоновские жидкости.
Вязкопластичные, или неньютоновские, свойства нефти в пласте проявляются при значительном содержании асфальтенов и смол, при начале кристаллизации парафина в нефти (когда пластовая
температура |
близка |
к температуре |
начала кристаллизации |
парафина), |
при физико-химическом взаимодействии пластовых |
||
флюидов с пористой средой.
Структурно-механические свойства нефтей исчезают при их
нагревании и увеличении скоростей фильтрации. |
|
||
Колориметрические |
свойства |
нефти |
определяются |
содержанием в ней асфальтосмолистых веществ. Качественной характеристикой состава этих веществ в нефти может служить коэффициент светопоглощения. Установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость интенсивности /, прошедшего светового потока от интенсивности /о падающего на образец нефти потока
описывается уравнением:
(5.6)
К^ - коэффициент светопоглощения; с - концентрация нефти в растворе; / - толщина слоя раствора.
Отношение I, //о называется прозрачностью т (светопропусканием), логарифм обратной величины прозрачности - оптической плотностью D:
D - Ig^lg k. D= 0,4343 In JL. It =1^/°'4343 (5.7)
8 Каналин |
- 113- |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Из уравнений (5.6) и (5.7) получим
(5.8)
^сп = Д/(0,4343с/).
Размерность К^ - 1/см. За единицу К^ принимается коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при
прохождении света через слой толщиной в 1 см интенсивность светового потока падает в / » 2,718 раз. Обычно коэффициент светопоглощения нефтей 150-900 ед. Коэффициент светопоглощения и оптическая плотность нефтей измеряются фотоколориметрами. Колориметрические свойства нефти используют как индикаторный показатель при контроле путей и направлений фильтрации нефти.
Газосодержание пластовой нефти (пластовый газовый фактор) о- - количество газа V^ , растворенного в единице объема
пластовой нефти F„ ц, измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения:
а |
п.н • |
(5.9) |
=Уг./У |
|
|
г |
|
|
Газосодержание выражают в м3/м3 и определяют при
дегазировании |
проб пластовой нефти. Величины его могут достигать |
300-500 м3/м3 и более. Для большинства залежей нефти |
|
газосодержание равно 30-100 м3/м3. |
|
Давление |
насыщения (начало парообразования) пластовой |
нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения, недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.
Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам
(рис.25).
В величины давления насыщения, найденные по графикам, необходимо вводить поправку а, учитывающую наличие азота в
14-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис.25. Зависимость давления рддд нефти от количества растворенного газа V. Шифр кривых - 80 плотность нефти /Эц = г/см3
газе, незначительное количество которого заметно увеличивает давление насыщения:
.3/..3.
где А - количество растворенного в нефти азота, м^/м^; ац - растворимость азота в нефти, мЭ/м3;
о;г- средняя растворимость газа в нефти, м^м3 Следовательно:
Рте ~ РН&С + а ' |
(5.1 |
|
0) |
где /?нас - давление насыщения, найденное по графику. Промысловым газовым фактором называется объемное
количество газа, м3, получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий - за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.
-115-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Коэффициент сжимаемости нефти Д, - показатель
изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.
Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения
1 AF |
(5.11) |
|
|
Ai=^- |
|
где Fo - первоначальный объем нефти; AF - изменение
объема нефти при изменении давления на Ар; или по формуле:
b -Ъ |
|
Ар 6, |
(5.12) |
|
где t\ и из - объемные коэффициенты пластовой нефти для начального и текущего давлений. Размерность /Зц - Па"1.
Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (б- ^НОу-Ю-бМПа-1. Для большинства пластовых нефтей его величина
(6-18)-10 -6 МПа-1.
Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости /^ =(4^-7)-10 -^МПа -1.
Объемный коэффициент пластовой нефти b - отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях нефти. Он показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях:
(5.13)
W ^н.пл • объем нефти в пластовых условиях; Гц д - объем
того же количества нефти после дегазации при стандартных условиях; р^ пд - плотность нефти в пластовых условиях; р^ -плотность нефти в стандартных условиях.
-116-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой нефти, которое оценивается коэффициентом усадки е:
е |
v |
b-\ |
(5.1 |
|
V„ |
''"b' |
|||
=— |
4) |
|||
|
Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда могут достигать 2-3. Коэффициент усадки до 60 %. Наиболее характерные величины объемного коэффициента 1,2-1,8.
Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом (9, который служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности:
в = Mb ^н.д / '•Ри.пл^ Рн- |
(5.1 |
|
= |
^н.пл: |
5) |
Между указанными коэффициентами существует зависимость
Q = мъ = 1 - s; е = 1 - в = (b - 1)/й. |
(5.16) |
Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти находят по экспериментальным графикам. Величину b можно приближенно вычислить по данным фракционного состава газа, плотностей нефти и газа и количества растворенного газа. Расчет сводится к определению объема газа, который он занимает в жидкой фазе. Затем в сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение.
5.4. Свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод прямо связана с их минерализацией. Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за единицу. Плотность пластовых вод на поверхности всегда больше единицы и достигает 1,3 г/см3 и более. Воды в пластовых условиях в большинстве случаев менее плотные, чем на поверхности, что обусловливается влиянием пластовой температуры.
В нефтепромысловой практике плотность воды определяют по величине солености в градусах Боме (°Ве'). Градус Боме соответствует 1 % массового содержания NaCI в растворе.
-117-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Замеренную величину солености по ареометру пересчитывают на плотность по формуле rf=145/(145-/i), где d - плотность при температуре 15,5°С, г/см3; п - соленость, °Ве".
Плотность пластовой воды /^д =р/Ь, где р - плотность воды в стандартных условиях; Ъ - объемный коэффициент пластовой воды.
Вязкость пластовых вод уменьшается с ростом температуры и возрастает с увеличением их минерализации. Вязкость воды в пластовых условиях обычно значительно меньше вязкости нефти, поэтому вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем нефть. Для нефтяных и газовых месторождений характерно присутствие пластовых вод вязкостью 0,2-1,5 МПа-с. При атмосферных условиях и 20°С вязкость этих вод составляет в среднем 1,005 мПа-с.
Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство жидкости противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества -органические кислоты и основания. В общем случае по мере увеличения времени контакта вод (щелочных и жестких) с нефтью их поверхностное натяжение резко падает (в 3-7 раз). Межфазовое натяжение вод на границе с нефтью возрастает от щелочных вод (4,4105 Н/см) к жестким пластовым (22,6 105 Н/см), к морской и дистиллированной (34105 Н/см).
Существенное значение для разработки нефтяных и газовых месторожцений имеет растворяющая способность подземных вод по отношению к нефти, газу и компонентам их состава.
Растворимость жидких УВ в воде возрастает с повышением температуры и несколько снижается с ростом давления. Наибольшая растворимость в воде у бензола. Растворимость в воде УВ одного класса уменьшается с ростом их молекулярной массы, а также падает в присутствии других УВ. Насыщение воды газом приводит обычно к снижению растворимости в ней жидких УВ. На растворимость жидких УВ в воде влияет и ее минерализация. Электролиты снижают взаимную растворимость. Взаимная растворимость нефтей и воды мало изучена. При температуре до 100°С нефть и вода слабо взаимно растворяются.
В интервале 150-200°С растворимость нефти в воде заметно увеличивается, а при температуре выше 200°С резко возрастает.
Явление неограниченной растворимости в системах нефть -
-118-