17. Основные физико-химические свойства нефти и газа.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа . Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры . При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

Кроме динамической вязкости для расчетов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

Единицы измерения кинематической вязкости:

– система СИ – [м²/с]

– система СГС – [Стокс]

18. Пластовое давление и температура. Допускаемый отбор жидкости из пласта.

ПЛАСТОВАЯ ТЕМПЕРАТУРА — параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли. Основные механизмы перераспределения тепла в земной коре: кондуктивная теплопередача, обусловленная теплопроводностью пород, и конвективный перенос, связанный с движением флюидов в трещинах горных пород. Показателями температурной обстановки в недрах являются геотермический градиент (прирост пластовой температуры на 1 м глубины) и геотермическая ступень (величина, обратная геотермическому градиенту). Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами.

Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры, известны температуры от близких к 0°С в газогидратных залежах до первых сотен °С в глубокозалегающих пластах. Измерение пластовой температуры производят ртутными, термисторными и другими термометрами. Процесс бурения скважин и связанные с ним операции нарушают естественное распределение пластовой температуры. Скорость восстановления в скважине естественного теплового поля зависит от диаметра, продолжительности промывки скважины, разности температур промывочной жидкости и окружающих пород и их теплофизических свойств. Время восстановления в скважине естественной пластовой температуры обычно 8-13 суток. Определение пластовой температуры особенно важно в нефтепромысловой геологии. Изменение пластовой температуры в залежах нефти и газа ведёт к изменению объёмов газа, жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде. Уменьшение пластовой температуры осложняет добычу углеводородов и приводит к потерям ценных продуктов (конденсата, вязкой нефти, парафина), поэтому разработка нефтяных месторождений (особенно парафинистых нефтей) ведётся с увеличением пластовой температуры. Точные сведения о пластовой температуре необходимы при бурении скважин, проектировании системы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Пластовое давление, давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Пластовое давление— важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия); до начала разработки залежи оно в большинстве случаев приблизительно равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). Пластовое давление обычно увеличивается примерно на 0,1 Мн/м² через каждые 10 м глубины; однако встречается много месторождений, в которых начальное Пластовое давление не соответствует гидростатическому давлению. Образование, изменение и состояние Пластовое давление в нефтяных и газовых месторождениях зависят в основном от гидростатического, геостатического (определяется массой вышележащей толщи горных пород), геотектонического (образуется в пластах в результате тектонических процессов) давлений, наличия путей, сообщающих пласты с различным давлением, химического взаимодействия вод и пород, а также вторичных явлений цементации пористых проницаемых пластов.

При эксплуатации скважин в зоне их забоев образуются области пониженного давления. Давление на забоях скважин при их работе называют динамическим, а при остановке — статическим. В процессе разработки залежи (если не применяются методы поддержания давления) Пластовое давление снижается. Для сопоставления Пластовое давление в различных точках пласта его относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают обычно условную плоскость — первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Изменения Пластовое давление в процессе эксплуатации месторождений постоянно регистрируются. Это позволяет судить о процессах, происходящих в пласте, и регулировать разработку месторождений. Пластовое давление определяется путём замеров в скважинах глубинными манометрами.