За величиною в'язкості розрізняють нафти - студопедія
Фізичний стан нафти і газу при різних умовах в поклади
Властивості пластових флюїдів
Властивості і стан УВ залежать від їх складу, тиску і температури. У покладах вони можуть перебувати в рідкому і газоподібному стані або у вигляді газорідинних сумішей. В процесі розробки покладів в пластах і при підйомі на поверхню тиск і температура безперервно змінюються, що супроводжується відповідними змінами складу газової і рідкої фаз і переходом УВ з однієї фази в іншу. Необхідно знати закономірності фазових переходів, стан і властивості УВ при різних умовах і враховувати їх при підрахунку запасів, проектуванні і регулювання розробки проектуванні і експлуатації систем збору і транспорту нафти і газу.
Нафта і газ є сумішшю УВ переважно метанового (парафинового) (Сn Н2N + 2), нафтенового (Cn H2n) і в меншій кількості ароматичного (Cn H2n-6) рядів. За фізичним станом в поверхневих умовах УВ від СН4 до С4 Н10 - гази; від С5 Н12 до С16 Н34 - рідини і від С17 Н34 до С35 Н72 і вище - тверді речовини, які називаються парафинами і церезину.
При великій кількості газу в пласті він може розташовуватися над нафтою у вигляді газової шапки в підвищеній частині структури. При цьому частина рідких УВ нафти буде перебувати у вигляді пари також і в газовій шапці. При високому тиску в пласті щільність газу стає досить значною (наближається за величиною до щільності легких вуглеводневих рідин). У цих умовах в стиснутому газі розчиняються значні кількості легкої нафти (С5 Н12 + С6 Н14) подібно до того, як в бензині або інших рідких УВ розчиняються нафту і важкі бітуми. В результаті нафта іноді виявляється повністю розчиненої в стиснутому газі. Під час вилучення такого газу з поклади на поверхню в результаті зниження тиску і температури розчинені в ньому УВ конденсуються і випадають у вигляді конденсату.
Якщо ж кількість газу в поклади в порівнянні з кількістю нафти мало, а тиск досить високе, газ повністю розчиняється в нафті і тоді газонафтова суміш знаходиться в пласті в рідкому стані.
З урахуванням сказаного в залежності від умов залягання і кількісного співвідношення нафти і газу поклади УВ поділяються на:
1) - чисто газові;
2) - газоконденсатні;
3) - газонафтових або нафтогазові (в залежності від відносних розмірів газової шапки і нафтової частини поклади);
Газогідратні поклади містять газ в твердому (гідратної) стані. Наявність такого газу обумовлено його здатністю при певних тисках і температурах з'єднуватися з водою і утворювати гідрати. Газогідратні поклади за фізичними параметрами різко відрізняються від звичайних, тому підрахунок запасів газу і розробка їх багато в чому відрізняються від застосовуваних для звичайних родовищ природного газу. Райони поширення газогідратних покладів в основному приурочені до зони поширення многолетнемерзлих порід.
Нафти містять до 5-6% сірки. Вона присутня в них у вигляді вільної сірки, сірководню, а також у складі сірчистих сполук і смолистих речовин - меркаптанів, сульфідів, дисульфідів і ін. Меркаптани і сірководень - найбільш активні сірчані з'єднання, які призводять до корозії промислового обладнання.
За змістом сірки нафти поділяються на:
- сірчисті (0,5-2,0%);
- високосірчисті (більше 2,0%).
За змістом смол нафти поділяються на:
- смолисті (18-35%);
- високосмолістие (понад 35%).
За змістом парафінів нафти поділяються на:
- малопарафіністие при утриманні парафіну менше 1,5% за масою;
- парафінисті - 1,5-6,0%;
- високопарафіністие - більше 6%.
Фізичні властивості нафт.
Контактним (одноступінчастим) називають процес, при якому весь газ, що виділяється знаходиться над нафтою в контакті з нею. При диференціальному процесі дегазації виділяється з розчину газ безперервно відводиться з системи.
При диференціальному дегазації в нафти залишається большегаза. ніж при тому ж тиску в умовах контактного дегазації. Це пояснюється наступним чином. З нафти виділяється в першу чергу метан, і в складі решти газів збільшується частка важких УВ, що призводить до збільшення їх розчинності. Дегазації нафти при надходженні її з пласта в промислові сепаратори більш схоже з контактним. Це і слід брати до уваги при обліку зміни властивостей нафти внаслідок переходу від пластових умов до поверхневих.
Коефіцієнтом розгазування нафти називається кількість газу, що виділяється з одиниці об'єму нафти при зниженні тиску на одиницю. Зазвичай при зниженні тиску коефіцієнт розгазування збільшується, але ця закономірність дотримується не завжди.
Промисловим газовим фактором Г називається кількість видобутого газу в м3, що припадає на 1 м3 (т) дегазованої нафти. Він визначається за даними про видобуток нафти і попутного газу за певний відрізок часу. Розрізняють початковий газовий фактор, зазвичай визначається за даними за перший місяць роботи свердловини, поточний газовий фактор, який визначається за даними за будь-який проміжний відрізок часу, і середній газовий фактор, який визначається за період з початку розробки до будь-якої дати. Величина промислового газового фактора залежить як від газосодержания нафти, так і від умов розробки поклади. Вона може змінюватися в дуже широких межах
Якщо при розробці в пласті газ не виділяється, то газовий фактор менше газосодержания пластової нафти, так як в промислових умовах повної дегазації нафти не відбувається.
Тиском насичення пластової нафти називається тиск, при якому газ починає виділятися з неї. Тиск насичення залежить від співвідношення обсягів нафти і газу в поклади, від їх складу, від пластової температури.
У природних умовах тиск насичення може бути рівним пластовому тиску або може бути меншим за нього. У першому випадку нафту буде повністю насичена газом, у другому-недонасищена. Різниця між тиском насичення і пластовим може коливатися від десятих часток до десятків мегапаскалей. Проби нафти, відібрані з різних ділянок однієї поклади, можуть характеризуватися різним тиском насичення. Так, на Туймазінському родовищі в Башкирії воно змінюється від 8 до 9,4 МПа. Це пов'язано як зі зміною властивостей нафти і газу в межах площі, так і з впливом на характер виділення газу з нафти властивостей породи, кількості і властивостей зв'язаної води та інших факторів.
Стисливість пластової нафти обумовлюється тим, що, як і всі рідини, нафта має пружністю, яка вимірюється коеффіціентомсжімаемості (або об'ємної пружності) βн:
де δV - зміна обсягу нафти, V - вихідний обсяг нафти,? Р - зміна тиску. Розмірність βн -1 / Па, або Па -1.
Коефіцієнт стисливості характеризує відносне збільшення обсягу нафти при зміні тиску на одиницю. Величина його для більшості пластових нафт лежить в діапазоні (1-5) • 10 -3 МПа - 1. Стисливість нафти враховується поряд зі сжимаемостью води і колекторів головним чином при розробці покладів в умовах упруговодонапорного режиму, а також на початковій стадії розробки для визначення зміни пластового тиску на окремих ділянках або забійних тисків в окремих свердловинах, коли хід процесу розробки ще не стабілізувався і пружні сили ще відіграють помітну роль.
Коефіцієнт теплового розширення aн показує, на яку частину DV початкового об'єму Vo змінюється обсяг нафти при зміні температури на 1 ° С
Розмірність a - 1 / ° С. Для більшості нафт значення коефіцієнта теплового розширення коливаються в межах (1-20) * 10 -4 1 / ° С.
Коефіцієнт теплового розширення нафти необхідно враховувати при розробці поклади в умовах нестаціонарного Термогидродинамические режиму при впливі на пласт різними холодними або гарячими агентами. Його вплив поряд з впливом інших параметрів позначається як на умовах поточної фільтрації нафти, так і на величині кінцевого коефіцієнта вилучення нафти. Особливо важливу роль коефіцієнт теплового розширення нафти грає при проектуванні теплових методів впливу на пласт.
Об'ємний коефіцієнт пластової нафти b показує, який обсяг займає в пластових умовах 1 м 3 дегазованої нафти:
де Vпл.н - обсяг нафти в пластових умовах; Vдег - обсяг тієї ж кількості нафти після дегазації при атмосферному тиску і t = 20 ° С; rпл.п - щільність нафти в пластових умовах; r - щільність нафти в стандартних умовах.
Обсяг нафти в пластових умовах збільшується в порівнянні з об'ємом в нормальних умовах в зв'язку з підвищеною температурою і великою кількістю газу, розчиненого у нафті. Пластовий тиск до певної міри зменшує величину об'ємного коефіцієнта, але так як стисливість нафти досить мала, тиск мало впливає на цю величину.
Значення об'ємного коефіцієнта всіх нафт більше одиниці і іноді досягають 2-3. Найбільш характерні величини лежать в межах 1,2-1,8.
Об'ємний коефіцієнт пластової нафти використовується при підрахунку запасів. Він входить разом з показником розчинності газу в рівняння для визначення геологічних запасів нафти методом матеріального балансу при розробці покладів на режимах, пов'язаних з витрачанням природної енергії пласта. Ці ж дві характеристики пластової нафти, а також об'ємний коефіцієнт пластового газу (див. Нижче) входять в формулу для визначення коефіцієнтів нафтовіддачі при тих же режимах.
Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити «усадку» нафти, т. Е. Встановити зменшення обсягу пластової нафти при добуванні її на поверхню. Усадка нафти U
При підрахунку запасів нафти об'ємним методом зміна обсягу пластової нафти при переході від пластових умов до поверхневих враховують за допомогою так званого перерахункових коефіцієнта.
Під щільністю пластової нафти розуміється маса нафти, видобутої з надр із збереженням пластових умов, в одиниці об'єму. Вона зазвичай в 1,2-1,8 рази менше щільності дегазованої нафти, що пояснюється збільшенням її обсягу в пластових умовах за рахунок розчиненого газу. Відомі нафти, щільність яких в пласті становить всього 0,3-0.4 г / см 3. Її значення в пластових умовах можуть досягати 1.0 г / см 3.
За щільністю пластові нафти діляться на:
1. Легкі з щільністю менш 0.850 г / см3;
2. Важкі з щільністю більше 0,850 г /.
В'язкість нафти вимірюється в мПа × с (мілліпаскаль в секунду).
- незначною в'язкістю - mн <1 мПа × с;
- маловязкие - 1 - з підвищеною в'язкістю - 5 - високов'язкі - mн> 25 мПа × с. В'язкість нафти - дуже важливий параметр, від якого істотно залежать ефективність процесу розробки і кінцевий коефіцієнт вилучення нафти. Співвідношення вязкостей нафти і води - показник, що характеризує темпи обводнення свердловин. Чим вище це співвідношення, тим гірші умови видобування нафти з покладу із застосуванням різних видів заводнення. При значному вмісті в нафті парафіну і асфальтенів в'язкість нафти залежить від швидкості деформації зсуву, т. Е. За цієї умови нафту набуває властивостей неньютоновскнх рідин внаслідок виникнення в ній просторової структури, утвореної колоїдними частинками асфальтенов. парафіну і смол. Значний вплив на структурно-механічні властивості нафт багатодітній родині і склад порід, властивості і будова пустотного простору. Залежно від матеріалу стінок порожнин процес утворення і зміцнення просторової структури в нафтах протікає тим інтенсивніше. чим менше проникність породи. Крім того, в'язкість неньютоновской рідини залежить від часу її знаходження в спокійному стані. Встановлено, що провідність гірських порід для структурованих нафт в значній мірі залежить від градієнтів тиску. При невеликих градієнтах провідність пісковиків може бути в десятки разів менше, ніж при високих. Проявом структурно-механічних властивостей нафт в ряді випадків можуть бути пояснені низька нефтеотдача, швидке обводнення видобувних свердловин, нерівномірність профілів припливу. Колориметричні властивості нафти залежать від вмісту в ній забарвлених речовин (смол, асфальтенів). Спеціальними дослідженнями встановлено, що шари речовини однакової товщини при інших рівних умовах завжди поглинають одну і ту ж частину падаючого на них світлового потоку. Залежність між інтенсивністю світлового потоку It після проходження через розчин певної речовини і товщиною шару розчину L описується основним рівнянням (законом) колориметрии: де I0 - інтенсивність падаючого світлового потоку; KСП - коефіцієнт світлопоглинання; С - концентрація речовини в розчині. Розмірність коефіцієнта світлопоглинання - 1 / см. За одиницю КСП прийнятий коефіцієнт світлопоглинання такого речовини, в якому при пропущенні світла через шар товщиною 1 см інтенсивність світлового потоку падає в е = 2,718 разів. Величина К сп залежить від довжини хвилі падаючого світла, природи розчиненої речовини, температури розчину і не залежить від товщини шару. КСП визначається за допомогою фотоколориметр. Фотоколориметрія - один з методів вивчення зміни властивостей нафти в межах поклади або родовища. За зміною колориметрических властивостей нафти можна судити про зміну інших її властивостей - в'язкості, щільності. Контроль за величиною Кспнефті в процесі розробки дозволяє вирішувати ряд завдань нафтогазопромислового геології. Для нафтових покладів характерно закономірне зміна основних властивостей нафти в межах площі і обсягу поклади: збільшення щільності, в'язкості, величини коефіцієнта світлопоглинання. змісту асфальтосмолисті речовин, парафіну і сірки в міру зростання глибини залягання пласта, т. е. від склепіння до крил і від покрівлі до підошви (в потужних пластах). Іноді малорухливі високов'язкі УВ (асфальти, тверді бітуми і т. І.) Утворюють в підошві поклади монолітний шар. який частково або повністю запечатує поклад, ізолюючи її від законтурне області. Ці закономірності пояснюються фізико-хімічним взаємодією нафти з підошовної водою. Значення коефіцієнта світлопоглинання на Бавлінского родовищі коливаються в межах 190-450 од. На Західно-Сургутском родовищі величина цього коефіцієнта змінюється в пласті БC10 від 300 до 550 од. Фізичні властивості пластових нафт досліджують в спеціальних лабораторіях за глибинним пробам, відібраним з свердловин герметичними пробовідбірниками. Щільність і в'язкість знаходять при постійному тиску, рівному початковому пластовому. Інші характеристики визначають при початковому пластовому і при поступово знижується тиск. В результаті будують графіки зміни різних коефіцієнтів залежно від тиску, а іноді і від температури. Ці графіки і використовуються при вирішенні геологопромислових завдань.Схожі статті