Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 30Следующая ⇒

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляютсобой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_nН₂_n₊₂), нафтенового (C_nH₂_n) и в меньшем количестве ароматического (C_nH₂_n_-6) рядов.

По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ — газы; от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ — жидкости и от С₁₇Н₃₄ до С₃₅Н₇₂ и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

4.1 Физические параметры пластовых нефтей

Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот.

Нефти содержат до 5 – 6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород — наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

· малосернистые (содержание серы не более 0.5 %);

· сернистые (0.5 – 2.0 %);

· высокосернистые (более 2.0 %).

Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1 – 40 %. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смол нефти подразделяются на:

· малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);

· смолистые (18 – 35 %);

· высокосмолистые (свыше 35 %).

Нефтяной парафин — это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов C₁₇H₃₆- С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄ - C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27 – 71 °С, вторых — 65 – 88 °С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 – 14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

¨ малопарафинистые при содержании парафина менее 1.5 % по массе;

¨ парафинистые – 1.5 – 6.0 %;

¨ высокопарафинистые - более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти —это объем газа V_г растворенного в 1м³ объема пластовой нефти V_п.н.:

(4.1)

Газосодержание обычно выражают в м³/м³ или м³/т.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м³/м³.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре (рис.4.1.). Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Растворимость газов зависит от давления, температуры, природы газа и состава нефти. Очень плохо растворяется азот, несколько лучше – метан.

Рис.4.1. Растворимость газов в нефти

Коэффициент растворимости зависит от давления и температуры, с увеличением давления коэффициент растворимости уменьшается, но объем растворенного газа увеличивается. Растворимость газа зависит также от состава нефти. Лучше растворяют газ метановые углеводороды, затем нафтеновые и хуже – ароматические. Чем больше атомов углерода в молекуле нефти, тем меньше газа они растворяют при прочих равных условиях. То есть чем больше легких фракций содержит нефть и чем выше молекулярный вес газов, тем большее количество газа способна растворить нефть.

С увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Растворимость углеводородных газов с повышением температуры уменьшается. Например, при 40 ^оС растворено 59 м³ газа в 1 м³нефти, а при температуре 60 ^оС – 53 м³ газа в 1 м³ нефти.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газначинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Для Припятского нефтегазоносного бассейна характерно превышение пластового давления над давлением насыщения.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) b_н:

(4.2)

где: Δ V - изменение объема нефти;

V - исходный объем нефти;

Δ p — изменение давления.

Размерность b_н - 1/Па, или Па^-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)·10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения α _н показывает, на какую часть Δ V первоначального объема V₀ изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

(4.3)

Размерность α _н- 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)·10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти b_н показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

(4.4)

где: V_пл.н - объем нефти в пластовых условиях;

V_дег - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20°С;

ρ _пл.н - плотность нефти в пластовых условиях;

ρ - плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условияхв связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1, 2 – 1, 8.

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1, 2 – 1, 8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0, 3 – 0, 4 г/см³. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1, 0 г/см³.

По плотности пластовые нефти делятся на:

ü легкие с плотностью менее 0, 850 г/см³;

ü тяжелые с плотностью более 0, 850 г/.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.

Вязкость пластовой нефти μ _н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа× с.

По величине вязкости различают нефти:

ü незначительной вязкостью - μ _н < 1 мПа × с;

ü маловязкие - 1 < μ _н ≤ 5 мПа × с;

ü с повышенной вязкостью - 5 < μ _н ≤ 25 мПа× с;

ü высоковязкие - μ _н > 25 мПа× с.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды - показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества растворенного газа, увеличением температуры, повышением давления до давления насыщения (рис.4.2.). Вязкость нефти зависит от состава и природы как самой нефти, так и растворенного в ней газа. При растворении азота вязкость увеличивается, углеводородных газов – уменьшается. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем сепарированной нефти.

Рис.4.2. Зависимость вязкости пластовой нефти:

а – от давления; б – от растворенного газа и температуры

(цифры обозначают давление насыщения)

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

4.2 Физические параметры пластовых вод.

Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1, 5 – 2, 0 м³/м³, обычно оно равно 0, 2 – 0, 5 м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержанием в них урана, радия и радона. Практически все подземные воды в различной степени радиоактивны. При заводнении залежи поверхностными водами вокруг залежи образуется оторочка радиоактивных вод, обусловленная как радиоактивностью остаточных подземных вод, так и выщелачиванием из горных пород радиоактивных элементов. Такая радиоактивная оторочка вод является надежным критерием прохождения водонефтяного контакта.

Минерализация пластовых вод нефтяных месторождений колеблется от единиц г/м³ до сотен кг/м³. Минеральные вещества представлены солями натрия, кальция, магния и др. Основными солями являются хлориды, карбонаты и сульфаты. Помимо этого в водах может содержаться йод, бром, редкоземельные элементы, органические вещества.

Нефтяные залежи в большинстве случаев находятся в зоне затрудненного водообмена, но иногда присутствуют и пресные воды.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти.

Тем не менее площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой очень большая, и при высоком давлении вода будет содержать большие объемы газа (рис.4.3.). С увеличением температуры растворимость газов сначала уменьшается, а затем возрастает. С увеличением минерализации растворимость газов в воде уменьшается.

Рис.4.3. Зависимость растворимости газов от давления:

а – в дистиллированной воде; б – в соленой воде

На растворимость газов в воде также влияет размер молекул газа. В подземных водах наиболее распространенными газами являются кислород, углекислый газ, сероводород, водород, азот и благородные газы, а также метан и тяжелые углеводороды.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0, 8 до 1, 2.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. Плотность пластовых вод возрастает с увеличением минерализации и может достигать 1500 кг/м³ при концентрации солей 642, 8 кг/м³.

Сжимаемость - обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Изменяется в пределах (3, 7–5, 0)10^-10м²/Н, а при наличии растворенного газа может значительно увеличиваться:

, (4.5)

где: β _вг – коэффициент сжимаемости воды с растворенным газом;

β _в – коэффициент сжимаемости чистой воды;

V_г – количество газа, растворенного в воде, м³/м³.

Термическое расширение воды E колеблется от 18 · 10^-5 до 90 · 10^-5 1/град, возрастает с увеличением температуры и уменьшается с ростом пластового давления.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0, 2 – 1, 5 мПа× с.

На величину вязкости воды влияет не только минерализация, но и состав солей. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды в 1, 5–2 раза больше, чем чистая вода (рис.4.4.). Газы в воде растворены в небольших количествах и мало влияют на вязкость.

Рис.4.4. Зависимость вязкости от температуры:

а – морской и чистой воды; б – хлоркальциевой воды

Электропроводность пластовых вод находится в прямой зависимости от их минерализации, так как соли в воде находятся в ионном состоянии, а положительно и отрицательно заряженные ионы являются переносчиками электрических зарядов. Величина удельного сопротивления подземных вод изменяется от 0, 02 до 1, 00 Ом · м. Дистиллированная вода и лед не являются проводниками электрического тока. Так как нефть и газ имеют низкую электропроводность, а минерализованные подземные воды – высокую электропроводность, то эти свойства используют для контроля за продвижением водоуглеводородных контактов. Электропроводность воды используют для определения пористости и водо-, газо-, нефтенасыщенности коллекторов.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒