Физические свойства пластовой жидкости нефти газа воды реферат
Обновлено: 02.07.2024
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.5.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Таблица 3. Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Индекс пласта | |
| БС10 1-2 | БС11 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Пластовое давление, МПа | 18,2 | 19,3 |
| 2. Пл. температура, °С | 40 | 53 |
| 3. Давление насыщения, МПа | 8,6 | 9,1 |
| 4. Газосодержание, м3/т | 50 | 50 |
| 5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т | 59 | 54 |
| 6. Объемный коэффициент | 1,10 | 1,12 |
| 7. Плотность нефти, кг/м3 | 860 | 855 |
| 8. Объемный коэффициент при усл. сепарации | 1,152 | 1,130 |
| 9. Вязкость нефти, мПа*с | 1,27 | 1,25 |
| 10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 | 13,90 | 13,63 |
| 11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 | 890 | 910 |
Таблица 4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения
Вязкость динамическая, мПа*с
Вязкость кинематическая, мм2/с
Температура застывания, °С
Температура насыщения парафином, °С
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения, °С
В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.
Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.
Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350°С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.
Технологический шифр нефтей Муравленковского месторождения – IТ1П2.
Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.
| Наименование | Пласт БС10 | |||||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл. | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл. | Пластовая нефть | ||||
| Выделившийся газ | Нефть | Выделившийся газ | Нефть | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1. Углекислый газ | 0,25 | - | 0,31 | 0,01 | 0,09 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,27 | - | 1,48 | 0,00 | 0,45 | |
| 3. Метан | 66,61 | 0,08 | 78,23 | 0,09 | 23,54 | |
| 4. Этан | 4,19 | 0,06 | 4,55 | 0,25 | 1,54 | |
| 5. Пропан | 9,07 | 0,52 | 6,96 | 2,24 | 3,66 | |
| 6. Изобутан | 5,91 | 0,94 | 3,01 | 2,91 | 2,97 | |
| 7. Нормальный бутан | 6,76 | 1,96 | 3,16 | 4,34 | 3,99 | |
| 8. Изопентан | 2,29 | 1,93 | 0,84 | 3,03 | 2,37 | |
| 9. Гексаны | 1,63 | 92,05 | 0,70 | 83,79 | 58,85 | |
| 10. Гептаны | ||||||
| 11. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 12. Молекул. Масса | 28,32 | 201 | 22,90 | 176,10 | 130,20 | |
| 13. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,177 | - | 0,952 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 856 | - | 850 | 781 | |
| Пласт БС11 | ||||||
| 1. Углекислый газ | 0,24 | - | 0,28 | 0,00 | 0,08 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,05 | - | 1,20 | 0,00 | 0,34 | |
| 3. Метан | 68,37 | 0,22 | 78,91 | 0,10 | 22,23 | |
| 4. Этан | 4,47 | 0,12 | 4,74 | 0,27 | 1,52 | |
| 5. Пропан | 7,89 | 0,82 | 6,09 | 1,94 | 3,10 | |
| 6. Изобутан | 6,20 | 1,81 | 3,44 | 3,15 | 3,23 | |
| 7. Нормальный бутан | 5,90 | 2,57 | 2,96 | 3,95 | 3,66 | |
| 8. Изопентан | 2,19 | 2,62 | 0,89 | 3,12 | 2,50 | |
| 9. Нормальный пентан | 1,89 | 3,07 | 0,76 | 3,47 | 2,71 | |
| 10. Гексаны | 1,79 | 88,77 | 0,73 | 84,00 | 60,63 | |
| 11. Гептаны | ||||||
| 12. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 13. Молекул. масса | - | - | - | - | - | |
| 14. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,155 | - | 0,947 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 853 | - | 847 | 768 | |
Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (см. таблицу 1.5.4). Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 г/л до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Плотность равна 1009 кг/м3.
Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.
Таблица 6. Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.
Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных нефтей, что обусловливается влиянием температуры, давления и растворенного газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с термодинамическими условиями нахождения их в пластах.
Прежде всего, происходит изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз. Под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется газовым фактором – это отношение количества выделившегося газа при одноразовом разгазировании к количеству нефти (м3/м3 или т/м3) При одинаковых условиях растворимость углеводородных газов в нефти больше, чем в воде.
Максимальное давление, при котором в процессе расширения нефти начинается выделение свободного газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в жидкой фазе.
Основными параметрами нефти, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и объемный коэффициент.
Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением количества растворенного газа и температуры – уменьшается. Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с повышением давления.
На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается с ростом концентрации солей.
При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом.
Одной из важнейших характеристик нефти и воды является их вязкость. Вязкость нефти и воды учитывают почти при всех гидродинамических расчетах, связанных с подъемом жидкости по насосно–компрессорным трубам, промывкой скважин, транспортом продукции скважины по внутрипромысловым трубам, обработкой призабойных зон пласта различными методами, а также при расчетах, связанных с движением нефти и воды в пласте.
Вязкость пластовой нефти сильно отличается от вязкости поверхностной нефти, так как в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. С увеличением количества растворенного газа и температуры вязкость нефтей уменьшается.
Зависимость вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рисунке.
Давление Рн1 Рн2
С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается, т.к. увеличивается количество растворенного в нефти газа, а затем увеличивается, т.к. нефть с газом сжимается.
Минимальная вязкость наступает, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения, т.е. устанавливается полное фазовое равновесие в пласте.
Вязкость газа при низких давлениях (до 10 МПа), но высокой температуре возрастает. Это объясняется увеличением столкновений молекул газа. При высоком давлении с ростом температуры вязкость газа уменьшается.
В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества растворимого газа свойства её в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойств на поверхности. Менее значительно, но всё же отличаются так же и свойства пластовых вод от их свойств в атмосферных условиях. Характеристики пластовых жидкостей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойства служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторождений нефти.
Растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри:
где V – объём растворённого газа в единице объёма жидкости (м 3 /м 3 ), α – коэффициент растворимости газа при данной температуре; p – давление, (Па) – только в случае плохо растворимых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент растворимости α уменьшается с ростом давления. С увеличением молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает. При незначительных давлениях α для нефтяных газов может достигать 10Мпа -1 . При высоких давлениях в 1м 3 нефти может содержаться несколько сот кубометров газа. С увеличением количества растворённого газа увеличивается объём нефти, уменьшаются её плотность и вязкость.
Давление насыщения нефти газом – это то давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от температуры системы, количества растворённого газа, скорости снижения давления и других факторов. В лабораторных условиях этот параметр определяют при пластовой температуре обычно путём снижения давления в пробе нефти за счёт её расширения в бомбе PVT или в прессе высокого давления. С момента начала выделения газа из нефти интенсивность снижения давления по мере увеличения объема смеси резко сокращается. Скорость снижения давления в пробе несравнимо со скоростью снижения его в залежи и поэтому считается, что
В пластовых условиях возможно некоторое запоздание процесса начала выделения газа из нефти. При содержании азота в составе растворённого газа давление насыщения нефти газом может существенно возрастать.
Объёмный коэффициент нефти и воды в – отношение объёма жидкости с растворённым в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях). Известь нефти, объёмный коэффициент которого превышает 3,5, для пластовой воды этот коэффициент редко превышает 1,06.
Вязкость нефти и воды зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворённого газа. Вязкость – свойство жидкости при движении оказывать сопротивление перемещению её частиц относительно друг друга. Динамическая вязкость определяется выражением
где F – потенциальная сила внутреннего трения в жидкости (Н), S – площадь, на которую действует эта сила (м 2 ), Z2-Z1 – расстояние между двумя бесконечно тонкими слоями жидкости (м), движущимися со скоростями V2 – V1 (м/с). Единица динамической вязкости равна 1Па*с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Па*с, поэтому в практике часто пользуются внесистемными единицами вязкости – пуаз (=0,1Па*с), сантипуаз (=10 -3 Па*с). Динамическая вязкость воды при +20 0 С приблизительно равна 1сП.
Если в нефти содержится большое количество парафина и смол, она приобретает реологические свойства неньютоновских жидкостей. Для фильтрации таких нефтей в пористой среде необходимо воздействие градиентов давления, при которых достигаются в капиллярах напряжения, превышающие динамические напряжения сдвига.
Вязкость пластовых жидкостей обычно измеряют с помощью вискозиметров высокого давления (по времени качения шарика в калиброванной трубке, заполненной испытуемой жидкостью).
Относительная или условная вязкость показывает во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при температуре 20 0 .
Плотность нефти – отношение её массы к объёму при стандартной температуре 20 0 С и атмосферном давлении колеблется от 700 до1000 кг/м 3 . Плотность нефти определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля. В практике часто пользуются относительной плотностью, которая численно равна отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 4 0 С. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности сепарированной.
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей и при широком изменении минерализации может быть различной.
Сжимаемость нефти измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) определяемым из соотношения
где βн- коэффициент сжимаемости нефти в 1/Па , V – изменение объёма нефти в м 3 , V – исходный объём нефти в м 3 , p – изменение давления в Па.
Нефти, не содержащие растворённый газ, имеют коэффициент сжимаемости порядка 4*10 -10 –7*10 -10 1/Па. Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа имеют повышенный коэффициент сжимаемости (до 50*10 -10 1/Па и выше).
Всего в пределах Ельниковского месторождения (с Прикамским участком) было проанализировано 116 проб пластовой воды.
Пластовые воды турейских, яснополянских и каширо-подольских отложений являются хлор-кальциевыми рассолами.
Вязкость пластовых вод в пластовых условиях в среднем составляет 1,471 г/см 3 с учетом плотности этих рассолов 1,171 г/см 3 и геотермических условий в каждом из нефтекомплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28 0 С.
Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.
Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98 99 %.
Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.
Рассмотрим физические свойства природного газа.
- Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см 3 , кг/м 3 ) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м 3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).
Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1.
,
где – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;
– давление газа над жидкостью,
– коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;
– показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.
Значение и зависят от состава газа и жидкости.
Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 11 м 3 /м 3 на 1МПа. Показатель изменяется в пределах 0,8 0,95.
На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.
Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.
Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 .
Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.
Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.
Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ – гидрат меньше, чем в системе газ – вода.
Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.
Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м 3 . Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2 3 .
Свойства пластовой воды
Пластовые воды являются обычным спутником нефти.
Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.
В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.
Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся другие вещества: углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.
Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).
Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности
,
где - коэффициент водонасыщенности; - объем воды в породе; - объем пор.
Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности
,
где – коэффициент нефтенасыщенности; – объем нефти в породе; – объем пор.
Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70 % объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20 30 % этого объема.
Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35 40 % и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.
Рассмотрим основные физические свойства пластовых вод.
- Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м 3 в пресной воде до 80 кг/м 3 в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м 3 – в рапах.
Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.
На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие "вторичную соленость".
Читайте также: