Свойства пластовых флюидов

Опыт  показывает, что начальное пластовое  давление (измеренное до начала эксплуатации), в Па, зависит от глубины залежи и приближенно может быть определено по формуле [9]

α—  переводной коэффициент, Па/м; Н — глубина залегания пласта, м.

Обычно  истинное пластовое давление больше или меньше давления, вычисленного по формуле (1.1). На практике переводной коэффициент составляет, как правило, α  = (0,8÷1,2) 10⁴ Па/м.

В газовой залежи пластовое давление одинаково по всей площади или  изменяется незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения  пластов р_пл в различных частях залежи неодинаково: на крыльях — максимальное, в сводовой части — минимальное (рис. 1.1).

Таким образом, на истинные давления в залежи накладываются соответствующие изменения давления по площади, обусловленные изменением глубины залегания пласта.

Поэтому удобнее относить пластовое давление в залежи к какой-либо одной плоскости. Часто за такую плоскость принимают  уровень моря или условную плоскость  первоначального положения водонефтяного контакта. Давление в пласте, отнесенное к этой условной плоскости, называют приведенным. Если пластовые давления в скв. 1 и 2 равны соответственно р_х и р₂, то приведенные давления в них, отнесенные к первоначальному уровню водонефтяного контакта, составят

 

где х₁ и х₂ — расстояния от забоев скважины до уровня водонефтяного контакта; ρ — плотность жидкости в пласте; g — ускорение свободного падения.

Изменения пластового давления регистрируются при  эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте. На основании данных о динамике изменения пластовых давлений разрабатываются мероприятия для увеличения эффективности эксплуатации месторождения.

Рис. 1.1. Изменение пластового давления в зависимости от глубины залегания месторождения

С ростом глубины залегания пластов  повышается и температура. Расстояние по вертикали, на котором температура горных пород закономерно повышается на 1 °С, называется геотермической ступенью. Среднее значение геотермической ступени 33 м; для различных месторождений ее величина неодинакова.

Свойства  нефти, воды и газа на поверхности  сильно отличаются от их свойств в пластовых условиях, где они находятся при сравнительно высоких давлениях и температурах. Свойства нефти, воды и газов в пластовых условиях влияют на закономерности их движения в пористой среде.

1.3. СОСТАВ И  СВОЙСТВА НЕФТИ

Впервые была изучена пенсильванская нефть  Северо-Американского нефтеносного бассейна, в которой немецкий ученый К. Шорлеммар (1834— 1892) обнаружил предельные углеводороды метанового ряда. Исчерпывающее объяснение строения углеводородов дал А.М. Бутлеров (1861), а основоположником науки о нефти принято считать Д.И. Менделеева.

Исследования  показали, что в нефтях содержится три большие группы углеводородов: предельные, непредельные и ароматические [5, 7, 9, 13].

Предельные  — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого простейшего из всех углеводородов — метана. Часто такие углеводороды называют метановыми, а в химии их называют алканами. Структурная формула метана напоминает простейшее из живых существ — амебу. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: С_nН_2n+2. Как бы не вытягивалась цепочка углеводородов, она всегда будет окружена водородной оболочкой. В нефти встречаются почти все члены этого ряда: СН₄ —С₄Н₁₀ — газы; С₅Н₁₂ —С₁₇Н₃₆ — жидкости; начиная с С₁₈Н₃₈ — могут находиться в нефти в виде кристаллов и входят в состав парафинов. Отсюда еще одно название углеводородов — парафиновые. Названия первых 10 членов по порядку: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан. Начиная с четвертого углеводорода — бутана, все имеют несколько разновидностей — изомеров. Молекулы их построены по-разному, хотя химическая формула одинакова. Если основной член ряда имеет вид простой цепочки, то у изомеров цепь ветвится. Различаясь по структуре, по прочности связей, изомеры отличаются и свойствами. Например, температура плавления и кипения у них ниже, чем у нормальных. Лучшие бензины для современных бесшумных автомобилей состоят не из истинных бензинов, а из их изомеров. Следует отметить, что многие изомеры еще не изучены, и в первую очередь потому, что, как подсчитали ученые, 11-й член ряда может иметь 159 изомеров, 18-й (октодекан) — 60523, и т. д. Постоянный интерес к изучению физико-химических свойств таких углеводородов объясняется не только желанием создать новые сорта топлива, но и тем, что некоторые изомеры своим строением напоминают органические вещества.

Непредельные  — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой С_пН_2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. Такие углеводороды называют также нафтеновыми или алкенами. В природных нефтях их нет, они образуются при ее вторичной переработке. У нафтенов может быть не одно, а несколько колец — отсюда названия: моно-, би- или полициклические со структурными формулами C_nH_{2n 2}, C_nH_2n_₄. Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов. Это свойство определяет и другие: большая плотность, чем у метановых, выше температура кипения и плавления, легко взаимодействуют с галогенами, присоединяют кислород. В нормальных условиях — это всегда жидкости.

Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда приятных) запахов. По-гречески «арома» означает пахучее вещество. Структурная формула  C_nH_2n-m, где т — четные числа. Представлены такие углеводороды бензолом С₆Н₆ и его производными (гомологами) . Ароматические углеводороды сильно недонасыщены водородом, однако химически малоактивны. В нормальных условиях — это жидкости, имеющие очень низкую температуру застывания: от —25 до —88 °С.

В зависимости от преобладания в нефти  одного из трех представителей групп  углеводородов в количестве более 50 % нефти именуются метановыми, нафтеновыми, ароматическими. Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые.

Приведенная классификация нефтей по углеводородному  составу позволяет дать определение  нефти: нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений (т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы) друг в друге.

Углеводородный  состав нефти является важной характеристикой, но целесообразно ввести еще два — элементарный и фракционный.

Несмотря  на многообразие углеводородов, элементарный состав нефти колеблется в небольших  пределах (%): углерод — 83 — 87, водород  — 11 — 14, смолисто-асфальтовые вещества — 2 — 6. Смолисто-асфальтовые вещества представляют собой высокомолекулярные органические соединения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбоиды, вообще не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из оксидов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов, сульфанов, иногда—в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. По содержанию серы нефти делят на следующие группы: несернистые (менее 0,2 %), малосернистые (0,2 — 1,0 %), сернистые (1,0 — 3,0 %), высокосернистые (более 3 %). Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анализами; его доля обычно не превышает 1,7 %. В заключение можно сказать, что в нефтях обнаруживают более половины таблицы Менделеева, причем элементарный состав нефти полностью не изучен.

Фракционный состав нефти определяется при ее перегонке. Существует несколько способов так называемой прямой гонки, но суть их одна. Любой жидкий углеводород имеет свою температуру кипения, т. е. температуру, выше которой он испаряется. Например, бензол С₆Н₆ кипит при 80 °С, а толуол С₇Н₈ — при 111 °С. При перегонке типичной нефти можно получить: 31 % бензина (углеводороды С₄ — С₁₀), 10 % керосина (С_п — С₁₂), 15 % дизельного топлива (С₁₃ — С₂₀), 20 % смазочных масел (С₂₁ — С₄₀), 24 % остатка — мазута (с С₄₀ и выше). Таким образом, из сложной многокомпонентной нефти получаются новые вещества (фракции), более близкие по углеводородному составу и, следовательно, по свойствам.

Приведем  основные физические свойства нефтей: плотность, вязкость, сжимаемость и др.

Плотность нефти — это масса единицы объема, при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м³, керосин - 800 - 840 кг/м³, бензины 700 - 800 кг/м³, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м³. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.

Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жидкости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП =  10 ^-3Пa∙c.

С понижением температуры вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).

Объемный  коэффициент пластовой нефти — это отношение объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти:

где У_пл — объем нефти в пластовых условиях; У_дег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.

Известны  месторождения, для которых объемный коэффициент нефти достигает 3,5 и более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0,99— 1,06.

С помощью объемного коэффициента можно определить «усадку» нефти  — уменьшение объема пластовой нефти  при извлечении ее на поверхность:

Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления. Характеризуется коэффициентом сжимаемости (β_н, который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:

где ΔV — изменение объема нефти, м³; V_o — исходный объем нефти, м³; Ар — изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей растворенный газ, равен 4∙10 ^-10 - 7∙10 ^-10 1/Па (4∙10 ^-5 —7∙10 ^-5 1/ад).

Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.

Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м³/т (в среднем он составляет около 100 м³/т).

1.4. СОСТАВ И  СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ представляет собой смесь  предельных углеводородов состава С_пН_2п+2, в которой содержится метан, этан, пропан, бутан и иногда пары более тяжелых углеводородов. Часто в состав природных газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S и редкие газы.

В газе газовых и газоконденсатных месторождений обычно преобладает метан; его доля достигает 98,8 %; в нефтяном (попутном) газе доля метана намного меньше, однако увеличивается доля более тяжелых углеводородов — этана, пропана и бутана [5, 7, 13, 41].

Состав  газовых смесей выражается в виде массовой, объемной или молярной доли компонентов в процентах. Массовая доля в процентах какого-либо компонента газовой смеси представляет собой отношение массы этого компонента к массе всей смеси:

где М_i — масса i-го компонента; M_см — масса смеси.

Объемная  доля (%) какого-либо компонента в смеси  газов равна отношению объема компонента к объему всей смеси:

где V_i — объем /-го компонента в смеси; V_см — объем всей смеси.

Молярная  доля компонента определяется аналогично и может быть представлена в виде

где N_i — число молей г-го компонента в смеси; N_cm — суммарное число молей газа в смеси.

Физические  свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

Плотность природного газа можно определить взвешиванием или вычислить, зная молекулярную массу смеси М:

где V_m — объем моля газа при стандартных условиях, м³.

Обычно  р_г находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м³. В расчетах часто используют более удобную величину — относительную плотность Δ так как значение ее практически не зависит от давления и температуры. За величину сравнения принимают плотность воздуха

где М_Г — масса газа; М_в — масса воздуха.

Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных компонентов  углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость. Аналитические зависимости вязкости смеси от вязкости входящих в смесь компонентов сложны и имеют недостаточную точность. В связи с этим на практике вязкость определяют по экспериментальным графикам, один из которых приведен на рис. 1.2.