Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов

 

Нефть и газ представляют смесь углеводородов (УВ) метанового (C_n H_2n+2), нафтенового (C_n H_2n) и ароматического (C_n H_2n-6 2n-6) рядов. Обычно преобладают УВ метанового или нафтенового рядов. При стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 200С) УВ от C H₄ до C₄ H₁₀ представляют собой газы; от C₅ H₁₂ до C₁₆ H₃₄ – жидкости; от C₁₇ H₃₆ до C₃₅ H₇₂ – твердые вещества (парафины, церезины).

При определенных давлении и температуре молекулы воды с помощью водородной связи образуют кристаллические решетки, в структурные пустоты которых внедряются легкоподвижные молекулы газов. Образующиеся твердые кристаллические соединения (клатраты) называют гидратами газов.

Начиная с пентанов, УВ не образуют гидратов. Формулы гидратов газов: для метана – С Н₄ · 7 Н₂ О, этана – С₂ Н₆ · 8 Н₂ О, пропана – С₂ Н₆ · 18 Н₂ О и т. д. Повышение температуры или снижение давления сопровождается разложением гидратов на газ и воду. Плотность гидратов различных газов изменяется в интервале от 0,8 до 1,8 г / см³. Природные газы образуют гидраты плотностью от 0,9 до 1,1 г / см³. Крупные скопления гидратов газов создают газогидратные залежи, для формирования и сохранения которых не нужны литологические покрышки.

Зоны гидратообразования приурочены в основном к районам распространения многолетнемерзлых пород, составляющих около 23 % общей территории суши на Земле при глубине промерзания горных пород 500-700 и даже 1000 м.

 

Состав нефти

 

Нефть – горючее ископаемое, сложная смесь главным образом углеводородов с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых и азотистых соединений, обычно представляющих собой маслянистую жидкость красно-коричневого цвета, иногда почти черного цвета (а есть и бесцветные, например, Сураханская легкая нефть), существенно изменяющая физические и механические свойства в зависимости от химического состава.

Плотность нефтей колеблется от 0,75 до 0,97 г / см³, температура кипения от 74° С до 170° С, температура вспышки – от 18° С до 100° С и выше, температура застывания – от -20° С до +20° С, фракционный состав – от практически бензинового до лишенного бензина, групповой состав – от практически чистого метанового до преобладающе ароматического.

Основными примесями являются сера и азот (примечание – это моё и надо обязательно расширить).

В виде микрокомпонентов в связанной форме в нефти присутствуют: хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, никель, свинец, железо и пр. Всего в нефтях установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03%.

По содержанию серы нефть делится на классы малосернистые (серы менее 0,5%), сернистые (серы 0,51÷2%) и высокосернистые (серы более 2%).

По содержанию смол – на подклассы: малосмолистые (смол менее 18%), смолистые (смол 18÷35%) и высокосмолистые (смол более 35%).

По содержанию парафина – на типы: малопарафинистые (парафина менее 1,5%), парафинистые (парафина 1,5÷6%) и высокопарафинистые (парафина более 6%).

Состав нефти характеризуется содержащимися в ней фракциями. Обычно выделяют фракции со следующим температурным интервалам начала и конца кипения: 40 ÷ 180° С – авиационный бензин, 40 ÷ 205° С – автомобильный бензин, 200 ÷ 300° С – керосин, 270 ÷ 350° С – лигроин, 350 ÷ 500° С – мазут, выше 500° С – гудрон.

 

Физические свойства нефти

 

Плотность нефти ρ_н – масса её (m) в единице объема V вычисляется по формуле

 

ρ_н = m / V

 

единица плотности – кг / м³. По плотности нефти делятся на легкие (менее 850 кг/м³) и тяжелые (более 850 кг/м³). Нефти плотностью выше 1000 кг/м³ называются мальтами.

Плотность пластовой нефти – это масса нефти, извлеченная из недр с сохранением пластовых условий в единице объема. Обычно она равна 400-800 кг/м³, а с увеличением газосодержания нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20-40% и более.

Плотность нефтей и нефтепродуктов (в России) определяется при температуре 20° С и соотносится с плотностью дистиллированной воды при 4° С и атмосферном давлении 760 мм ртутного столба (при этих условиях плотность воды является самой высокой и составляет ровно 1 кг на 1 литр объёма).

Плотность нефти в пластовых условиях приближенно можно оценить по формуле

 

σ_пл = (σ_сеп + 0,5 G σ_z) * b,

 

где σ_пл – плотность пластовой нефти, кг/м₃;

σ_сеп – плотность сепарированной нефти, кг/м3;

G – объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти, м³/м³;

σ_z – относительная плотность газа;

b – объемный коэффициент пластовой нефти.

Плотность нефтей измеряется пикнометрами, весами Вестфаля и ареометрами.

Вязкость – это свойство жидкости оказывать сопротивление передвижению ее частиц относительно друг друга.

Вязкость пластовой нефти – это свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях.

Вязкость нефти () измеряется в мПа·с (миллипаскаль в секунду). Она уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов; возрастает – с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.

По величине вязкости различают нефти с незначительной вязкостью (μ_н ≤ 1 мПа*с), маловязкие (1< μ_н ≤ 5 мПа*с), с повышенной вязкостью (5 < μ_н ≤ 25 мПа*с) и высоковязкие (μ_н > 25мПа*с).

При разработке многих месторождений в России, СПГ, а ранее в СССР, установлено нарушение прямого закона трения Ньютона для жидкостей, когда касательные напряжения сдвига прямо пропорциональны градиенту скоростей движения слоев жидкости относительно друг друга. Зависимость скоростей фильтрации δ от градиента давления (grad p) имеет форму прямой линии, проходящей через начало координат.

Жидкости, подчиняющиеся закону Ньютона, называют ньютоновскими.

Зависимость скорости фильтрации от градиента давления на нефтяных и нефтегазовых месторождениях имеет вид выпуклой кривой по отношению к оси градиента давления. Такие жидкости обладают структурно-механическими свойствами и называются вязкопластичными или неньютоновскими.

Вязкопластичные нефти в состоянии равновесия при малых градиентах давления обладают некоторой пространственной структурой, образованной коллоидными частицами асфальтосмолистых веществ, и способны сопротивляться сдвигающему напряжению. С увеличением градиента давления структура нефтей начинает разрушаться, и при достижении определенного напряжения сдвига они начинают течь как ньютоновские жидкости.

Вязкопластичные или неньютоновские свойства нефти в пласте проявляются при значительном содержании асфальтенов и смол, при начале кристаллизации парафина в нефти (когда пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина), при физико-химическом взаимодействии пластовых флюидов с пористой средой.

Структурно-механические свойства неньютоновских нефтей исчезают при их нагревании и увеличении скорости фильтрации [21].

Колориметрические свойства нефти определяются содержанием в ней асфальто-смолистых веществ. Качественной характеристикой состава этих веществ в нефти может служить коэффициент светопоглощения. Установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость интенсивности It прошедшего светового потока от интенсивности Iо падающего на образец нефти потока описывается уравнением:

 

It = Iо * l ^Kcn * C ^l,

 

где Кcn – коэффициент светопоглощения;

С – концентрация нефти в растворе;

l – толщина слоя раствора.

Размерность коэффициента светопоглощения – 1/см. За единицу Кcn принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в l ≈ 2,718 раз. Величина Кcn зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора, но не зависит от толщины слоя. Обычно коэффициент светопоглощения Кcn изменяется в пределах 150÷900 единиц. Кcn определяется с помощью фотоколориметра. Колориметрические свойства нефти используют как индикаторный показатель при контроле путей и направлений фильтрации нефти.

Газосодержание (газонасыщенность) S пластовой нефти – это количество газа Vг, растворенного в единице объема пластовой нефти Vпн, измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения

 

S = Vг / Vпн

 

Газосодержание выражают в м³/м³ и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300-500 м³/м³ и более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30-100 м³/м³.

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м³, полученное при сепарации нефти, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени, средний – за период с начала разработки до любой произвольной даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах. Так, на Ярегском месторождении эта величина составляет 1-2 м³/т, а на Вой-Вожском – до нескольких тысяч м³/т (заменить примеры).

Давление насыщения (начало парообразования) пластовой нефти – это давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения; недонасыщенной – если пластовое давление выше давления насыщения. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

Коэффициент сжимаемости нефти β _H – это показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

 

β_H = (1 / V₀) * (ΔV / ΔР)

 

где V₀ – первоначальный объем нефти;

ΔV – изменение объема нефти при изменении давления на ΔР.

Размерность β_H измеряется в Па^-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6 ÷140) *10^-6 МПа^-1. Для большинства пластовых нефтей его величина (6 ÷18) *10^-6 МПа^-1. Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (4 ÷ 7) * 10^-10 МПа^-1.

Коэффициент теплового расширения α_н показывает, на какую часть ΔV первоначально объема V₀ изменяется объем нефти при изменении температуры на 1° С:

 

α_н = (1 / V₀ ) * (ΔV / Δt),

 

где размерность α соответствует 1/ °С.

Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1÷ 20) * 10^-4 1/ °С.

Объемный коэффициент пластовой нефти ( b ) – это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях (атмосферное давление 760 мм ртутного столба и температура 20° С) нефти. Он показывает, какой объем имел бы 1 м³ дегазированной нефти в пластовых условиях

 

b = V_op / V_od = σ_os / σ_op,

 

где V_op – объем нефти в пластовых условиях;

V_od – объем такого же количества нефти после дегазации при стандартных условиях;

σ_op – плотность нефти в пластовых условиях;

σ_os – плотность нефти в стандартных условиях.

При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой нефти, которое оценивается коэффициентом усадки (ε)

 

ε = (V_op - V_od) / (V_op).

 

Значение объемного коэффициента всех нефтей больше единицы, иногда могут достигать 2-3. Коэффициент усадки нередко достигает 40% и более.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом (θ), который служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности

 

θ = 1 / b = 1 – ε.

 

Объемный коэффициент пластовой нефти (или пересчетный коэффициент) используется при подсчете запасов нефти объемным методом. Объемный коэффициент пластовой нефти точнее всего определяют путем отбора и исследования глубинных пластовых проб нефти. Его можно также вычислять приближенно по данным фракционного состава газа.