Физические свойства конденсата

 

Конденсатом называют углеводородную смесь (С₅ H₁₂ + С₆ H₁₄ + высш.), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.

Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является величина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см³, приходящегося на 1 м³ отсепарированного газа.

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором – величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м³) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м³), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м³/м³.

Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С₅ H₁₂ + высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов – пентана и высших (С₅ H₁₂ + высш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40 ÷ 200° С. Молекулярная масса – 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150-300 см³/м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

 

ГЛАВА 7. ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Подземные воды встречаются в большинстве нефтяных и газовых месторождений и являются обычным спутником нефти и газа. Часто воды находятся в тех же пластах (коллекторах), где и нефть и газ, в этом случае воды обычно занимают пониженные части пластов. Кроме того, в разрезах месторождений имеются самостоятельные водоносные пласты.

 

Физические свойства

 

Плотность воды зависит от ее минерализации, т. е. от количества растворённых в ней солей. Степень минерализации вод обычно выражают солёностью – содержанием растворённых в воде солей, отнесенным к 100 г раствора.

Температура воды обычно находится в соответствии с геотермической ступенью данной местности. Однако бывают и отклонения, что чаще всего обуславливается появлением тектонических вод, имеющих более высокую температуру. Определение температуры воды имеет важное практическое значение и используется при решении различных вопросов, в частности, в промысловой практике для суждения о глубине притока вод.

С увеличением температуры вода расширяется (выше было отмечено, что при 4° С вода имеет наибольшую плотность) (моё). Коэффициент термического расширения воды (т. е. изменение единицы объема воды при повышении температуры на 1°С) изменяется неравномерно: при 4÷10° С он в среднем равен 6,5÷10^-5; при 10÷20° С – 15·10^-5, при 20÷30° С – 25·10^-5 и при 65÷70°С – 58·10^-5.

Электропроводность вод зависит от минерализации; минерализованные воды являются проводниками электрического тока, а пресные воды плохо проводят (или почти не проводят) его.

Вязкость воды в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти, поэтому вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем нефть. Вязкость воды при атмосферных условиях и 20° С равна 1,005 мПа·с. Основным фактором, влияющим на вязкость воды в пластовых условиях, является температура пласта (рис. 4).

 

Рис. 4 – Зависимость между вязкостью и температурой воды А – чистая вода; В – вода, содержащая 60 г/л солей	Рис. 5 – Значение объемных коэффициентов (V) для пластовой воды 1 – чистая вода; 2 – вода с растворенным газом

 

Поверхностное натяжение воды имеет важное значение в связи с ее вымывающей способностью. При меньшем поверхностном натяжении вода обладает большей способностью промывать пески и вытеснять из пласта нефть. Величина поверхностного натяжения воды в значительной степени зависит от ее химического состава, и в результате соответствующей химической обработки воды может быть значительно снижена.

Объемный коэффициент пластовой воды зависит главным образом от температуры пласта и в меньшей степени от количества растворенного в воде газа (рис. 5).

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается (рис. 6).

 

 

Рис. 6. Растворимость (N) естественного газа в чистой воде (при пользовании диаграммой необходимо вводить поправки на минерализацию воды)

Рис. 6. Растворимость (N) этана в чистой воде (при пользовании диаграммой необходимо вводить поправки на минерализацию воды)

 

Сжимаемость воды, т. е. изменение единицы объема воды в пластовых условиях при изменении давления на 0,1 МПа колеблется в пределах (3,7÷5) · 10^-4 1/МПа.

Сжимаемость газированной воды возрастает с увеличением содержания растворенного в ней газа, причем

 

β_В1 = β_В (1 + 0,05 r),

 

где β_В1 – коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, 1/МПа;

β_В – коэффициент сжимаемости чистой воды, 1/МПа;

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

Сжимаемость растворов солей в воде меньше сжимаемости чистой воды, она уменьшается с увеличением концентрации соли.

 

Химическая характеристика

 

Воды нефтяных месторождений характеризуются: 1) повышенной минерализацией; 2) наличием хлоридов кальция и натрия или гидрокарбонатов натрия; 3) отсутствием сульфатов или весьма незначительным их содержанием; 4) повышенным содержанием ионов I, Br, N H₄; 5) часто присутствием H₂ S; 6) наличием солей нафтеновых кислот; 7) наличием растворенных углеводородных газов, реже – гелия и аргона.

Формирование подземных вод связано с их проникновением в земную кору с поверхности в капельножидком виде или в виде водяного газа, конденсирующегося под землей в воду. В формировании подземных вод участвуют также и воды, захороненные в морских осадках, а затем преобразованные при диагенезе осадков.

Условия формирования различных типов вод весьма разнообразны и характеризуются: 1) взаимодействием воды и горных пород; 2) взаимодействием вод с нефтью и газами; 3) воздействием на воды микробиологических процессов; 4) различными геологическими факторами – литолого-физическим составом пород и их коллекторскими свойствами, тектоникой, температурными условиями и др.

Обычно в водах газонефтяных месторождений содержатся следующие компоненты:

1) ионы растворимых солей: анионы – ОН^-, Cl^-, SO₄^2-, СО₃^2-, НСО₃ ^-; катионы – Н⁺, К⁺, Na⁺, NH₄⁺, Mg^2+, Ca^2+, Fe²⁺, Mn²⁺;

2) растворимые ионы микроэлементов: Br^-, I^-, B³⁺, Sr²⁺;

3) коллоиды: SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃;

4) газообразные вещества: CO₂, H₂S, CH₄, H₂, N₂;

5) органические вещества: нафтеновые кислоты, их соли.

Исследования вод нефтяных месторождений показывают, что состав их в одном и том же пласте меняется в зависимости от того, из какой части структуры взят образец воды, – из зоны водонефтяного контакта или из законтурной зоны. Нередко в зоне водонефтяного контакта воды обладают большей минерализацией, чем в зоне, удалённой от контура нефтеносности, поэтому по мере эксплуатации и продвижения краевых вод минерализация их уменьшается. Особенно значительные изменения состава наблюдаются в щёлочных водах, так как на контакте нефть-вода происходит биохимический процесс, обусловливающий частичное восстановление сульфатов, которые нередко содержатся в водах.