Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление.

Содержание и задачи курса ФП.

Содержание курса:

1. Физически св-ва ГП.

2. Механические св-ва ГП.

3. УВ содержимое коллекторов и их свойства.

4. Фазовые состояний УВ систем.

5. Пластовые воды и их св-ва.

6. Молекулярно-поверхностные св-ва сис-мы нефть-газ-вода-порода.

7. Основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред.

8. Повыжение нефтеотдачи пластов.

9. Моделирование пластовых процессов.

Задачи курса.

1. Изучение физических свойств ГП– коллекторов нефти и газа.

2. Изучение физических и физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов (нефть, газ, вода).

3. Изучение физических процессов, происходящих в пласте при движении нефти, воды и газа

Залежь – локальное скопление нефти и газа, ГП.

Месторождение – совокупность залежей, объектов разработки.

Нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в основном в осадочных ГП.

Нефть, вода и газ располагаются в залежах соответственно их плотностям.

Прогресс в области ФП, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует проведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых м/р, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов.

 

Классификация залежей УВ.

В зависимости от соотношений объемов нефть/газ, а также от Р и t, различают следующие типы залежей:

1) газовые – все УВ в пласте содержатся в газообразном состоянии т.е. нефти в пласте нет.

2) нефтяные – V_н >> V_г, Р_пл > Р_нас и весь газ растворен в нефти.

3) нефте-газовые либо газо-нефтяные –V_г ≈ V_н, Р_пл не столь высокое и согласно условию Р_нас > Р_пл часть газа находится в свободном состоянии виде газовой шапки.

4) газо-конденсатные – V_г >> V_н и вся нефть растворена в газе.

5) газогидратные – при определенных условиях УВ способны создавать твердые соединения с водой, называемые гидраты.

Например, СН₄ х 6Н₂О – гидрат метана. Такие м/р наз-ся газогидратными и фактически способствуют их образованию…?

 

Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление.

Пластовое давление -Давление при котором пластовые флюиды находятся в залежи [Па] [МПа] [кгс/м²].

Изменяется от нескольких МПа до 100 МПа и обычно подчиняется гидростатическим законам, т.е. с увеличением глубины на 100 м давление возрастает на 1 МПа. Иногда эта закономерность нарушается, и мы имеем дело либо с аномально низким пластовым давлением, либо с аномально высоким пластовым давлением.

Р_пл = ρgH

Горное давление – давление вышележащих ГП на скелет нефтяного пласта (величина постоянная).

Р_г = ρ_п gH

ρ_п – средняя плотность ГП, покрывающих эту залежь

Н – толщина ГП

Эффективное давление – это разность Р_г и Р_пл

Р_эф = Р_г - Р_пл * n

n – безразмерный параметр, учитывающий часть пластового давления, обуславливающего разгрузку горного давления.

n = 0,85..1,0

Возрастание Р_эф приводит к упругому сжатию продуктивного пласта

Забойное давление – давление на забое скважины, задается технологами.

Перепад давления ∆Р = Р₁ – Р₂; где Р₁ > Р₂ – разность между двумя значениями давления в элементе пласта, в стволе скважины, в трубопроводе.

Градиент давления ( grad Р), [ Па/м, МПа/м, кгс/см²м ] – параметр, показывающий изменение давления на единицу длины.

Приведенное давление – вводится для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения. Забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости (может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна).

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт.

ρ_Н - плотность нефти в пластовых условиях;

Δh1, Δh2 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления:

Δh1 и Δh2 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта;

ρв - плотность воды в пластовых условиях.

Пластовая температура - т емпература при которой флюиды находятся в пласте, обозначается Т или t, [К, ⁰С]

Пластовая температура изменяется от 18⁰ до 160⁰ и более.

 

Закон Дарси.

Получен опытным путем в XIX в. Франц. Инженером Анри Дарси.

V = k_ф*i

k_ф – коэф-нт пропорциональности

i = (H1 – H2)/L

k_ф/(ρg) = k/μ

k – коэф-нт проницаемости пласта.

μ – динамическая вязкость ж-ти.

Закон линейной фильтрации Дарси:

P₁ > P₂ => P₁ - P₂ = ∆P, ∆P / L = grad P

Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта,

F – площадь сечения,

∆P – перепад давления, [Н/м²],

L – длина пористой среды,

μ – динамическая вязкость, [Н· с/ м²],

k – или коэф-нт проницаемости, [м²]

 

Формулу (1) запишем ч/з коэф-нт проницаемости и расход

1 Дарси = 1.02 * 10^{-12 м2}

 

Удельная поверхность ГП.

Это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащихся в единице объема образца.

Sуд = T/V [м²/м³]

Чем больше Sуд ГП, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.

Чем больше Sуд, тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.

Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м²/м³.

Упругие св-ва ГП.

На состояние пласта, режим его работы, существенно влияют упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то нефть и вода в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, т.к. внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и ГП не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Р_пл в результате расширения ж-тей и уменьшения V_пор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки нефтяных пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающихпласт флюидов.

Упругую эн. ГП принято хар-ть 3мя коэф-ми сжимаемости:

1. коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом:

β₀ - коэф-нт сжимаемости образца, [Па^-1]

V₀ – начальный объем образца, [м³]

∆V₀ – изменение объема ГП при изменении давления ∆Р

«-» условный знак, значит речь идет об условной сжимаемости.

2. коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

(2)

β_n - коэф-нт сжимаемости пор образца породы

V_n – начальный объем порового пространства

∆V_n – изменение объема пор при изменении давления ∆Р

3. коэф-нт сжимаемости поровой среды:

(3)

Наибольшее значение получил β_с, который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р = 0,1 МПа

Пределы изменения коэф-ов сжимаемости.

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем:

β_с = m · β_n

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β^* = m · β_ж + β_с

β^* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па^-1

m – коэф-нт пористости

β_ж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па^-

В пластовых условиях коллекторские свойства ГП из-за их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, а коэф-ты проницаемости для различных пород на 10 - 40%.

 

Пластические св-ва ГП.

При упругих деформациях упруго деформируются зерна породы и цементирующий материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности) цементирующий материал разрушается – зерна породы смещаются относительно друг друга – плотность их упаковки увеличивается.

Рассмотрим график зависимости β_С от изменения горного давления:

I. Область упругих деформаций пород пласта.

II. Область пластических деформаций. Область разрушения – разрушение цементирующего материала, смещение зерен относительно друг друга и резкое уменьшение ΔVп – резкий рост β_С.

III. Область упругих деформаций зерен скелета породы.

Скелеты породы отличаются очень низкими значениями деформации. Развитию пластической деформации может способствовать внедрение в пласт воды, что приведет к набуханию глин и смещению зерен пород.

Наиболее пластичные ГП: глина, каменная соль, глиносодержащие породы.

Сведение о пластичности необходимо для прогнозной устойчивости в стенах скв. при буриении. А также в расчетах при подборе обсадных труб для крепления скважин.

 

Тепловые св-ва ГП.

1.Удельная теплоемкость – необходимое кол-во теплоты для повышения t породы на 1С.

Q – кол-во переданной теплоты,

М – масса породы,

Т и Т0 – конечная и начальная температуры.

2.Коэф. Теплопроводности – характеризует хорошо или плохо данное тело пропускает ч/з себя тепло при установившемся режиме, и численно = кол-ву теплоты, проходящему в породе ч/з ед. площади в ед. времени при градиенте температур = 1.

S – площадь сечения породы,

dt – промежуток времени,

dT/dx – градиент температур.

Если определение коэф теплопроводности проводится при температуре, отличной от пластовой, то результаты уточняются по формуле:

λ₀ и Т₀ – коэф.теплопроводности при температуре Т0,

Т – пластовая температура,

К – поправочный коэффициент.

3.Коэф. Температуропроводности – мера скорости, с которой пористая среда передает изменение температуры с одной точки в другую:

ρ – плотность.

4.Коэф-ты линейного и объемного расширения. При нагреве ГП расширяются. Способность к расширению при нагреве характеризуется данными коэф-тами:

V,L – объем и длина образца ГП,

dV, dL – их изменение, при изменении температуры на dT.

В осадочных ГП теплопроводность обусловлена тепловыми колебаниями атомов кристаллической решетки, кот. связаны м/у собой упругими силами. Тепловые колебания распространяются по всем направлениям в виде упругих волн. В жидкостях и газах основным механизмом теплопередачи является конвенция. Тепловые свойства ГП определяются экспериментальным либо расчетным путем. Исследования термических свойств ГП позволили получить выводы:

1. чем больше пористость и начальная t, тем больше их теплоемкость.

2. теплоемкость ГП возрастает с уменьшением их плотности.

3. теплопроводность ГП, заполненных нефтью и водой значительно повышается за счет конвективного переноса тепла с жидкой средой.

4. температуропроводность ГП повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводности нефти меньше, чем воды.

5. давление несущественно влияет на теплофизические свойства ГП: при увелич. давления на 100 МПа теплопроводность изменяется на 0,1 %

6. коэф-нт линейного расширения породы уменьшается с ростом ее плотности. Крупнозернистые ГП при прочих равных условиях расширяется при нагреве дольше, чем мелкозернистые.

Термические свойства ГП учитываются при проектировании и использовании тепловых методов воздействия на пласт, на призабойную зону скважин с целью увеличения коэф-ов нефтеизвлечения.

 

24.Методы определения тепловых св-в ГП.

Тепловые св-ва.

1. чем больше пористость и начальная t, тем больше их теплоемкость.

2. теплоемкость ГП возрастает с уменьшением их плотности.

3. теплопроводность ГП, заполненных нефтью и водой значительно повышается за счет конвективного переноса тепла с жидкой средой.

4. температуропроводность ГП повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводности нефти меньше, чем воды.

5. давление несущественно: при увелич. давления на 100 МПа теплопроводность изменяется на 0,1 %

6. коэф-нт линейного расширения породы уменьшается с ростом ее плотности. Крупнозернистые ГП при прочих равных условиях расширяется при нагреве дольше, чем мелкозернистые.

Состав нефти.

Состав нефти очень сложен и разнообразен и может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Пластовая нефть представляет собой большое кол-во компонентов с различными свойствами.

Основными элементами входящими в состав нефти являются С и Н. Наиболее широко в нефти представлены УВ трех основных классов:

1. Метанового ряда С_nH_2n+2 до 26 %

2. Нафтеновые С_nH_2n до 52 %

3. Ароматические С_nH_n до 22 %

Для УВ метанового ряда:

С = 1..4 – газы,

С = 5..16 – ж-ти,

C > 16 – тверд.

Асфальтены, смолы, парафины - высокомолекулярные соединения входящие в состав нефти. Содержание их обуславливает многие физические параметры нефти.

Парафины:

- УВ метанового ряда,

- содержание С > 16,

- белое вещество,

- ρ_n = 850...950 кг/м³,

- ср. молек. масса 400...430,

- t плавления от 40 до 100⁰ С.

- Содержание в нефти от долей % до 28%.

Смолы:

- мазеобразная консистенция,

- темно-коричневый цвет,

- ρ = 1000...1070 кг/м³,

- ср. молек. масса до 1200,

- хорошо растворимы в жидких УВ,

- входят в состав дисперсной среды,

- Содержание в нефти от долей % до 40%.

Асфальтены: по химическому составу близки к смолам, но отличаются более высокой молекулярной массой.

- ср. молек. до 10...12 тыс.

- твердое вещество черного цвета,

- ρ_а = 1000..1200 кг/м³,

- Содержание в нефти до 15%.

Увеличение содержания асфальтенов и смол в нефти приводит к увеличению плотности и вязкости нефти.

Асфальтены образуют коллоидную систему, в которой они являются дисперсной фазой, а остальные жидкие компоненты в нефти – дисперсионной средой. Нефть, содержащая значительное кол-во асфальтенов проявляет аномалии вязкости. Ее вязкость из-за структуры образования непостоянна и зависит от действующего напряжения сдвига. При движении такой нефти в пористой среде имеются отклонения от закона линейной фильтрации Дарси:

Кислородосодержащие компоненты: нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. При взаимодействии со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и обладающие поверхностно активными свойствами.

Сера: содержание S в нефтях России достигает 6%. Причем S присутствует в свободном виде, в виде H2S, но часто входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ:

1) меркаптаны – летучие жидкости, с чрезвычайно сильным отвратительным запахом. Не растворяются в воде и обнаруживают слабокислотные свойства. Являются очень вредной примесью, т.к. вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования.

2) сульфиды – жидкие в-ва с неприятным запахом, по химическому составу нейтральны и нерастворимы в воде. Также не реагируют со щелочью.

Кроме того в нефти содержатся: дисульфиды, тиофены и тиофаны.

В очень малых кол-вах к нефти присутствуют металлы: V, Cr, Ni, Fe, Co, Mg, Ti, Na и Ca, а также Ge, P и Si.

 

Вязкость пластовой нефти.

Она всегда отличается от вязкости дегазированной нефти в следствии большого кол-ва растворенного газа, повышенной t и P. При этом все нефти подчиняются следующим закономерностям:

1. повышение давления приводит к некоторому снижению вязкости, но при условии, что Р_пл > Р_нас вязкость увеличивается:

По мере увеличения давления (АВ) вязкость нефти уменьшается, т.к. увеличивается кол-во растворимого в нефти газа. В (В) Р = Р_нас и весь свободный газ растворен в нефти, дальнейшее увеличение давления приводит к некоторому увеличению вязкости нефти за счет ее упругого сжатия.

2. Вязкость нефти уменьшается с увеличением t, при этом увеличение P уменьшает темп падения вязкости:

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении t, в дальнейшем снижение вязкости замедляется. По данной кривой можно подобрать наиболее оптимальную t нагрева нефти. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, чем нефти имеющие меньшую вязкость и плотность.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в 10 раз меньше вязкости дегазированной нефти.

Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от десятых долей до мПа·с до 2000 - 3000 мПа·с. Сведения о вязкости используют при определении дебита скважин, при подборе нефтепромыслового оборудования и др. расчетах.

Сжимаемость нефти

Упругие св-ва нефти оцениваются коэф-ом сжимаемости нефти – способностью ж-ти изменять свой объем под действием давления:

Наиболее низкими значениями обладают дегазированные нефти. β_н.дег = (4...7) · 10^-10 Па

У пластовых нефтей, содержащих растворимый газ β_н.пл = 140·10^-10 Па. Но чаще всего (25...35) ·10^-10 Па.

β_н зависит от ее состава, кол-ва раств-го газа и температуры. Чем выше молекулярная масса нефти, тем выше β_н. Чем больше в нефти раств-го газа, тем больше β_н. С увеличением температуры β_н уменьшается, что объясняется ухудшением растворимости газов в нефти.

График β_н от Р:

Уменьшение β_н со снижением давления ниже давления насыщения обуславливается дегазацией нефти. Величина β_н используется при определении упругих запасов нефти, при расчетах коэф-ов пъезопроводности и упругой емкости пласта.

β_н определяется по кривым Р - ∆V.

Диэлектрические свойства нефтей. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости измененяются в следующих диапазонах: для воздуха = 1; для нефти = 1,86 – 2,38; для нефтяного газа = 1,015; для смол и асфальтенов = 2,8.

 

29.Растворимость газов в нефти. Газосодержание пластовой нефти. Газовый фактор. Влияние растворенного газа на физ св-ва нефти. Контактный и дифференциальный процессы разгазирования.

В пластовой нефти всегда содержатся растворимые газы, количественное их содержание хар-ся газосодержанием (газонасыщенностью).

Газосодержание пластовой нефти – кол-во газа растворенного в ед. объема пластовой нефти, сохраняющееся постоянно при пластовом давлении равном либо превышающем давление насыщения; и уменьшающееся в процессе разработки залежи в процессе сжижении пластового давления ниже давления насыщения

Г_н = V_г / V_пл.н [м³/м³]

V_г – объем содержащегося газа в ед. объема пластовой нефти

Максимальное кол-во газа, которое может быть раств. в ед. объема пластовой нефти при опред. P и t наз-ся растворимостью газа.

Газосодержание может быть равным или меньшим растворимости газа. Растворимость газов при небольших давлениях и температурах подчиняются линейному закону Генри:

V_г = α · V_ж · Р

V_г – кол-во газа, раств в объеме жидкости V_ж, [м³]

Р – абсолютное давление газа над поверхностью жидкости, [Па]

α - коэф-нт раств. газа в жидкости

Физический смысл α - кол-во газа растворенного в ед. объема или массы нефти при увеличении давления на единицу и может изменяться в пределах от долей до 40-50 м³ / м³ · МПа

α = V_г / V_ж · Р, [м³ / м³ · МПа; Па^-1]

Газовый фактор – это кол-во газа, приходящегося на 1 т или 1 м³ добытой нефти.

Г_ф =V_г / V_д.н. = [м³ / м³; м³ / т]

Различают начальный, текущий и средний газовый фактор:

- начальный – отношение количеств добытого газа и нефти за первый месяц или квартал работы скважины.

- текущий – отношение добытого газа и нефти за любой ограниченный отрезок времени.

- средний –отношение количеств газа и нефти добытого с начала разработки до любой произвольной даты.

Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью в нефти. С увеличением молекулярной массы коэф-нт растворимости УВ-ых газов возрастает. Из неУВ-ых газов: углекислый газ обладает весьма высокой растворимостью, а азот наиболее низкой.

Пример: коэф-нт растворимости отдельных газов в Ромашкинской нефти (Газ - α, м³ / м³ · МПа)

СО₂ - 13,0

СН₄ - 3,8

N₂ - 0,88

Замечено, что растворенность газов в нефти увеличивается с возрастанием содержания в нефти парафинов УВ и уменьшается с ростом ароматических УВ и асфальтосмолистых веществ (АСВ).

С увеличением давления растворенность газов увеличивается, но это увеличение различно для различных газов.

Выводы: для N₂ и СН₄ пологий подъем, растворимость равномерна и подчиняется закону Генри, а для хорошо растворимых газов СО₂ и попутный газ, растворимость характеризуется резким подъемом до определенных давлений, а затем выполаживанием. Последнее обуславливается обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе (ретроградные фазовые превращения).

Очень часто в нефтепромысловой практике мы встречаемся с процессами разгазирования. Различают контактный и дифференциальный процессы разгазирования.

- Контактный – когда весь выделившийся из нефти газ остается в контакте с нефтью.

- Дифференциальный – когда выделившийся из нефти газ постоянно отводится.

Представление о количестве выделившегося газа дают кривые разгазирования.

Q – кол-во выделившегося газа.

 

30.Давление насыщения нефти газом., объемный коэффициент и усадка нефти. Определение давления насыщения и его практическое приложение.

Состав пластовых вод.

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 - 98%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Минерализация пластовых вод – это суммарное содержание в ней растворенных и коллоидных веществ. Изменяется от десятых долей до 600 кг/м³.

В пластовых водах присутствуют ионы К, Na, Са, Mg и ряд других металлов. Основные ионы соединяющие: хлорион, сульфотион, ионы Na, Са и Mg, в меньших кол-вах содержатся К, Fe и др., в относительном небольшом и ничтожном кол-ве ионы Br, стронция, Li, и др элементов. Пластовые воды содержат фенолы, низшие жирные кислоты, нафтены, азотсодержащие кислоты, содержание их в воде может достигать до 5 кг/м³. Все пластовые воды содержат растворенные газы (осн. компонент метана – этан, пропан и бутаны встречаются в меньшем кол-ве). Содержание метана колеблется от долей до 5 м³/м³.

Азот – обязательный компонент в составе пластовой воды и содержание его колеблется 0,01...0,04 м³/м³.

Углекислый газ присутствует практически повсеместно. В СО₂ образуется при окислении органических и УВ-ых веществ, а также в результате динамо и термо-метаморфизма карбонатных и метаморфических г.п., СО₂ =18...20 м³/м³.

Сероводород в составе воды распределяется неравномерно. Максимальное содержание его в водах среднего Поволжья для пермских отложений составляет 0,9...1,3 м³/м³. Для каменноугольных отложений от 2,0...3,0 м³/м³. В девонских и додевонских месторождений Н₂S не обнаружен.

Такие инертные газы как He, Ar и др содержатся в пластовых водах в виде следов (очень маленьких кол-вах). Кислород обнаруживается редко и в основном связан с зоной свободного водообмена. Распределение водорода недостаточно изучено, встречается в небольшом количестве 10^-3 м³/м³.

 

Плотность пластовых вод.

Плотность пластовых вод увеличивается с увеличением концентраций солей и в среднем для нефтяных месторождений плотность вод колеблется в пределах 1160...1190 кг/м³.

Плотность вод несколько уменьшается с увеличение температуры, и практически не зависит от давления. Сжимаемость пластовой воды оценивается по следующей формуле:

[Па^-1, МПа^-1]

V_B – первоначальный объем воды.

ΔV_В – изменение V воды при изменении давления на ΔР.

Коэффициент сжимаемости в пл. условиях измен-ся в пределах от неск. единиц до 5,0*10^-10Па^-1. Сжимаемость газированной воды увелич-ся с увеличением кол-ва раств-ых газов. Приближенно коэф-нт сжимаемости воды можно характеризовать по формуле:

b_вг = b_в(1 + 0,05Г)

b_вг- коэф. сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, Па^-1

b_в - коэф. сжимаемости чистой воды (без газа), Па^-1

Г- кол-во газа, раств-го в воде.

Сжимаемость водных растворов солей уменьшается с увеличением концентрации солей в воде.

Вязкость пластовых вод.

Зависит от t-ры и концентрации растворенных солей. T-ра оказывает большее влияние.

1- при атм-ых условиях

2- при Р = 50 МПа

Влияния давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворен. солей. В области низких t-ур (5-10⁰С) вязкость слабоминерализованных вод понижается с повышением давления. Наиболее вязкие хлоркальцевые воды, вязкость их превышает в 1,5-2 раза. Т.к. t воде газа растворяются в небольшом количестве, вязкость её незначительно уменьшается и поэтому вязкость пластовых вод можно измерять обычными приборами в обычных условиях (вискозиметры).

Тепловое расширение воды.

С увеличением t-ры вода расширяется, это характеризуется коэффициентом теплового термического расширения воды. Этот коэффициент показывает изменение V воды, при повыш-ии t-ры на 1 ⁰С.

Е=1/V_в*DV_в /DТ

Е – град^-1

V_{в –} нач. V воды

ΔV_в- изменение V воды, при измен-ии темпер. на ΔТ

Е в пластовых водах колебл-ся в след-их пределах К – (18….90)*10^-5град^-1, возрастая с увеличением t-ры и уменьшаясь с ростом Р_пл

Электропроводность пл. вод

С повышением минерализации и t-ры увеличивается, а сопротивление уменьшается. Зависимость

Удельное электросопротивление вод нефтяных месторождений измен-ся

R_уд – 0,05 до 1,00 мм.

 

Плотность пластовых вод.

Плотность пластовых вод увеличивается с увеличением концентраций солей и в среднем для нефтяных месторождений плотность вод колеблется в пределах 1160...1190 кг/м³.

Сжимаемость водных растворов солей уменьшается с увеличением концентрации солей в воде.

Вязкость пластовых вод.

Зависит от t-ры и концентрации растворенных солей. T-ра оказывает большее влияние.

1- при атм-ых условиях

2- при Р = 50 МПа

Влияния давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворен. солей. В области низких t-ур (5-10⁰С) вязкость слабоминерализованных вод понижается с повышением давления. Наиболее вязкие хлоркальцевые воды, вязкость их превышает в 1,5-2 раза. Т.к. t воде газа растворяются в небольшом количестве, вязкость её незначительно уменьшается и поэтому вязкость пластовых вод можно измерять обычными приборами в обычных условиях (вискозиметры).

Тепловое расширение воды.

С увеличением t-ры вода расширяется, это характеризуется коэффициентом теплового термического расширения воды. Этот коэффициент показывает изменение V воды, при повыш-ии t-ры на 1 ⁰С.

Е=1/V_в*DV_в /DТ

Е – град^-1

V_{в –} нач. V воды

ΔV_в- изменение V воды, при измен-ии темпер. на ΔТ

Е в пластовых водах колебл-ся в след-их пределах К – (18….90)*10^-5град^-1, возрастая с увеличением t-ры и уменьшаясь с ростом Р_пл

Электропроводность пл. вод

С повышением минерализации и t-ры увеличивается, а сопротивление уменьшается. Зависимость

Удельное электросопротивление вод нефтяных месторождений измен-ся

R_уд – 0,05 до 1,00 мм.

Растворимость

1. с повышением температуры раст-ть газов в нач. уменьшается, а затем возрастает пройдя минимум

2. с увелич. давления кривая изотерма имеет более выпуклый характер, что объясняется большим кол-вом раств-го в воде газа.

Температура минимальной растворимости газов зависит от давления:

 

Вязкость УВ газов

- характеризует силу внутреннего трения. Различают динамическую и кинематическую вязкость, кот. связаны м/у собой следующим отношением:

u- [м^2/с]-кинематическая вязкость

m-[Па*с]- динамическая вязкость

Вязкость газа зависит от t, P и природы самого газа.

Закономерности изменения в. газов от указанных параметров можно объяснить исходя из некот. положений кинетич. теории газов. Так известно, что вязкость

(2)

r-плотность газа

V - ср. скорость движения молекул газа

l-ср. скорость длина свободного пробела молекул

m-динамич. вязкость

Согласно ф-ле (2) с повышением Р плотность газа увеличивается, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а средняя их скорость не изменяется, поэтому с увеличением Р динамич. вязкость газа в начале практически остается постоянной.

При высоких давлениях это нарушается, т.к. газ по своим св-ам приближается к жидкостям. Из формулы (2) видно, что с увеличением t-ры вязкость газа должна возрастать, т.к. ср. скорость движения молекул увелич-ся, а плотность и ср.длина пробега остаются постоянными, при неизменном объеме газа. С повышением t-ры увеличивается скорость и количество движения передаваемого из слоя в слой в ед. времени и следует, что больше будет вязкость.

Однако с повышением Р эти закономерности нарушается. При высоких Р с увеличением t вязкость газов изменяется аналогично изменению вязкости ж-ти, т.е. вязкость снижается.

В сжатом газе перелет молекул в движущиеся др. относительно др. слои затруднен и передача кол-ва движения из слоя в слой происходит в основном как у ж-тей, за счет временного объединения молекул на границе слоев. При увеличении t ухудшаются усл-ия для объед-я молекул. В следствии увеличения скоростей их движ-и и поэтому вязкость сильно сжатых газов уменьшается с ростом t-ры.

С увеличением молекулярной массы газа вязкость его возрастает.

Для определения вязкости газов используются следующие методы:

1. капиллярный

2. м-д измерения ск-ти падения шарика в исследован.газе.

3. м-ды, основан. на измерении ск-ти вращения цил-ров и затухания вращ-ых колебаний дисков

4. рассчетные м-ды

Молекулярная масса смеси рассчитывается по принципу аддитивности:

М_i – молекулярный вес i-го компонента;

g_i – весовая доля;

N_i – мольная доля.

Молярный объём — объём одного моля вещества, величина, получающаяся от деления молярной массы на плотность. Характеризует плотность упаковки молекул. Согласно закону Авогадро, для любого газа при нормальных условиях эта величина имеет универсальное значение 22,4 л/моль.

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу (физическое взаимодействие).

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (2.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

PV = zQRT

Q – количество вещества, моль;

z – коэффициент сверхсжимаемости.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева - Клайперона для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температуры), природы газа.

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – те