Пластовая и дегазированная нефть.

Пластовая нефть – неокисленная, содержащая растворенный газ и находящаяся под пластовым давлением и температурой.

Дегазированная нефть – при подъеме нефти на поверхность снижается P и t, из нефти выделяется газ. Такую нефть называют дегазированной или устьевой трапной.

Пластовая нефть представляет собой смесь большого количества компонентов разного состава, отличающихся разнообразием свойств. При дегазации пластовой нефти выделяются ее газообразные составляющие: УВ газы, N2 и иногда CO2, H2S и инертные газы.

Содержание газообразных УВ в нефти может изменяться от единиц до сотен м³ на тонну нефти. Растворенный в нефти газ уменьшает ее вязкость и плотность и увеличивает ее сжимаемость. Газ взаимодействует с диспергированными в нефти парафинами и асфальтенами - изменяются вязкость, температура насыщения нефти парафином и тд.

Количественное содержание растворенных газов характеризуется газосодержанием (газонасыщенностью) – кол-во газа растворенного в ед. объема пластовой нефти, сохраняющееся постоянно при пластовом давлении равном либо превышающем давление насыщения; и уменьшающееся при 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

Растворимость газа - максимальное кол-во газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенном P и t.

Коэффициент растворимости газа a показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

α = V_Г / (V_Ж * Р)

V_ж – объём жидкости-растворителя;

V_г – количество газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Давление насыщения нефти газом – давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефтесостояния в свободное. Оно зависит от количества и вида растворенного газа, а также состава нефти и от t. С увеличением количества растворенного газа и t нефти, давление насыщения увеличивается.

С ростом молекулярной массы давление насыщения увеличивается.

Сведения о давлении насыщении газа необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамический уровень жидкости газа, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти.

Количество выделившегося из нефти газа зависит и от способа дегазирования:

- Контактное разгазирование - выделившийся газ находится в контакте с нефтью,

- дифференциальное разгазирование - выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

 

Св-ва нефти в пластовых условиях.

Плотность дегазированной и пластовой нефти.

Изменяется в широких пределах 600...1000 кг/м³.

Присутствие в пл. нефти раств-го газа и повышенная температура пласта приводит к уменьшению плотности нефти.

Ромашкинское МР: 822 - > 870.

Не все газы одинаково влияют на плотность нефти при их раств-ии. Так с увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее УВ газами и СО₂ и несколько увеличивается при насыщении N2. Это объясняется тем, что с увеличением давления с одной стороны увеличивается кол-во раств-го в нефти газа, что уменьшает вязкость нефти, с другой - уменьшается объем нефти из-за упругого ее сжатия, что ведет к увеличению вязкости.

Плотность, как параметр, необходима для перевода объемных ед. в массовые и наоборот.

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.