Физико-химические свойства нефти, воды и газа

Свойства пластовой нефти, воды и газа являются компонентами для определения характеристик пласта при гидродинамических исследованиях скважин и, в конечном счете, параметрами разработки. Вместе с тем известно, что физико-химические свойства фильтрующихся веществ изменяются в пределах одного пласта в процессе разработки. Отсюда следует, что изменение их значений необходимо учитывать при интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин.

В данном разделе, из всего спектра физико-химических свойств, ограничимся рассмотрением таких физико-химических свойств пластовой нефти, воды и газа как плотность, вязкость, объемный коэффициент нефти, коэффициент сверхсжимаемости. Другие параметры пластовых флюидов рассматривается по мере изложения материала.

2.1. Плотность пластовой нефти равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность плотность пластовой нефти можно определить с помощью аналитической формулы [1]:

, (2.1)

где – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м³,

– плотность газа стандартного разгазирования газонасыщенной нефти, кг/м³;

– газонасыщенность м³/м³.

2.2. Плотность пластовой воды есть функция давления , температуры , концентрации растворенных солей , и газонасыщенности. При известном коэффициенте сжимаемости газонасыщенной воды плотность пластовой воды рассчитывается по формуле:

, (2.2)

здесь – плотность воды в стандартных условиях вычисляемая по формуле:

, (2.3)

где – плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м³;

– массовая концентрация солей, %;

– газосодержание воды, м³/м³;

– коэффициент сжимаемости газонасыщенной пластовой воды, 1/МПа;

a – термический коэффициент объемного расширения воды, равный , 1/K.

Пластовые воды месторождений Западной Сибири относятся к слабоминерализованным, плотность которых находится в пределах 1007 ¸ 1023 кг/м³ при минерализации 13,8 ¸ 34 г/л.

2.3. Объемный коэффициент пластовой нефти характеризует изменение объема жидкой фазы при изменении термодинамических условий. Величина объемного коэффициента показывает кратность уменьшения объема, занимаемого нефтью в пласте , по сравнению с объемом жидкой фазы нефтегазовой системы при заданных давлении и температуре :

, (2.4)

где – приведенный к стандартным условиям объем нефтяного газа, выделившегося при изменении давления и температуры от их пластовых значений до заданных и , м³/т;

– плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м³;

– плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях, кг/м³;

– плотность нефти при заданных давлении и температуре, кг/м³.

В некоторых случаях пользуются коэффициентом усадки , показывающим относительное изменение объема нефти при извлечении ее на поверхность:

100%. (2.5)

2.4. Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях . При характерном для Западной Сибири составе растворенного в воде газа приближенное значение объемного коэффициента воды рассчитывается по формуле:

, (2.6)

где – газосодержание воды, м³/м³.

При известном значении коэффициента сжимаемости газонасыщенной воды объемный коэффициент пластовой воды рассчитывается по уточненной формуле:

. (2.7)

Величина объемного коэффициента воды изменяется в узких пределах от 0,98 до 1,06.

2.5. Вязкость пластовой нефти зависит от ее состава и состава растворенного в ней газа. Величина вязкости уменьшается с повышением газосодержания и с ростом температуры и незначительно увеличивается с повышением давления в пределах от давления насыщения и выше. Поэтому обычно вязкость нефти в пластовых условиях значительно меньше вязкости сепарированной нефти. Различают абсолютную (динамическую) и кинематическую вязкость .

Единицы измерения вязкости в системе СИ: динамическая вязкость Па×с; кинематическая вязкость м²/с. Динамическая и кинематическая вязкость связаны между собой соотношением:

, (2.8)

где – плотность нефти, кг/м³.

Значение коэффициента динамической вязкости определяют лабораторным путем по глубинной пробе нефти.

2.6. Вязкость пластовой воды есть функция температуры и концентрации солей. Влияние давления незначительно. Вязкость пластовой воды в диапазоне температур от 20 до 100°С при концентрации солей не выше 6% рассчитывается по формуле:

, (2.9)

где – температура, ºС.

Для других условий вязкость пластовой воды может быть определена по графической зависимости, рис.2.1.

Отношение динамической вязкости нефти к вязкости воды называется относительной вязкостью :

. (2.10)

Рассмотрим на примерах расчет физико-химических свойств пластовых нефти и воды.

Пример 1.

Рассчитать физико-химические свойства пластовой нефти: плотность ; сжимаемость и объемный коэффициент нефтегазовой смеси, если известны: плотность сепарированной нефти 848 кг/м³; плотность газа в стандартных условиях 1,203 кг/м³; мольная масса нефти 142 кг/моль;газосодержание в стандартных условиях – 53,14 м³/м³.

По формуле 2.1 рассчитываем плотность нефтегазовой смеси:

788 кг/м³.

Сжимаемость нефти рассчитываем по формуле 3.13:

1/МПа.

По формуле 2.4 вычислим объемный коэффициент нефти:

.

Пример 2.

Рассчитать физико-химические свойства пластовой воды: плотность ; объемный коэффициент ; вязкость , если известно, что пластовое давление рвано 20 МПа; пластовая температура – 80°С; концентрация солей – 6%; газонасыщенность ; коэффициент сжимаемости воды ; коэффициент , 1/K.

Вычисляем плотность пластовой воды в стандартных условиях по формуле 2.3:

кг/м³.

Плотность пластовой воды вычисляем по формуле 2.2:

Объемный коэффициент пластовой воды вычисляем по формуле 2.6.

.

По формуле 2.10 вычисляем вязкость пластовой воды.

мПа·с.

По графику, рис. 2.1, вязкость пластовой воды составляет 0,4мПа×с.