Физические свойства нефтей.

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. Газосодержание пластовойнефти — это объем газа Vг растворенного в 1 м пластовой нефти Vпл. н :

G= Vг/ Vпл.. н Газосодержание пластовой нефти выражают в м3/м3. Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа .Газо содержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лабораториипо пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным. Контактным(одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 — 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30— 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м3/м3.

Промысловым газовым факторомГ называется количество газа в 1 м3 (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты, Значение промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры. Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может колебаться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значениями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с различием в свойствах нефти и газа в пределах площади.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая из­меряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

bн= (1 / V0)(DV/ DP), где V0 исходный объем нефти,DV – изменение объема нефти, DP – изменение давления. Размерность bн – 1 / Па или Па-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на едини­цу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне . Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного сни­жения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения aнпоказывает на какую часть DV первоначального объема V0изменяется объем нефти при изменении температуры на 10С:

aн = (1 /V0)(DV / Dt) Размерность aн – 1 / 0С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 ¸ 20)10-4 1 / 0С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на значение конечного коэффициента извлече­ния нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти bн показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

bн = Vпл. н / Vдег. н где Vпл. н – объем нефти в пластовых условиях, Vдег. н – объем того же количества нефnи после дегазации при атмосферном давлении и t = 200C.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна величина 1,2—1,8. Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом материального баланса и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко используется также при анализе разработки залежей, при определении объема пласта, который занимала добытая нефть.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью пересчетного коэффициента , Пересчетный коэффициент

Под плотностью пластовой нефтипонимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см3 (например, нефти девонских залежей в Татарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3 (нефти залежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1—0,4 г/см3.

Вязкость пластовой нефти mнопределяющая степень подвижности нефти в пластовых условиях, существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температурой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Давление оказывает небольшое влияние на из­менение вязкости нефти в области выше давления насыще­ния. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в де­сятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Напри­мер, для Арланского месторождения это соотношение боль­ше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость нефти измеряется в . Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (mн < 1мПас), маловязкие (1< mн < 1мПас), с повышенной вязкостью (5 < mн < 30 мПас). Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых от­ложениях Северного Кавказа ; в девонских отложенияхТатарии, Башкирии, в меловых отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области — ; в сеноманских отложениях Русского месторождения в Западной Сибири – 300 мПа-с; в Ярегском месторождении - 2000-22 000 мПа-с.

Вязкость пластовой нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса раз­работки и конечный коэффициент извлечения нефти, Соот­ношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды — один из важнейших показателей, определяющий условия извлече­ния нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин.

При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами названных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефтях протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Проводимость горных пород в значительной степени зависит от градиентов давления.

При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких. Проявлением структурно-механических свойств нефти могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефтихарактеризуются коэффициентом светопоглощения Ксп. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Спе­циальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях погло­щают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора 1 описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

где — интенсивность падающего светового потока; —коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе. Размерность коэффициента светопоглощения — 1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой тол­щиной 1 см интенсивность светового потока падает в = 2,718 раз. Значение Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора.

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль значения нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190 — 450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской зале­жи — 200 — 350, а в нижележащих пластах гид— 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого ко­эффициента меняется в пласте БС1 от 300 до 550, а в пласте БС10 - от 120 до 310.

Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере основных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотности, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве.

Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фактор меняется от 70 до 49 м3/т, плотность нефти - от 0,830 до 0,930 г/см3.

В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти мо­гут претерпевать изменения. Поэтому для контроля измене­ния свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности, как пра­вило, отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, Ксп и др.)..

Физические свойства пластовой нефти исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при начальном пластовом давлении. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в за­висимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики используют при решении геолого-промысловых задач.

Предлагаем поработать с регламентной таблицей №1 для подсчета запасов по физико-химическим свойствам нефти и ответить на вопросы:

1.Чем отличается динамическая вязкость нефти от кинематической?

2.Как связаны коэффициент растворимости газа в нефти с газосодержанием?

3.Какие другие полезные компоненты могут присутствовать в нефти?


Таблица 1- Физико-химические свойства нефти*

Продуктивный пласт Номер скважины Дата отбора проб Пластовая температура, °С Давление насыщения, МПа Пластовое давление, МПа Объемный коэффициент пластовой нефти Газосодержание, м3/т Плотность нефти, г/см3   Коэффициент сжимаемости   Коэффициент растворимости газа в нефти, Температура застывания, °С
                           
                           
* Таблицы по глубинным и поверхностным пробам приводятся раздельно.
Температура кипения, °С Содержание светлых фракций (об. %) при температуре, °С Содержание, % (по массе) Температура плавления парафина, °С Примечания
асфальтенов смол силикагелевых масел парафина серы воды других полезных компонентов (указать каких) механических примесей
                               
                               
                                                         

Вопросы на закрепление :