- Основные характеристики флюидов

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ФЛЮИДОВ, НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ

Нефть

Пластовая нефть — темная, с коричневым оттенком масляни­стая вязкая жидкость со специфическим запахом. Состоит из смеси углеводородов с преобладанием метанового (С„Н_4л+2) или реже -нафтенового (С„Н.₂„) ряда. В нормальных условиях (давление 760 мм рт. ст., температура 15^Э С) углеводороды от СН₄ до С₄Н_1П (метан, этан, пропан, бутан) — газы, от QH₁₂ до С₁₍.Н₃₄ — жид­кости. Более тяжелые углеводороды — твердые тела (парафины, смолы). В пластовых условиях обычно и газообразные, и твердые углеводороды растворены в жидких.

В нефти в небольших количествах могут присутствовать сера (и ее соединения), кислород, азот, хлор, иод, фосфор, кальций, на­трий, магний, следы редкоземельных и радиоактивных элементов.

Стандартную плотность нефти определяют при температуре +20° С. Ее значения колеблются от 0,730 до 1,060 г/см^:'.

•—*г._   Вязкость нефти   характеризуется коэффициентом абсо­лютной   (динамической)   вязкости — ц.

За единицу абсолютной вязкости — пуаз (П) принята вязкость дистиллированной воды в нормальных условиях — касательная сила, приходящаяся на 1 см² поверхности двух слоев воды в потоке, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 см при перемещении од­ного слоя относительно другого со скоростью 1 см/с; 1 П = 100 сП (сантипуазов).

Вязкость пластовых нефтей в нормальных условиях колеблется от 2,8 до 22 сП и более, растет при понижении содержания легких фракций, (увеличении тяжелых фракций) углеводородов. Вязкость нефти существещр_сщокается при повышении температуры. Так, "при температуре 15° С вязкость"жгфт|Г]17Т5°~=~22~сП, прй~темпера-туре 40° С — только 3 сП.

Газовый характер нефти — это количество нормаль­ных (при р = 1 к гс/см"⁵ и / = ПгС) кубометров газа (н-м³), при­ходящихся на 1 т извлеченной дегазированной нефти.

Рекомендуемые материалы

В зависимости от насыщения нефти легкими углеводородами ее газовый фактор колеблется от десятков до сотен нормальных кубометров газа-на 1 т нефти и может быть тем выше, чем выше пластовое давление. Так, при р„_л — 500 кгс/см² газовый фактор нефти может составлять 800 м^а газа на 1 т нефти. Растворенный в нефти газ выделяется при снижении давления. Давление, при котором из нефти начинает'"выделяться газ,"называют да в л_е_н и е м н а с_ ы_щ,_е_11 и я. Нефть считают газон асы щэнной, еслй~ёе давле^: 'ТГие насыщения равно пластовому давлению, и ненасыщенной, если

ее давление насыщенид^наже .пластового^

рЗбъемньТТГ'Тсоэ'ф'ф^шйент пластовой нефти?— это отношение удельного объема ТГефти в~пласте (при пластовых условиях газо­насыщения, давления и температуры) к объему этой нефти на по­верхности (при р = 760 мм рт. ст. и / = 15° С), сокращенному за счет дегазирования нефти. Этот коэффициент зависит от газового фактора нефти, давления и температуры пласта. При известных зна­чениях этих характеристик, известных удельных весах нефти и газа, объемный коэффициент нефти определяют по стандартным графикам. Так, для у,, = 0,82 и v_r = 0,9 (относительный удельный вес по воздуху), р_пл — 500 кгс/см² и t = 120° С при газовом фак­торе G = 50 м³ газа на 1 т нефти объемный коэффициент пласто­вой нефти равен 1,05; при газовом факторе G = 500 м³ газа на 1 т нефти объемный коэффициент нефти равен 1,3.

JjIlLJl'I£MgJI§^HHH гидродинамических характеристик^ пласта в расчетных уравнениях используют дебит и объем нефти, приве­денные к пластовым условиям (умнож'ают на велТТчТГну объемного коэффициента).

Товарные качества пластовых нефтей стандартизи­рованы по их фракционному составу, определяемому путем много­ступенчатого (по температуре) испарения проб нефти (чем тяжелее фракция, тем выше температура ее кипения), по содержанию серы, масел, парафинов и смол.

Углеводородный природный газ

Углеводрроднш1Л1^Г1^глола1ьш__газ состоит преимущественно из первых четырех групп предельных (насыщенных) углеводородов (С„Н_2г1+2) — метана, этана, пропана и бутана.

Различают га^г_азовой залежи (при отсутствии нефти), газ газо-кон^кгатТюТс^местсТрождения (при незначительном содержании легких фракций нефти — конденсата) и газ_нефтяного месторожде-ния из газовой ша_пк_и (свободный газ над нефтенасыщенной частыо~ пласта)" или ^попутный га_з_,_ выделяющийся из нефти при ее добыче.

Газ из газонасыщенного пласта содержит метана (самая легкая группа углеводородов) от 97 до 98,5%, а углеводородов первых четырех групп —от 97,8 до 99,9%. Относительная (по воздуху) плотность газа колеблется от 0,565 до 0,656.

Газ нефтенасыщенного пласта содержит метана от 30 до 42,5%, а углеводородов первых четырех групп —от 85,4 до 99,5%.Относительная плотность таких газов составляет 0,63—1,24.

Кроме углеводородов в состав газа обычно входят сероводород (0—2,8%), углекислый газ (0—25%) и азот (0—52%). Содержание таких примесей в нефтяных газах обычно выше.

^--Хлэотношение между давлением, температурой и объемом реаль­ного газа описывается уравнением обобщенного закона газового состояния (уравнением Клапейрона)

/      Р_ГУ_Г = zNRT,.,   Y__                                 (I.17)

 где р,. — давление газа, кгс/см²; V_r — объем газа, м³; Т -- темпе­ратура газа, К; R^ У^Щ^рс^льная_^азоваягюстоя»1ая (работа 1 моля ...г.аза..-при. повышении его температуры на "PC в условиях постоянного давления), R = 848 кгм/моль-°С; N —число кило­грамм-молей газа (масса газа в кг, деленная на его относительную молекулярную массу); z — коэффициент сверхсжимаемости газа, учитывающий влияние размеров молекул газа на изменение давле­ния при сжатии газа. Величину г определяют графически (рис. 4) по опытным кривым через приведенные значения критического давления и температуры [28].

-•Критической температур о й_ газа тззьшают-темдер-атур-у». выше кбтор'ой газ не может быть переведен в жидкость при любом давле­нии.

Давление перехода газа в жидкость при критической темпера­тур!^ н^э:Щва1ат~ к р итическим.

"ЧТтношение давления газа к его критическому давлению назы­вают приведенным критическим давлением. Отношение температуры газа к его критической температуре назы­вают приведенной критической температу­рой.

Для смеси газов (например, для природного углеводородного газа) определяют средневзвешенные критические давление и тем­пературу:

pc. «г = £(wkp);               (I-18)

Гс.кр= V(yT_Kp),                   (1.19)

где /7_С. _кр и Т_с. _кр — средневзвешенные критические давление и температура смеси газов; у — объемное содержание компонента в смеси; р_кр и Т_кр — критические давление и температура отдель­ных компонентов смеси.

Для природного газа критическая температура с погрешностью ±20% равна —71° С и критическое давление с погрешностью — 1% равно 45,5 кгс/см².

Коэффициент сверхсжимаемости природного газа колеблется от 0,3 до 1,7.

В соответствии с законом Авогадро, равные объемы газов при одинаковых давлении и температуре содержат одинаковое число молекул. Следовательно, плотность газа прямо пропорциональна его молекулярной массе. Удельный объем газа (объем единицы массы) обратно пропорционален молекулярной массе газа. Объем 1 моля любого газа, т. е. произведение удельного объема любого газа на его молекулярную массу, — величина постоянная. Для давления 760 мм рт. ст. и температуры 0° С

ЛП-⁷      22,4 л (или м^я),

где У -- удельный объем газа (объем в литрах 1 г или в кубических метрах 1 кг газа); М — молекулярная масса газа.

 Плотность газа и его молекулярная масса связаны равенством

м

°^{г =} "227" '

В табл. 2 приведены некоторые физические характеристики природного газа и его основных компонентов.

.Вя.зкос. т ь г а з_а_н_а. два порядка ниже вязкости нефти. Она повышается с ростом давления. При изменении давления от 1 до 350 кгс/см² вязкость газа изменяется от 0,01 до 0,03—0,06 сП (тем больше, чем тяжелее газ).

Энтальпий и ость газа — свойство газа изменять теплосодержание при изменении давления. Температура газа по­вышается при его сжатии и падает при его расширении. Например, 1 кг газа с начальной температурой 100° С и давлением 200 кгс/см² при падении давления до 1 кгс/см² расходует 10 ккал тепла. Паде­ние температуры газа при этом определяется равенством

АГ_Г = (0,17-^0,4) Др_г,

где ДГ_Г — снижение температуры газа, °С; Др_г — снижение давления газа, кгс/см².

Падение температуры тем больше, чем ниже начальная темпе­ратура газа.

По колебаниям температуры в интервале работающего газо­насыщенного пласта определяют положение проницаемых (рабо­тающих) мощностей.

Расход тепла и падение температуры газа при падении его дав­ления определяют с помощью специальных энтальпийных гра­фиков.

Пластовая вода

Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации, количества растворенных в ней солей и колеблется от 1,01 до 1,21 г/см³.

Минерализация пластовых вод колеблется от несколь­ких грамм на 1_л_дэ„350 г/л.

Вязкость воды при 20° С и давлении 1 кгс/см⁸ состав­ляет 1 сП и снижается при повышении температуры. Так, при 100° С вязкость воды равна 0,284 сП.

Удельное электрическое сопротивле­ние пластовой воды составляет 0,02—0,2Ом-м и тем ниже, чем выше минерализация.

Растворимость природного газа в воде низ­кая — от 1 до 4% и тем выше, чем больше давление воды.

Химический состав воды является основным пока­зателем при определении принадлежности ее к тому или иному пласту.

Пластовая вода нефтяных месторождений характеризуется на­личием солей — хлоридов кальция и натрия, гидрокарбонатов натрия, раствора иода,  брома,  сероводорода,   окиси   железа,   алю­миния.

Химический состав воды выражают чаще всего в ионной форме, в виде весовых количеств отдельных попов (миллиграммов или граммов), приходящихся на 1 л. Для классификации воды ее со­став выражают в эквивалентной форме. Ионы воды соединяются между собой в определгнных соотношениях, зависящих от их атом­ной (молекулярной) массы и валентности, определяемых через их эквивалентные веса. Эквивалентно и м а с с о и назы­вают отношение атомной (молекулярной) массы иона к его валент­ности. Например, для иона натрия эквивалентная масса равна 23 : 1 = 23, для иона сернокислой группы — 96 : 2 = 48.

При записи массы в эквивалентной форме перед символом иона ставят букву г (реагирующая величина). Так, если в воде имеется натрия 46 мг/л, то содержание иона натрия в эквивалентной форме

г Na = —— = 2 мг-экв.

^О

В эквивалентной форме сумма масс анионов равна сумме масс катионов.

Для классификации вод по химическому составу используют методику Пальмера или методику Сулина. По методике Пальмера при определении химического состава воды выделяют четыре основ­ные солевые группы.

Первая..соленость — соли сильных оснований и кислот, обычно хл'орид и сульфат натрия.

Вторая соленость — соли щелочноземельных металлов и силь-нь1Х~кислот~— хлориды и сульфаты кальция и магния. Определяют постоянную жесткость воды.

Первая щелочность - соли щелочных металлов и слабых кис-лот7ТГаиболе1Гр~аспространена питьевая сода (NaHC0₃). При нали­чии первой щелочности вода имеет щелочную реакцию.

Вторая щелочность и вторая соленость взаимно исключают друг друга. Вода может быть или жесткой (вторая соленость), или щелочной (первая щелочность), или нейтральной.

Вторая щелочность — соли редкоземельных металлов и слабых кислот — гидрокарбонаты кальция, магния и т. д.

По соотношению солевых групп выделяют пять классов вод. Дл_ассификадиа_да Падьмер-у-предполагает существование солей 'в виде молекул, что неверно. Однако она удобна для оценки жесткости воды.

В основу методики классификации пластовых вод по В. А. Су-лину положены величины следующих трех отношений основных ионов:

г Na .      г Na — г CI  .      г CI — г Na

ТсГ'       г so_t ~                              г Mg

Пластовые воды по значению этих отношений делятся на четыре генетических типа (табл. 3), а каждый тип воды — на три группы

(хлоридная, сульфатная или гидрокарбонатная) по преобладаю­щему аниону и на три подгруппы (натриевая, магниевая, каль­циевая) по преобладающему катиону (если этот катион по химиче­ской активности соединяется преимущественно с преобладающим анионом).

Информация в лекции "Мембранные потенциалы" поможет Вам.

Преимуществом классификации вод по В. А. Сулину является большая детализация классификации вод, возможность по хими­ческому составу воды получить представление об условиях ее об­разования (генезисе) и ^хранения.

-.Продуктивнь1е.пласты~мог-ут быть встречены на любой глубине осадочной толщи земной коры. Для существования продуктивного пласта необходимы следующие геолого-физические условия:

1) наличие коллектора с паристост-ью_ныше_51%_и_ороницае-мостью выше_Г мД с_пластовым Дав^е^^^.^^тщость1О_ пласта Достаточными, чтобы обесп^~ч^г^^шышле11ньги_при'ток углеводо­род о в ~ в~ с~квяжи ну;

            ~2) наличие геологической «ловушки» для накопления и сохра-

нения^углегОЗЩодой_в_Лл/1асте; необходима непроницаемая для углеводородов кровля коллектора и его форма (обусловленная —чггрукТурой залегания пласта или его литологическими особенно­стями)^ "^Жгоп£ТГяТная^щя^о1Гр1Гн^и^ углеводородов и препят-сТву1Ш[аТ"Т1ё1)ё1^Жц^н11Ю их вверх. Возможным местонахождением залежи является сводовая часть каждого пласта-коллектора, име­ющего непроницаемую кровлю.

Физико-химические параметры углеводородов являются опре­деляющими при оценке характера насыщения пласта-коллектора.