Свойства пластовых флюидов

Свойства и состояние углеводородов зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком, газообразном состояниях или в виде газожидкостной смеси. В процессе разработки при движении углеводородов по пласту к забою и устью скважины непрерывно меняются (снижаются) давление и температура. Также непрерывно меняется и состав газожидкостной смеси. Растворенный в нефти газ переходит из жидкой в газовую фазу или конденсатную, а часть нефти растворяется в газе. В поверхностных условиях она вновь выпадает в жидкую фазу. Таким образом, фазовый состав углеводородов в поверхностных условиях резко отличается от фазового состава той же смеси, находившейся в пластовых условиях.

Изучение свойств нефти, газа, конденсата и пластовой воды проводится на специальном оборудовании в лабораторных условиях. Пробы пластовых флюидов для изучения их физико-химических свойств отбираются в скважинах пробоотборниками при давлении в точке отбора, превышающим давление насыщения жидкого флюида газом.

Для изучения свойств флюидов в поверхностных условиях пробы отбираются на устье скважины или на пунктах замера продукции. В целом по залежи свойства флюидов определяется как среднее значение по скважинам.

Нефть и газ представляют собой смесь (а точнее, раствор) углеводородов метанового (парафинового) – С_nH_2n+2, нафтенового - С_nH_2n, ароматического - С_nH_2n-6 рядов.

По физическому состоянию в поверхностных условиях углеводороды представляют собой:

от СН₄ до С₄Н₁₀ – газы;

от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ – жидкости;

от С₁₇Н₃₆ и выше – твердые вещества (парафины и церезины).

4.1 Физико – химические свойства нефти

Нефть представляет собой горючую маслянистую подвижную жидкость от светло–желтого до темно–красного, коричневого и черного цвета, состоящую из смеси различных углеводородных соединений. В природе нефть очень разнообразна по своему качеству, удельному весу и консистенции: от весьма жидкой и летучей до густой смолообразной.

С химической точки зрения состав нефти и газа очень прост. Основными элементами, образующими нефть и газ, являются углерод – С и водород – Н. Содержание углерода в нефтях – 83 – 89 %, содержание водорода – 12 – 14 %. В небольших объемах в нефтях содержатся сера – S, азот – N и кислород – О. Углерод и водород присутствуют в нефти в виде множества соединений, называемых углеводородами.

Известно, что химические элементы соединяются между собой в определенных соотношениях согласно их валентности. Например, молекула воды – Н₂О состоит из двух атомов водорода, имеющих валентность – 1, и одного двухвалентного атома кислорода.

 

Н – О – Н

 

Самым простым по химическому составу углеводородным соединением является метан – СН₄. Это горючий газ, являющийся главным компонентом всех природных горючих газов.

Обычное содержание метана в природных газах превышает 90 – 95 %.

 

Н

ן

Н–С–Н

ן

Н

 

Следующим за метаном соединением является этан – С₂Н₆,

 

 

Н H

ן ן

Н – С – С – H,

ן ן

Н H

Затем, пропан - С₃Н₈,

 

Н H H

ן ן ן

Н – C – С – C - H

ן ן ן

Н H H

 

бутан - С₄Н₁₀, пентан – С₅Н₁₂, гексан – С₆Н₁₄ и т.д.

Как отмечалось выше, начиная с пентана, газообразные углеводороды переходят в жидкие, т.е. в нефть. Формула пентана продолжает тот же непрерывный ряд углеводородных соединений, относящихся к группе метановых.

 

Н H H H H

ן ן ן ן ן

Н – C – С – C – C – C - H

ן ן ן ן ן

Н H H H H

 

В этой группе все связи углерода задействованы, т.е. использованы на соединение с атомами водорода. Такие соединения называются предельными или насыщенными. Они нереакционноспособные, т.е. не способны присоединять к своей молекуле молекулы других соединений.

Углерод в соединении с водородом способен образовывать бесчисленное множество углеводородных соединений, различающихся своим химическим строением, а, следовательно, и свойствами.

Различают три основные группы углеводородных соединений:

Первая группа – метановые (или алканы). Их общая формула С_nH_2n+2, Именно об этой группе соединений говорилось выше.

Они являются полностью насыщенными, т.к. все валентные связи использованы. Поэтому химически они наиболее инертны, не способные к химическим реакциям с другими соединениями. Углеродные скелеты алканов предствляют собой либо линейные (нормальные алканы), либо разветвленные цепи (изоалканы).

 

Вторая группа – нафтеновые (или цикланы). Их общая формула С_nH_2n. Их основные признаки – наличие пяти – или шестичленного кольца из атомов углерода, т.е. они образуют в отличие от метановых замкнутую циклическую цепь (отсюда - цикланы):

 

 

Это тоже насыщенные (предельные соединения). Поэтому в реакции они практически не вступают.

Третья группа – ароматические (или арены). Их общая формула С_nH_2n-6. Они образованы шестичленными циклами, основанными на так называемом ароматическом ядре бензола – С₆Н₆.

Их отличительная особенность – наличие двойных связей между атомами.

Среди ароматических углеводородов выделяются моноциклические, бициклические (т.е. сдвоенные кольца) и полициклические, образующие многокольцевые соединения типа пчелиных сот.

 

 

Углеводороды, в том числе нефть и газ, не являются веществами определенного и постоянного химического состава. Они представляют сложную природную смесь газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений метанового, нафтенового и ароматических рядов. Но это не простая смесь, а система сложного углеводородного раствора, где растворителем являются легкие углеводороды, а растворенными веществами – прочие высокомолекулярные соединения, включая смолы и асфальтены, т.е. даже и неуглеводородные соединения, входящие в состав нефтей.

Раствор от простой смеси отличается тем, что входящие в него компоненты способны химически и физически взаимодействовать, приобретая при этом новые свойства, которые не были присущи исходным соединениям.

В зависимости от состава этой смеси в широком диапазоне изменяются физические и химические свойства нефтей. Меняется консистенция нефти от легкой, насыщенной газами, до густой тяжелой смолообразной. Соответственно и цвет нефти меняется от светлого до темно-красного и черного. Эти свойства зависят от преобладания в составе нефти низкомолекулярных легких углеводородных соединений, либо тяжелых сложно построенных высокомолекулярных соединений.

В ряду физических параметров нефти важнейшим является плотность или удельный вес. Этот показатель зависит от молекулярного веса слагающих ее компонентов, т.е. от преобладания в составе нефти легких или тяжелых углеводородных соединений, от наличия смолистых примесей, асфальтенов и растворенного газа.

Плотность нефти изменяется в широких пределах от 0,71 до 1,01 г/см³. Нефти удельного веса ниже 0,850 г /см³ считаются легкими, а более того – тяжелыми.

В пластовых условиях за счет большого объема растворенного в нефти газа плотность ее в 1,2 – 1,8 раза меньше, чем в поверхностных условиях после ее дегазации.

Вязкость – это свойство оказывать сопротивление перемещению частиц нефти относительно друг друга в процессе ее движения. Вязкость определяет степень подвижности нефти. Измеряется вязкость с помощью прибора – вискозиметра в миллипаскалях в секунду (мПА^.с). Величина обратная вязкости характеризует текучесть жидкости.

В поверхностных условиях нефти делятся на:

1) маловязкие – до 5 мПа^.с;

2) повышенной вязкости - от 5 до 25 мПа^. с;

3) высоковязкие – более 25 мПа^. с.

Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей – тяжелые.

В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации, что связано с ее очень высокой газонасыщенностью в недрах.

Содержание серы - очень важное свойство, влияющее на окислительные свойства нефти. Чем больше содержание серы в нефтях, тем агрессивнее она ведет себя по отношению к металлам, окисляя и разрушая их. В этом смысле действие ее аналогично окислительному действию кислорода. По содержанию серы нефти делятся на:

1) малосернистые – до 0,5 %;

2) сернистые - от 0,5 до 2,0 %;

3) высокосернистые – более 2 %.

Парафинистость – еще одно важной свойство нефти, влияющее на технологию ее добычи и транспортировки по трубопроводам. Парафинистость возникает в нефтях за счет содержания в них твердых компонентов – парафинов (от С₁₇Н₃₆ до С₃₅Н₇₂₎ и церезинов (от С₃₆Н₇₄ до С₅₅Н₁₁₂).

Содержание их достигает иногда от 13 до 14 %, а на месторождении Узень в Казахстане – 35 %. Высокое содержание парафина чрезвычайно затрудняет добычу нефти, т.к. при вскрытии пласта и подъема нефти по трубам происходит непрерывное снижение давления и температуры. При этом парафин способен кристаллизоваться и выпадать в твердый осадок, парафинируя как поры в самом пласте, так и стенки НКТ, задвижек и всего технологического оборудования. Чем ближе температура кристаллизации парафина к температуре пласта, тем скорее и интенсивнее наступает процесс парафинизации.

По содержанию парафинов нефти делятся на:

1) малопарафинистые – менее 1,5 %;

2) парафинистые – от 1,5 до 6,0 %;

3) высокопарафинистые – более 6,0 %.

Газосодержание или газовый фактор – это количество газа в 1м³ (или на 1т) дегазированной нефти, т.е. газовый фактор – это количественный показатель того, какое количество газа было растворено в нефти в пластовых условиях, способное перейти в свободное состояние при извлечении нефти на поверхность. Газовый фактор (Г) может достигать 300 – 500 м³/т, но чаще – в пределах 30 – 100 м³/т. Встречается и менее - 8 – 10 м³/т, например, тяжелые нефти Ярегского месторождения Ухтинского района имеют газовый фактор 1 – 2 м³/т.

Давление насыщения (или начала парообразования) – это давление, при котором газ начинает выделяться из нефти. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому или меньше его.

В первом случае весь газ будет растворен в нефти, а нефть - насыщена газом. Во втором случае нефть будет недонасыщена газом.

Сжимаемость нефти обусловлена ее упругостью и измеряется коэффициентом сжимаемости – β_Н.

 

 

где V – исходный объем нефти, м³;

∆V – изменение объема нефти, м³;

∆р – изменение давления, МПа.

 

Коэффициент сжимаемости характеризует величину изменения объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Этот коэффициент учитывается на ранних стадиях разработки, когда упругие силы жидкостей и газов еще не растрачены и поэтому играют заметную роль в энергетике пласта.

Коэффициент теплового расширения:

 

 

где - изменение температуры на 1 ⁰С.

 

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 ⁰С.

Этот коэффициент используется при проектировании и применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти

Этот коэффициент показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1м³ дегазированной нефти за счет насыщения ее газом.

 

 

где b_Н – объемный коэффициент пластовой нефти, доли единицы;

V_пл – объем нефти в пластовых условиях, м³;

V_дег – объем той же нефти в поверхностных условиях после ее дегазации, м³;

ρ_{по в} – плотность нефти в поверхностных условиях, т /м³;

ρ_пл – плотность нефти в пластовых условиях, т /м³.

 

Объемный коэффициент обычно больше 1, как правило, находится в пределах 1,2–1,8, но иногда достигает 2–3 единиц.

Объемный коэффициент используется при подсчете запасов и при определении коэффициента нефтеотдачи пласта.

Усадка нефти и пересчетный коэффициент

По объемному коэффициенту можно определить усадку нефти при извлечении ее на поверхность – И, а также пересчетный коэффициент - Θ Последний используется в формуле подсчета запасов объемным методом. Пересчетный коэффициент Θ – есть величина обратная объемному коэффициенту – b_Н.

 

 

Как видно, эта формула представляет собой перевернутую формулу объемного коэффициента. Именно она учитывает уменьшение объема нефти (ее усадку) при переходе от пластовых условий к поверхностным.