Некоторые свойства газов, нефтей и пластовых вод

Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта

Нефть и природный газ состоят из смеси различных углеводородов. В них также присутствуют часто азот, углекислота, сероводород, редкие газы и другие компоненты. В зависимости от состава и пластовых условий углеводороды могут находиться в залежи в различных физических состояниях: газообразном, жидком, в виде газожидкостной смеси, либо твердом. В чисто газовой залежи содержатся в основном метан (до 98 % по объему), этан и пропан. На долю пентана и более тяжелых углеводородов приходится не более 0,2 %. Жидкие углеводороды присутствуют в виде паров.

При высоком пластовом давлении плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. При этом часть жидких углеводородов растворяется в сжатом газе. Залежи, содержащие подобные смеси углеводородов в газообразном состоянии, называются газоконденсатными.

Если в залежи содержится не только большое количество газа, но и достаточно большое количество нефти, то ее называют нефтегазовой. При большом давлении часть нефти может быть растворена в сжатом газе. Если содержание газа по сравнению с объемом нефти небольшое, а давление сравнительно высокое, газ может быть полностью растворен в нефти и газонефтяная смесь в пласте находится в однофазном (жидком) состоянии. Такую залежь называют нефтяной.

Природные газы не подчиняются строго уравнениям состояния идеальных газов. Обычно для расчета состояния природных газов пользуются уравнением Клапейрона, в которое введена поправка, учитывающая отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения идеальных газов:

Одной из важных характеристик газа является коэффициент сжатия и относительная плотность газа.

Коэффициент сжатия при нормальных условиях, когда число молекул в единице объема и занимаемый ими объем невелики, приближается к единице. С увеличением давления молекулы газа сближаются, силы притяжения будут способствовать их сближению β_с < 1. Если газ будет сжат настолько, что

плотность его приближается к плотности жидкости, межмолекулярные расстояния сокращаются столь значительно, что начинают действовать силы отталкивания β_с будет расти.

Коэффициент сжимаемости обычно определяют по эмпирическим зависимостям.

Относительная плотность есть отношение массы газа, заключенной в единице объема при данном давлении и температуре, к массе сухого воздуха в том же объеме при тех же условиях:

Углеводородные и другие газы растворяются в нефти. От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят ее важнейшие свойства, в том числе сжимаемость, вязкость, плотность. Чем выше молекулярная масса газа. тем выше его растворимость в нефти. С ростом давления растворимость газов

увеличивается, а при давлении 10 МПа количество растворенного газа стабилизируется и в некоторых случаях даже уменьшается. С повышением температуры растворимость углеводородных газов уменьшается.

Упругость нефтей характеризуется коэффициентом сжимаемости, под которым понимают относительное изменение ее объема при увеличении давления на 1 Па:

- β_н (не содержащих растворенного газа) равно 4∙10^-10 - 7 ∙ 10^-10 Па^-1

- β_н (содержащих растворенный газ) равно 140 ∙ 10^-10 Па^-1, растет с

повышением температуры.

Если отобрать пробу нефти при пластовых условиях и снижать давление, из нефти начнет выделяться растворенный газ. То давление, при котором начинается выделение газа, называется давлением насыщения. Давление насыщения зависит от состава нефтей. температуры и состава растворенных газов. Чем выше температура ити больше содержание азота и метана, тем больше давление насыщения.

С повышением давления плотность нефти, насыщенной углеводородными газами уменьшается, а азотом или углекислым газом - несколько возрастает. С ростом температуры плотность нефти уменьшается.

Вязкость нефти снижается по мере увеличения температуры, растворенных в ней углеводородных газов и несколько возрастает при повышении давления выше давления насыщения. При растворении азота в нефти вязкость возрастает. Вязкость меняется в широких пределах от многих сотен до десятых долей мПа∙с.

Пластовые воды оказывают весьма существенное влияние на качественные и количественные показатели работ при углубле­нии ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды — постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют большую роль в поисках и разработке залежей углеводородов.

Вода различается по:

-наличию растворенных в ней примесей и солей.

-по температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горячие.

-по положе­нию относительно нефтегазоносных горизонтов пластовую воду относят

а) к краевой или подошвенной воде - если она заполняет поры коллектора под нефтяной (газовой) залежью и вокруг последней;

б) к верхней, нижней - если она насыщает проницаемый пласт, залегающий выше, ниже соответственно продуктивного (газо- или нефтеносного) пласта; промежуточной - если насыщает проницаемый пропласток в самом продуктивном пласте; погребенной (реликтовой), находящейся непосредственно в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти;

При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жест­кость, содержание главных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также прово­дить анализ растворенных газов - бактериологический или ми­кробиологический.

Общая минерализация воды выражается суммой содержа­щихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Она оценивается по сухому (или плотному) остатку, который полу­чается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С.

По количеству сухого остатка воды разделяются на:

-пресные (содержание солей < 1 г/л),

-слабосолоноватые (1-5 г/л),

-соло­новатые (5-10 г/л),

-соленые (10-50 г/л),

-рассолы (≥ 50 г/л).

Содержание солей в пластовых водах колеблется от нескольких десятков до 300 кг/м³.

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион Сl^-, сульфат-ион SO^2-, гидрокарбонатный НСО^-₃ и карбо­натный СО^2-₃ ионы, а также ионы щелочных и щелочноземель­ных металлов и оксидов (натрия Na⁺ кальция Са²⁺, магния Mg²⁺), железа Fe и Si0₂ (в коллоидном состоянии). В воде рас­творяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды -ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на ка­тионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалент­ных количествах. Для перевода результатов анализа воды, вы­раженных в ионной форме, в эквивалентную, следует количе­ство каждого найденного элемента (в мг/л) разделить на его эк­вивалентную массу.

Для подземных вод нефтегазовых месторождений харак­терно повышенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной залежи — нафтеновых кислот. Концентрация солей в остаточных водах обычно выше, чем в подошвенной.

В связи с большим разнообразием природных вод многими исследователями были предложены различные системы клас­сификации вод на основе тех или иных признаков. Большинство классификаций основано на химическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компо­нентами растворенных в воде веществ. Наиболее интересные классификации предложены В.И. Вернадским, В.А. Александ­ровым, В.А. Сулиным, Пальмером.

Вода в пористой среде может существовать в виде:

- капиллярно связанной в узких поровых каналах, в которых в большей степени сказывается влияние капиллярных сил;

- адсорбционной, удерживаемой молекулярными силами у поверхности скелета породы и прочно связанной с частицами скелета;

- пленочной, покрывающей гидрофильные участки поверхности скелета породы;

- свободной.

Дата добавления: 2015-07-13