1.3. Условия залегания нефти в пласте

Давление в нефтяном пласте до начала разработки называется начальным пластовым давлением (Р_П). Оно зависит от глубины залегания пласта и приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды:

где Р_П – начальное пластовое давление, Па;

ρ – плотность воды, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

Н – глубина залегания пласта, м.

Например, на глубине 2 км гидростатическое давление составляет около 20 МПа или 200 ат. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих пород, действия тектонических сил, пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Но иногда пластовое давление превышает гидростатическое. Такие пласты называют пластами с аномально высоким давлением. Чем больше давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи.

Температура в пластах повышается с увеличением глубины их залегания. Геотермическая ступень – число метров погружения в глубь Земли для повышения температуры на 1^оС. В среднем на Земле геотермическая ступень составляет 33 м.

В зависимости от давления и температуры продукция пласта может находиться в различных состояниях (жидком, газообразном, двухфазном). Если в смеси преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, пластовая температура относительно мала, то смесь находится в жидком состоянии и такие месторождения называются нефтяными.

Если в пластовой смеси преобладает метан – это чисто газовое месторождение (содержание метана составляет, как правило, более 90%).

Наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не означает, что она обязательно будет в двухфазном состоянии. При высоком давлении в пласте в сжатом газе растворяются жидкие углеводороды, образуются газоконденсатные месторождения.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и в пластовой воде.

По мере разработки месторождения давление в пласте (Р_П) снижается, растворённый газ начинает выделяться из нефти. Давление, при котором начинается выделение газа из нефти, называется давлением насыщения (Р_НАС). Чем легче нефть и чем тяжелее газ, меньше Р_НАС.

Начальное пластовое давление в залежи может быть выше давления насыщения (Р_П > Р_НАС). Тогда весь газ будет находиться в растворенном состоянии, и нефть может быть недонасыщенна газом.

Если Р_П < Р_НАС, не весь газ будет растворен в нефти, часть его образует газовую шапку.

В любом случае, по мере разработки месторождения наступает момент, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения, образуется искусственная газовая шапка. Вследствие падения давления газ выделяется также при движении нефти по стволу скважины, в трубопроводах.

1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов

Отношение объёма газа V_Г, выделяющегося из пластовой нефти в результате её однократного разгазирования до атмосферного давления при температуре +20^оС, к объёму оставшейся сепарированной нефти V_КОН называется газосодержанием нефти Г_о (м³/м³):

Газосодержание нефти ещё называют газовым фактором, может измерятся также в м³ на 1 т разгазированной нефти.

Растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде (до 500 и более м³/м³ нефти).

Коэффициент растворимости – количество газа, растворяющегося в единице массы или объема нефти при увеличении давления на 1 ат. С увеличением молярного веса газа коэффициент растворимости возрастает. Так, растворимость пропана при температуре +30^оС в 21 раз больше, чем метана. С повышением температуры растворимость газа в нефти уменьшается. Так, при температуре +150^оС растворимость пропана только в семь раз больше метана.

В нефти растворяются также азот, углекислый газ, сероводород. Из этих компонентов хуже растворяется азот, лучше – углекислый газ. Причём, коэффициент растворимости углекислого газа в 3,5 раза больше, чем метана.

Удаление газа из нефти приводит к снижению объёма. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему после полной дегазации называется объёмным коэффициентом нефти b:

Для нефти в пластовых условиях объёмный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле:

Обычно объёмный коэффициент нефти находится в пределах от 1,08 до 1,5, но иногда, при большом газовом факторе, может достигать величины 3,5 и выше.

Для пластовой воды объёмный коэффициент находится в пределах от 0,99 до 1,06.

С объёмным коэффициентом связана усадка нефти – это процент уменьшения объёма пластовой нефти после дегазации:

Жидкие нефть и вода уменьшают свой объём под действием давления, что характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объёма жидкости к произведению её первоначального объёма на изменения давления:

Коэффициент сжимаемости для воды составляет (4…5)∙10^-5 1/МПа, для дегазированной нефти (4…7)∙10^-4 1/МПа. Пластовые нефти хорошо сжимаемы, поэтому для них величина β может достигать 140^-4 1/МПа.

Плотность нефти зависит от её химического состава, температуры, давления, количества растворённого газа. Чем больше в нефти смолисто-асфальтовых веществ и серы, тем выше плотность и тем темнее цвет. С повышением давления плотность нефти увеличивается. С повышением температуры и количества растворённых газов плотность уменьшается. Плотность разгазированной нефти при давлении 1 ат и температуре +20^оС обычно находится в пределах 750…940 кг/м³. Западно-сибирская нефть (товарная марка Siberian Light), например, имеет плотность 830…850 кг/м³.

Плотность нефти с растворённым в ней газом определяется по уравнению:

где ρ_нг – плотность нефти с растворённым газом, кг/м³;

b – объёмный коэффициент нефти;

ρ_н – плотность нефти при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

ρ_г – плотность попутного нефтяного газа при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

Г_о – газосодержание нефти, м³/м³.

Плотность разгазированной нефти при температуре, отличной от 20^оС, рассчитывается по формуле:

где ρ_t – плотность нефти при расчётной температуре t, кг/м³;

ρ_н – плотность нефти при 20^оС и 1 ат, кг/м³;

t – расчётная температура, ^оС;

- коэффициент термического расширения нефти, 1/^оС.

Если плотность нефти находится в пределах 780…860 кг/м³, коэффициент термического расширения определяется по уравнению:

При плотности нефти в пределах 860…960 кг/м³:

Вязкость нефти зависит от температуры, давления, химического состава и количества растворённых газов так же, как и плотность. С увеличением температуры вязкость нефти уменьшается, с увеличением давления увеличивается. Чем больше высокомолекулярных углеводородов (смол, асфальтенов) в нефти, тем больше вязкость.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. В инженерных расчётах обычно применяют динамическую и кинематическую вязкость.

Единицей измерения динамической вязкости μ может быть паскаль в секунду (Па∙с), миллипаскаль в секунду (мПа∙с), пуаз (П), сантипуаз (сП), которые взаимосвязаны следующим образом:

1 П = 0,1 Па∙с

1 П = 100 сП

1 сП = 1 мПа∙с

Кинематическая вязкость ν – отношение динамической вязкости нефти к её плотности при той же температуре:

Единицей измерения кинематической вязкости может быть квадратный метр на секунду (м²/с), стокс (Ст), сантистокс (сСт):

1 Ст = 10^-4 м²/с

1 Ст = 100 сСт

1 сСт = 1 мм²/с = 10^-6 м²/с

Кинематическая вязкость изменяется в довольно широких пределах для различных месторождений – от 2 до 300 сСт при 20^оС, но для большинства нефтей она составляет 4…40 сСт. Смесь западно-сибирских нефтей, например, имеет при 20^оС кинематическую вязкость около 13∙10^-6 м²/с (13 сСт), динамическую 0,0109 Па∙с (10,9 сП).

Зная значения динамической вязкости при температурах 20 и 50^оС, можно определить вязкость при другой температуре по уравнению:

где μ_t – динамическая вязкость при расчётной температуре t, мПа∙с;

μ₂₀ – динамическая вязкость при температуре 20^оС, мПа∙с;

μ₅₀ – динамическая вязкость при температуре 50^оС, мПа∙с;

t – расчётная температура, ^оС.

Если известно только одно экспериментальное значение динамической вязкости нефти при температуре t_о, то значение её при другой температуре t можно определить по формуле:

где μ_t – динамическая вязкость нефти при температуре t, мПа∙с;

μ_tо – динамическая вязкость нефти при температуре t_о, мПа∙с;

χ – показатель степени:

а и С – эмпирические коэффициенты.

Если вязкость нефти до 10 мПа∙с, то С=1000, а=0,76∙10^-3.

Если вязкость нефти от 10 и выше мПа∙с, то С=100, а=1,44∙10^-3.

При отсутствии экспериментальных данных динамическую вязкость можно определить по плотности нефти. Если плотность нефти находится в пределах 845…924 кг/м³:

Если плотность находится в пределах 780…845 кг/м³:

где μ – динамическая вязкость нефти при 20^оС, мПа∙с;

ρ – плотность разгазированной нефти 20^оС, кг/м³.

Пластовая нефть из-за наличия растворённых газов имеет вязкость значительно ниже (иногда в 10…20 раз), чем разгазированная нефть. Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения:

где μ_нг – вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t, мПа∙с;

μ_t – вязкость разгазированной нефти при температуре t, мПа∙с;

А и В – эмпирические коэффициенты, которые зависят от газонасыщенности нефти Г_о:

где Г_о – газонасыщенность нефти, м³/м³.

Средняя молекулярная масса большинства нефтей оставляет 200…300 кг/кмоль. Молекулярную массу разгазированной нефти можно рассчитать по формуле:

где М – молекулярная масса нефти, кг/кмоль;

ρ – плотность нефти при 20^оС, кг/м³;

μ – динамическая вязкость нефти при 20^оС, мПа∙с

Молекулярная масса пластовой нефти (насыщенной газом) определяется следующим образом. Если μ_НГ менее 1,5 мПа∙с:

Если μ_НГ от 1,5 мПа∙с и более:

где М_НГ – молекулярная масса нефти, насыщенной газом, кг/кмоль;

ρ_НГ – плотность газонасыщенной нефти, кг/м³;

μ_НГ – динамическая вязкость газонасыщенной нефти, мПа∙с.

Или по следующим формулам:

где ρ_н и ρ_г – плотность нефти и газа, кг/м³;

М_Н – молекулярная масса разгазированной нефти, кг/кмоль;

М_Г – молекулярная масса газа, кг/ кмоль.

Теплоёмкость нефти определяется по формуле:

где с – теплоёмкость нефти, Дж/(кг∙К);

ρ – плотность нефти при 20^оС, кг/м³;

t – расчётная температура, ^оС.

Пластовые воды нефтяных месторождений – это неотъемлемая часть продукции скважин и представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно пластовые воды содержат

ионы растворимых солей:

анионы ;

катионы и др.;

ионы микроэлементов и др.;

коллоидные частицы ;

растворённые газы и др.;

нафтеновые кислоты, соли нафтеновых и жирных кислот, фенолы и другие органические соединения.

Количество пластовой воды в продукции скважин по мере разработки месторождений постепенно увеличивается и может доходить до 95% и более.

Под минерализацией пластовых вод понимают содержание растворённых минеральных солей. Минерализация измеряется в г/л и по её степени пластовые воды делятся на 4 группы:

пресные (до 1 г/л),

солоноватые (1…10 г/л),

солёные (10…50 г/л),

рассолы (более 50 г/л).

По В.И.Вернадскому природные воды делятся на три группы в зависимости от массовой концентрации солей:

пресные (0,001…0,1% масс.),

минерализованные (0,1…5% масс.),

рассолы (5…35% масс.).

В состав солей входит в основном хлорид натрия NaCl, содержание которого в суммарном объёме может достигать 80…90% масс. и более. О количестве растворенных солей можно судить по плотности воды.

В зависимости от соотношения между общей жёсткостью воды и содержанием в ней ионов нефтепромысловые сточные воды делятся на два вида:

жёсткие или хлоридно-кальциевые. В них много ионов , может быть . Показатель рН = 4…6, плотность до 1200 кг/м³;

щелочные или гидрокарбонатно-натриевые. В этих водах основные ионы . В отличие от жёстких вод они содержат ионы , а ионов мало. В целом эти воды меньше минерализованы, плотность их не превышает 1070 кг/м³, рН ≥ 8.

Из газов лучше всего в пластовой воде растворяются . Причём, растворимость диоксида углерода примерно в 18 раз больше, чем углеводородов, а растворимость сероводорода примерно в три раза больше диоксида углерода.

Плотность пластовой воды в зависимости от её минерализации рассчитывается по формуле:

где ρ_ПВ – плотность пластовой воды, кг/м³;

ρ_В = 998,3 кг/м^{3 -} плотность дистиллированной воды при 20^оС;

S – содержание солей в растворе, кг/м³ (г/л).

Газ, извлекаемый вместе с нефтью, называется попутным нефтяным газом. Он состоит из предельных парафиновых углеводородов от метана СН₄ до гексана С₆Н₁₄ и выше (иногда до декана С₁₀Н₂₂).

Основное содержание обычно приходится на углеводороды от метана до бутана. Содержание углеводородов от гексана и выше, как правило, составляет от десятых долей до нескольких процентов. В общем случае, с увеличением молекулярной массы углеводорода его содержание в попутном газе снижается.

Чем больше в попутном нефтяном газе метана и этана, тем он легче. В зависимости от суммарного количества углеводородов от пропана и выше (С₃₊) нефтяные газы делятся на тощие и жирные. Тощий газ содержит С₃₊ менее 60 г/м³, жирный – более 60…70 г/м³.

Кроме парафиновых углеводородов попутный нефтяной газ, как правило, содержит диоксид углерода CO₂ (от десятых долей до нескольких процентов), молекулярный азот N₂ (в таких же пределах), пары воды. В зависимости от месторождения, в попутном газе могут присутствовать также сероводород Н₂S, инертные газы гелий Не и аргон Аr.

Геологические запасы нефти в залежи – это объём нефти, залегающий в порах пласта:

где G – геологические запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h_ЭФ – эффективная мощность пласта, м;

ε_ЭФ – коэффициент эффективной пористости породы;

m – коэффициент нефтенасыщенности пласта;

ρ_Н – плотность нефти при нормальных условиях, кг/м³;

b – объёмный коэффициент нефти.

Промышленные запасы нефти – это объём нефти, извлекаемый при наиболее полном и рациональном использовании современных технологий.

Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества добытой нефти из пласта к её геологическим запасам.