Физические свойства нефти в пластовых условиях

7. Свойства нефти в пластовых условиях

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м 3 на 1 м 3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м 3 ; г/см 3 ]:

. (7.1)

Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м 3 . По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м 3 ), средние (860–900 кг/м 3 ) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м 3 .

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м 3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м 3 .

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (V_г) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (V_н):

. (7.2)

Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (V_г) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м 3 /м 3 , для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м 3 /м 3 .

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

Разница между Р_пл и Р_нас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Объемный коэффициент нефти (b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (7.3)

где V_пл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

Если в начальный момент времени давление в пласте P_о = P_пл > P_нас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению V_пл и, соответственно, к уменьшению объемного коэффициента нефти.

Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

. (7.4)

Физические свойства нефти

В результате переработки сырой нефти получаются нефтепродукты, используемые в промышленности, например, моторное масло или бензин. Универсальные физические свойства делают ее незаменимой в качестве смазки в автомобильной и другой технике. Она уникальна благодаря производству топлива не только разных сортов, но и со множеством добавок, что увеличивает полезный диапазон применения.

Для переработки в полезный продукт требуются большие запасы сырья, а также возможность получать и перерабатывать его по разумной цене.

Физические свойства

Нефть сильно различается по своему химическому составу и физическим свойствам. Поскольку она состоит из смесей тысяч углеводородных соединений, ее физические характеристики, такие как удельный вес, цвет и вязкость (устойчивость жидкости к изменению формы) также широко варьируются.

Углеводородные структуры включают насыщенные, ароматические и полярные соединения, которые включают смолы и асфальтены. Смолы и асфальтены в значительной степени непроницаемы для окружающей среды. Они испаряются, растворяются и плохо разлагаются и, следовательно, могут накапливаться в виде остатков после разлива.

Нефть — сложная смесь углеводородов, которые встречаются на Земле в жидкой, газообразной или твердой фазе. Ее широко применяют благодаря способности выделять тепло при сгорании. Этот термин часто ограничен жидкой формой, обычно называемой сырой нефтью. Но, как технический термин, она также включает природный газ и вязкую или твердую форму, известную как битум, которая находится в битуминозных песках.

Жидкая и газообразная фазы составляют наиболее важную из первичных видов ископаемого топлива.

Различные физические параметры влияют на стоимость и качество нефти.

К физическим свойствам нефти относят:

• Плотность;
• Вязкость;
• Давление насыщения;
• Парафинистость;
• Газосодержание;
• Температура застывания;
• Сжимаемость;
• Температура вспышки;
• Содержание серы;

Плотность

Нефть — это не однородная жидкость, а ряд веществ с различным количеством углеводородов. Он подразделяется на классы от легких, плотность которых составляет около 790 кг/м³, до особо тяжелых 970 кг/м³. Хотя плотность сырой нефти может быть выражена в общепринятых научных единицах, она чаще выражается в измерении, называемом API-гравитацией. Это измерение в сравнении с водой. Если API больше 10°, то вещество легче и будет плавать на воде, а если меньше 10°, то тяжелее и тонет. В этом измерении легкая сырая нефть имеет плотность более 31,1 ° API, в то время как сверхтяжелая сырая нефть ниже 10 ° API.

Вязкость

Важными параметрами для классификации являются как вязкость, так и степень ее API. Характеристики плотного сырья достаточны, чтобы получать его через ствол скважины современными методами извлечения. Для этого используются тепло, газ или химические вещества, которые снижают вязкость и направляют добычу. Более подвижные средние и легкие масла извлекаются через добывающие скважины, они легко текут и содержат больше летучих компонентов. В то время как сверхтяжелые имеют высокую вязкость или почти смолоподобную форму и показывают более высокую плотность.

Промежуточные масла находятся между этими крайностями. Классификация по степени API:

• Легкая — выше 31,1° (менее 870 кг/м³)
• Средняя — от 31,1° до 22,3 ° (от 870 до 920 кг/м³).
• Тяжелая — от 22,3° до 10° (от 920 до 1000 кг/м³).
• Сверхтяжелая — ниже 10° (выше 1000 кг/м³).

Контрасты между разбавленным битумом и другим сырьем сильно усиливаются от атмосферных воздействий. Выветрившийся тяжелый и особенно разбавленный битум, например, гораздо более клейкий, чем другие масла.

Давление насыщения

Давление насыщения напрямую зависит от плотности и соотношения объёмов нефти и газа, их состава и пластовой температуры. Таким образом, чем больше нерастворимых компонентов (увеличение плотности), тем больше эта характеристика будет расти, а газ будет в свою очередь сильнее выделяться из жидкости.

Давление насыщения (Рнас) может быть меньше либо равно давлению пласта залежи (Рпл) и колеблется от 0,01 до 30 Мпа.

Парафинистость

В зависимости от количества твердых углеводородов (парафинов) выделяют три сорта: малосодержащие (менее 1,5 %); средне (от 1,5 до 6 %); высокосодержащие (более 6 %). Содержание парафинов колеблется от 0,2 до 30% массы и влияет на диапазон температур кипения и застывания.

Газосодержание

В месторождениях добывается по большей части нефть с некоторым количеством природного газа. Газовая скважина добывает преимущественно природный газ. Поскольку давление на поверхности ниже, чем под землей, часть газа выйдет из раствора и будет извлечена (или сожжена) в виде жидкого газа. Однако, поскольку температура и давление под землей выше, чем на поверхности, газ может содержать более тяжелые углеводороды, такие как пентан, гексан и гептан, в газообразном состоянии. В поверхностных условиях они будут конденсироваться из газа с образованием конденсата, который по внешнему виду напоминает бензин и по своему составу похож на некоторые летучие легкие нефтепродукты.

В скважинах может быть до 1 тыс. м³ газа на 1 м³ нефти и до 900-1100 м³ на 1 м³ конденсата.

Объемный коэффициент

Объемный коэффициент нефтеобразования (FVF) зависит от соотношения объемов нефти в пластовых условиях (при повышенной температуре и давлении) с ее объемом в стандартных условиях после выделения газа на поверхности. Значения, как правило, варьируются от приблизительно 1 b (баррель) у содержащих мало или не содержащих растворенного газа, до почти 3 b для высоколетучих масел.

Температура застывания

Эта характеристика значит, что сырье становится пластичным и не будет течь. Эта характеристика важна для извлечения и транспортировки и всегда определяется. Колеблется от 32 ° до -57 ° C в зависимости от состава, чем больше парафинистых (твердых) частей, тем будет выше этот показатель.

Оптические свойства

Цвет может варьироваться от почти бесцветной светло-желтой и зеленовато-желтой до красноватого и насыщенного черного. Черное сырое масло очень густая и темная из-за высокого содержания таких компонентов как асфальт и смолы; тогда как неуглеводородные примеси как сера, металлы и соли легко меняют свой цвет.

Также ей присуще такое свойство как флуоресценция, благодаря которому она хорошо отражает свет и имеет разноцветные пятна. После очистки этот эффект исчезает.

Сжимаемость

Коэффициенты изотермической сжимаемости требуются при решении многих инженерных задач месторождения, включая проблемы с переходным потоком текучей среды.

Кроме того они необходимы при определении плотности ненасыщенного газом сырья. Усадка некоторых легких сортов при высокой температуре обладает большим коэффициентом сжимаемости и достигает до 50 % (содержащих в составе больше природного газа).

Температура вспышки

Самовоспламенение — это характеристика, при которой жидкость образует пары, достаточные для образования открытого пламени. Жидкость считается легковоспламеняющейся, если ее температура вспышки составляет менее 60 °C.

Существует широкий диапазон температур воспламенения для масел и нефтепродуктов, многие из которых считаются легковоспламеняющимися, особенно при утечке. Бензин, который легко загорается при любых условиях окружающей среды, представляет серьезную опасность.

Многие свежие неочищенные масла и разбавленный битум имеют большое количество летучих компонентов и могут загореться в течение дня или дольше после утечки в зависимости от скорости потери легколетучих компонентов в результате испарения. С другой стороны, неразбавленный битум обычно негорючий.

Содержание серы

В дополнение к практически бесконечным смесям углеводородных соединений, сера, азот и кислород обычно присутствуют в небольших, но часто важных количествах.

Сера является третьим по распространенности атомным компонентом. Он присутствует в средних и тяжелых фракциях. В низком и среднем молекулярном диапазоне она связана только с углеродом и водородом, в то время как в более тяжелых фракциях она часто включается в большие полициклические молекулы, которые также содержат азот и кислород. Общее содержание колеблется от менее 0,05 % (по массе), как в некоторых венесуэльских маслах, до около 2% для средних запасов на Ближнем Востоке и до 5 и более % в густых мексиканских или миссисипских маслах.

Как правило, чем выше удельный вес (плотность и вязкость), тем больше в ней содержание серы. Избыток удаляется перед переработкой, поскольку свойства оксида серы, выбрасываемого в атмосферу при сгорании нефти, являются основным загрязнителем и коррозионным агентом в нефтеперерабатывающем оборудовании.

Универсальность нефти используется для ряда целей: производства пластика, гербицидов, удобрений, пестицидов, моющих средств, красок, обивки и мебели, мазута для смазки, бензина для заправки автомобилей, реактивного или газового топлива для самолетов, а также для производства электроэнергии. Сера и асфальт широко используются во многих промышленных и химических применениях по всему миру. Однако исследования показывают, что при ее добыче в атмосферу выбрасывают ся такие загрязнители, как углекислый газ — основная причина кислотных дождей и глобального потепления.

Показатели физических свойств влияют на цену нефти и качество.

Физические свойства нефтей

Физические свойства нефтей

Наиболее часто определяемыми физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно будут описанны ниже, при описании механики природного резервуара.

Плотность нефти

Плотность вещества ‑ это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.

Шкала плотности Американского Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

Шкале единиц плотности API соответствует европейская шкала плотности Боме. Эти две условные шкалы плотности увязываются с удельным весом согласно следующим формулам:

• Градусы API = (141,5/уд. вес при60°F) ‑ 131,5.
• Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) ‑ 130.

Перевод значений удельного веса в единицы плотности по шкалам Боме и API показан в табл.1. В табл.2 приведены величины плотности некоторых нефтей из различных районов земного шара. Влияние темпера­туры на величину удельного веса нефти показано в таблице 3. В Таблице 4 отражается изменение удельного веса нефти при изменении ее температуры на1°F.

Сравнение шкал плотности нефти (линейная зависимость отсутствует)

Удельный вес при60°F

1,0000 (чистая вода)

Плотности различных нефтей

Индонезия и Новая Гвинея

Мексика: Тампико, Голден Лейн, Пануко

Ближний Восток: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия

Галф-Кост (главным образом третичные соляные купола)

Калифорния (третичные отложения) Мид-Континент (главным образом палеозойские отложения)

СССР: районы Грозного и Баку

Плотности двух нефтей могут значительно различаться, даже если эти нефти на первый взгляд обладают близким родством. Неодинаковыми плотностями могут характеризоваться нефти, приуроченные к соседним резервуарам, которые находятся в пределах одного месторождения или в одной и той же геологической обстановке. Плотности могут быть различными у нефтей, залежи которых хотя и связаны с одним и тем же пластом-коллектором, но контролируются разными ловушками, и у нефтей, заключенных в одном и том же резервуаре, но занимающих в нем различное структурное положение. Ниже приводится ряд примеров местного изменения плотности нефтей.

Влияние температуры на удельный вес нефти

Удельный вес при60°F

Плотность при60°F, °АРI

Плотность при средних температурах

Плотность нефти при различных температурах

Изменение плотности с изменением температуры на 1°

Удельный вес нефти из залежи, связанной с песчаником Тенслип на месторождении Элк-Бейсин в Вайоминге, изменяется от 0,867 (31,8°API) в своде складки до 0,892 (27,1°API) в основании нефтяной части залежи у ее края. Такая разница в плотности объясняется преимущественно тем, что в верхней части залежи нефть содержит 460-490 куб. футовгаза на 1 баррель, в то время как у ее подошвы количество растворенного газа в нефти падает до134 куб. футовна 1 баррель. Подобное соотношение выявлено на месторождении Рейнджли в Колорадо, где удельный вес нефти колеблется от 0,849 (35,2°API) в своде структуры до 0,869 (31,3°API) в основании нефтяной части залежи у контура нефтеносности¹.

Нефти, залегающие в песчаниках Бартсвилл и Ред-Форк (пенсильваний), северо­восточная Оклахома, обычно становятся легче с возрастанием глубины:

¹Необычный пример представляет собой месторождение Хоукинс в северо-восточном Техасе, где нефть приурочена к песчанику Вудбайн (верхний мел), ибо здесь наблюдается изменение ее плотности от 31°API (уд. вес 0,87) в кровле нефтяной части залежи до 16°API (уд. вес 0,96) в основании последней, где тяжелая асфальтовая нефть в нижних: ‑10 футахинтервала нефтеносности обладает столь высокой вязкостью, что не способна перемещаться.

Нефти из третичных отложений провинции Галф-Кост, согласно данным многочисленных замеров их плотности, в среднем обнаруживают следующие изменения ее с глубиной:

На месторождении Бурган в Кувейте, которое, вероятно, содержит нефти больше, чем любое другое месторождение на земном шаре, продуктивными являются три песчаных горизонта среднемелового возраста, расположенные в нефтеносной части разреза мощностью 1100 футов. Каждый песчаный пласт отделен от других интервалами развития глинистых и глинисто-песчаных пород, а в верхней части продуктивной толщи залегает пласт известняков с орбитолинами, являющийся стратиграфическим репером. Плотность товарной нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 31,8°API, однако в пластовых условиях она испытывает значительные изменения в зависимости от глубины залегания резервуара. Плотность нефти в каждом из продуктивных песчаных горизонтов приблизительно постоянна на одной и той же глубине относительно уровня моря, но уменьшается примерно на 1°API через каждые 200 футовпогружения. Поверхность водо-нефтяного контакта для всех трех песчаников занимает примерно одинаковое гипсометрическое положение, т.е. является общей, что указывает на их сообщаемость, вероятно благодаря трещиноватости пород. Уменьшение плотности нефтей (в градусах API) с глубиной находится в противоречии с общим правилом, согласно которому более тяжелые нефти тяготеют к более высоко залегающим и молодым по возрасту слагающих пород природным резервуарам. Аналогичная картина наблюдается во многих нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова, Азербайджан. Например, неглубоко залегающие продуктивные горизонты месторождения Сураханы содержат свободные от асфальтов светло-желтые нефти с удельным весом 0,720 (65°API); на глубине 700-900 мв нефтях присутствует 7-8% смолистых веществ, на глубине 1450 мколичество последних возрастает до 12% , а в природных резервуарах, залегающих ниже 1800 м нефти характеризуются 30%-ным содержанием смолистых веществ и имеют удельный вес 0,90 (25,7°API). В продуктивной толще (плиоцен) месторождения Биби-Эйбат на том же Апшеронском полуострове до глубины 1800 мнасчитывается 17 нефтеносных песчаных горизонтов; приуроченная к ним нефть становится тяжелее с увеличением глубины залегания, а именно удельный вес нефтей в более молодых пластах колеблется от 0,840 до 0,860 (37-33° API), а нефти в песчаниках, залегающих ниже, имеют удельный вес от 0,900 до 0,907 (25,7-24,5 Q API). Среди этих продуктивных горизонтов иногда встречаются водоносные песчаники.

По плотности нефти изменяются от нефтей, добываемых на месторождении Окснард в округе Вентура, Калифорния, которые тяжелее воды (5-7°API), к нефтям с плотностью 10° API на месторождении Боскан в западной Венесуэле, нефтям района Пануко в Мексике, плотность которых 12°API, и до бесцветных дистиллятов и конденсатов с плотностью 57° API и выше. Наиболее распространены нефти с плотностью от 27 до 35° API, составляющие основную часть мировой нефтедобычи.

Объём нефти

Объем (volume). Имеется в виду изменение объема нефти при извлечении ее из недр на дневную поверхность; кубический метр товарной нефти на глубине имеет другой объем; именно этот объем и подразумевается; термин «volume» при таком его понимании, конечно, требует поясняющих слов или особой приставки; можно было бы говорить о «пластовом объеме», о «глубинном объеме» нефти или о «протообъеме» и т.. Нефть, заключенная в природном резервуаре, содержит растворенный газ, и объем всего раствора зависит от пластового газового фактора¹ и пластового давления. Газ, который может быть растворен в нефти при повышении давления, увеличивает объем раствора до момента достижения давления насыщения (точка появления первого пузырька), после чего при дальнейшем возрастании давления объем раствора уменьшается (рисунок 1).

Физические свойства нефти в пластовых условиях.

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V_г, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости V_ж, прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:

(3.8)

где — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная.

В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях У_пл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности :

(3.9)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более.

Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления:

1 — Ахтынское месторождение;

2 — Новодмитриевское месторождение

Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры:

1 — Тавельское месторождение;

2 — Ульяновское месторождение;

3 — Усинское месторождение

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом.

(3.10)

Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

(3.11)

где — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; — изменение объема нефти V при изменении давления.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м 3 , а в по­верхностных после дегазирования — более 800 кг/м 3 . Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов.

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Физические свойства пластовых нефтей

Под плотностью пластовой нефти понимается 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. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3—0.4 г/см 3 . Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см 3 .

По плотности пластовые нефти делятся на: легкие с плотностью менее 0.850 г/см3 и тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

Вязкость пластовой нефти m _н , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. 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. Вязкость нефти измеряется в мПа × с.

По величине вязкости различают нефти: незначительной вязкостью — m _н × с; маловязкие — 1 m _н £ 5 мПа × с; с повышенной вязкостью—5 m _н £ 25 мПа × с; высоковязкие— m н > 25 мПа × с.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа V г растворенного в 1м 3 объема пластовой нефти V пл.н: G =Vг/ V п.н. [ м 3 /м 3 ] или [м 3 /т].

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300— 500 м 3 /м 3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100 м 3 /м 3 .

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн: βн = (1/ V ) (Δ V / Δp ),

где ΔV—изменение объема нефти-, V — исходный объем нефти. Δр — изменение давления. Размерность βн —1/Па, или Па -1 . Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1—5) • 10 -3 МПа -1 .

Коэффициент теплового расширения a н показывает, на какую часть D V первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С. a н = (1/ Vo ) ( D V / D t ). Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10 -4 1/°С.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти: b _н = V _пл.н / V _дег = r _н ./ r _пл.н

где V _пл.н —объем нефти в пластовых условиях; V дег —объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t =20°С; r _пл.п —плотность нефти в пластовых условиях; r —плотность нефти в стандартных условиях. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2—1,8.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

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