Св-ва нефти в пластовых условиях.

Плотность дегазированной и пластовой нефти.

Изменяется в широких пределах 600...1000 кг/м³.

Присутствие в пл. нефти раств-го газа и повышенная температура пласта приводит к уменьшению плотности нефти.

Ромашкинское МР: 822 - > 870.

Не все газы одинаково влияют на плотность нефти при их раств-ии. Так с увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее УВ газами и СО₂ и несколько увеличивается при насыщении N2. Это объясняется тем, что с увеличением давления с одной стороны увеличивается кол-во раств-го в нефти газа, что уменьшает вязкость нефти, с другой - уменьшается объем нефти из-за упругого ее сжатия, что ведет к увеличению вязкости.

Плотность, как параметр, необходима для перевода объемных ед. в массовые и наоборот.

Вязкость пластовой нефти.

Она всегда отличается от вязкости дегазированной нефти в следствии большого кол-ва растворенного газа, повышенной t и P. При этом все нефти подчиняются следующим закономерностям:

1. повышение давления приводит к некоторому снижению вязкости, но при условии, что Р_пл > Р_нас вязкость увеличивается:

По мере увеличения давления (АВ) вязкость нефти уменьшается, т.к. увеличивается кол-во растворимого в нефти газа. В (В) Р = Р_нас и весь свободный газ растворен в нефти, дальнейшее увеличение давления приводит к некоторому увеличению вязкости нефти за счет ее упругого сжатия.

 

2. Вязкость нефти уменьшается с увеличением t, при этом увеличение P уменьшает темп падения вязкости:

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении t, в дальнейшем снижение вязкости замедляется. По данной кривой можно подобрать наиболее оптимальную t нагрева нефти. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, чем нефти имеющие меньшую вязкость и плотность.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в 10 раз меньше вязкости дегазированной нефти.

Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от десятых долей до мПа·с до 2000 - 3000 мПа·с. Сведения о вязкости используют при определении дебита скважин, при подборе нефтепромыслового оборудования и др. расчетах.

 

Сжимаемость нефти

Упругие св-ва нефти оцениваются коэф-ом сжимаемости нефти – способностью ж-ти изменять свой объем под действием давления:

Наиболее низкими значениями обладают дегазированные нефти. β_н.дег = (4...7) · 10^-10 Па

У пластовых нефтей, содержащих растворимый газ β_н.пл = 140·10^-10 Па. Но чаще всего (25...35) ·10^-10 Па.

β_н зависит от ее состава, кол-ва раств-го газа и температуры. Чем выше молекулярная масса нефти, тем выше β_н. Чем больше в нефти раств-го газа, тем больше β_н. С увеличением температуры β_н уменьшается, что объясняется ухудшением растворимости газов в нефти.

График β_н от Р:

Уменьшение β_н со снижением давления ниже давления насыщения обуславливается дегазацией нефти. Величина β_н используется при определении упругих запасов нефти, при расчетах коэф-ов пъезопроводности и упругой емкости пласта.

β_н определяется по кривым Р - ∆V.

 

Диэлектрические свойства нефтей. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости измененяются в следующих диапазонах: для воздуха = 1; для нефти = 1,86 – 2,38; для нефтяного газа = 1,015; для смол и асфальтенов = 2,8.

 

Растворимость газов в нефти. Газосодержание пластовой нефти. Газовый фактор. Влияние растворенного газа на физ св-ва нефти. Контактный и дифференциальный процессы разгазирования.

В пластовой нефти всегда содержатся растворимые газы, количественное их содержание хар-ся газосодержанием (газонасыщенностью).

Газосодержание пластовой нефти – кол-во газа растворенного в ед. объема пластовой нефти, сохраняющееся постоянно при пластовом давлении равном либо превышающем давление насыщения; и уменьшающееся в процессе разработки залежи в процессе сжижении пластового давления ниже давления насыщения

Г_н = V_г / V_пл.н [м³/м³]

V_г – объем содержащегося газа в ед. объема пластовой нефти

Максимальное кол-во газа, которое может быть раств. в ед. объема пластовой нефти при опред. P и t наз-ся растворимостью газа.

Газосодержание может быть равным или меньшим растворимости газа. Растворимость газов при небольших давлениях и температурах подчиняются линейному закону Генри:

V_г = α · V_ж · Р

V_г – кол-во газа, раств в объеме жидкости V_ж, [м³]

Р – абсолютное давление газа над поверхностью жидкости, [Па]

α - коэф-нт раств. газа в жидкости

Физический смысл α - кол-во газа растворенного в ед. объема или массы нефти при увеличении давления на единицу и может изменяться в пределах от долей до 40-50 м³ / м³ · МПа

α = V_г / V_ж · Р, [м³ / м³ · МПа; Па^-1]

Газовый фактор – это кол-во газа, приходящегося на 1 т или 1 м³ добытой нефти.

Г_ф =V_г / V_д.н. = [м³ / м³; м³ / т]

Различают начальный, текущий и средний газовый фактор:

- начальный – отношение количеств добытого газа и нефти за первый месяц или квартал работы скважины.

- текущий – отношение добытого газа и нефти за любой ограниченный отрезок времени.

- средний –отношение количеств газа и нефти добытого с начала разработки до любой произвольной даты.

Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью в нефти. С увеличением молекулярной массы коэф-нт растворимости УВ-ых газов возрастает. Из неУВ-ых газов: углекислый газ обладает весьма высокой растворимостью, а азот наиболее низкой.

Пример: коэф-нт растворимости отдельных газов в Ромашкинской нефти (Газ - α, м³ / м³ · МПа)

СО₂ - 13,0

СН₄ - 3,8

N₂ - 0,88

Замечено, что растворенность газов в нефти увеличивается с возрастанием содержания в нефти парафинов УВ и уменьшается с ростом ароматических УВ и асфальтосмолистых веществ (АСВ).

С увеличением давления растворенность газов увеличивается, но это увеличение различно для различных газов.

Выводы: для N₂ и СН₄ пологий подъем, растворимость равномерна и подчиняется закону Генри, а для хорошо растворимых газов СО₂ и попутный газ, растворимость характеризуется резким подъемом до определенных давлений, а затем выполаживанием. Последнее обуславливается обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе (ретроградные фазовые превращения).

Очень часто в нефтепромысловой практике мы встречаемся с процессами разгазирования. Различают контактный и дифференциальный процессы разгазирования.

- Контактный – когда весь выделившийся из нефти газ остается в контакте с нефтью.

- Дифференциальный – когда выделившийся из нефти газ постоянно отводится.

Представление о количестве выделившегося газа дают кривые разгазирования.

Q – кол-во выделившегося газа.