Физические свойства пластовых вод

 

Физические свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в пласте. Их знание позволяет наметить более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем.

Плотность воды. Под плотностью пластовой воды понимают отношение массы воды к ее объему, занимаемому ею при данной температуре:

где p – плотность пластовой воды, кг/м³;

m – масса пластовой воды;

V – объем пластовой воды.

За единицу плотности воды принята плотность дистиллированной воды, равная единице при температуре 4 ⁰С (277 К).

Плотность пластовой воды изменяется в пределах 1,0 –1,5·10³ кг/м³. В пластовых условиях плотность зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев вода в пласте менее плотная, чем на поверхности, поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. С увеличением минерализации и давления плотность воды возрастает, а с увеличением температуры - уменьшается.

Тепловое расширение. Коэффициентом термического расширения воды называется изменение объема 1 м³ воды при изменении температуры на 1 градус при постоянном давлении:

где Е – коэффициент термического расширения воды, град;

∆V – изменение объема воды при изменении температуры на ∆T градусов;

V₀ – объем воды при нормальных условиях.

Коэффициент термического расширения воды увеличивается с повышением температуры и уменьшается с повышением давления. Он зависит от количества растворенного в воде газа и от минерализации воды. Численное значение этого коэффициента в пластовых условиях изменяется от 20·10^-5 до 90·10^-5 град^-1.

 

Сжимаемость. Обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Этот показатель играет существенную роль при формировании режимов залежей. Сжимаемость характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется как изменение объема 1 м³ воды при изменении давления на единицу. В условиях постоянной температуры:

где β_в – коэффициент сжимаемости;

∆V – изменение объема воды при изменении давления на ∆Р;

V₀ – объем воды при нормальных условиях.

Коэффициент сжимаемости, как и коэффициент теплового расширения, не является постоянной величиной и может изменяться в пластовых условиях в пределах 4 – 5·10^-10 Па^-1.

Коэффициент сжимаемости воды зависит также от количества растворенного в ней газа. При наличии газа в воде сжимаемость ее увеличивается по линейному закону:

β_в^' = β_в (1 – 0,05·S),

где β_в^' – коэффициент сжимаемости воды, в которой растворен газ, Па^-1;

β_в – коэффициент сжимаемости чистой воды, Па^-1;

S – количество растворенного газа в воде, м³/м³.

Вязкость. Вязкость пластовых вод является одним из существенных параметров при решении вопросов, связанных с разработкой месторождений. Вязкость пластовой воды в значительной мере зависит от температуры и концентрации растворенных солей.

 

Поверхностное натяжение. Свойство жидкости противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму. В значительной мере поверхностное натяжение зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных месторождений с заводнением, так как чем меньше поверхностное натяжение воды, тем выше ее вымывающая способность и тем больше будет коэффициент вытеснения нефти водой.

 

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

Вода является обязательным спутником нефти в нефтяном пласте. На нефтяных месторождениях в начальный период времени их разработки добывается безводная нефть. По мере течения процесса заводнения нефтяного пласта в определенный момент времени в добываемой продукции скважин появляется вода, количество которой постепенно возрастает и может достигать 80 – 90 %.

При совместном движении нефти и воды по эксплуатационной колонне труб и при выходе жидкостей из скважины с большей скоростью появляются условия для эмульгирования нефти с водой, в результате чего образуются нефтяные эмульсии.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге. Одна из жидких фаз этой системы непрерывна и называется дисперсионной средой, вторая жидкая фаза, дисперсная фаза, раздроблена на капельки – глобулы и равномерно распределена в дисперсионной среде. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «нефть в воде» (гидрофильная) и «вода в нефти» (гидрофобная). Цвет эмульсии – от желтого до темно-коричневого, консистенция – от сметано- до мазеподобной. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличением содержания воды (до 60 – 80%), а затем падает.

Стойкость эмульсии зависит от наличия в ней эмульгаторов – веществ, растворимых в одной из жидкостей и образующих как бы пленку, обволакивающую капельки и препятствующую их слиянию. Эмульгаторы бывают гидрофильные и гидрофобные. К гидрофильным эмульгаторам, хорошо растворимым в воде и не растворимым в нефти, относятся натриевые соли нафтеновых кислот, сульфокислоты и др.; к гидрофобным эмульгаторам, хорошо растворимым в нефти и не растворимым в воде: нафтенаты, тонкоизмельченные частицы глины, окислы металлов (Са, Mg, Fe, Al), смолисто-асфальтеновые вещества и др. Наличие эмульгаторов способствует образованию эмульсии, отвечающей по типу названию эмульгатора. Другая причина стойкости эмульсии – накопление зарядов статического электричества на каплях воды и твердых частицах. Под влиянием этих зарядов происходит взаимное отталкивание частиц воды.

Тип эмульсии определяют двумя способами:

1 растворение эмульсии в воде и бензине. Гидрофильная эмульсия растворяется в воде и опускается на дно в бензине, обратное явление наблюдается для гидрофобной эмульсии;

2 определение проводимости электрического тока эмульсией. Ток проводят только гидрофильные эмульсии.

Важной характеристикой эмульсий является устойчивость. Различают агрегативную и кинетическую. Агрегативная устойчивость выражается в том, что частицы не укрупняются при столкновениях друг с другом, зависит в основном от прочности адсорбционных слоев на поверхности диспергированных капель. Кинетическая устойчивость связана со способностью частиц дисперсной фазы к самостоятельному движению в растворе. Кинетическая устойчивость связана с гравитационным разделением фаз, зависит от вязкости дисперсионной среды, разности плотностей дисперсионной среды и дисперсной фаза от размера глобул и объемной концентрации дисперсной фазы.

Механизм образования и разрушения водонефтяных эмульсий определяют адсорбционных процессы, происходящие на границе раздела нефть – вода. На поверхности раздела нефть – вода концентрируются асфальтосмолистые компоненты нефти, образуя твердообразные пленки, исключающие возможность слипания отдельных глобул воды.

Перерабатывать нефть с эмульсией нельзя, поэтому ее предварительно разрушают – деэмульсация. Деэмульсация лежит в основе процессов подготовки нефти к обезвоживанию и обессоливанию. При обезвоживании разрушают природную эмульсию нефти с водой, при обессоливании – искусственно созданную, которая образуется при смешении нефти с промывочной пресной водой. Деэмульсацию нефти нужно проводить как можно раньше (свежие эмульсии разрушаются легче) с использованием высокоэффективных деэмульгаторов. Существуют различные способы удаления воды из нефти и разрушения эмульсии: механический, термический, химический, термохимический, электрический.

В качестве деэмульгаторов могут применяться неионогенные и ионогеные поверхностно-активные вещества (ПАВ). В нефтяной промышленности применяют водорастворимые и нефтераствримые деэмульгаторы. Расположение молекул ПАВ на границе раздела фаз в водонефтяных эмульсиях представлено на рисунке 1.

 

а – вода – нефть; б – нефть-вода

Рисунок 1 – Ориентация молекул поверхностно-активных веществ на границе

 

Деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, и поэтому они вытесняют последние из поверхностного адсорбционного слоя глобул. Вытеснив с поверхности глобулы природные стабилизаторы, деэмульгаторы образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, и капли при столкновении легче слипаются в более крупные, процесс разрушения эмульсии значительно облегчается.

Важным обстоятельством при разрушении эмульсий является создание наилучших условий для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти. Их осаждение (седиментация) осуществляется согласно закону Стокса:

где u – скорость седиментации (осаждения) выпадающих под действием силы тяжести частиц;

r – радиус выпадающей частицы;

p, p₀ – плотности дисперсной фазы и дисперсионной среды соответственно;

g – ускорение свободного падения;

η – вязкость среды.

Из формулы следует, что увеличение скорости выпадения частиц можно добиться, уменьшив вязкость среды или увеличив разность плотностей воды и нефти.