Физические свойства нефти.

4.1 Газосодержание. Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. Газосодержание пластовой нефти — это объем газа V_г растворенного в 1 м³ объема пластовой нефти Vпл.н: G= Vг / Vпл.. н Газосодержание пластовой нефти выражают в м³/м³. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть одноступенчатым (контактным) или многоступенчатым (дифференциальным). Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 — 500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30— 100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м³/м³.

 

4.2 Растворимость - Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа .Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

4.3.Промысловым газовым фактором Г называется количество газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты, Значение промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры. Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может колебаться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значениями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с различием в свойствах нефти и газа в пределах площади. На месторождениях Оренбургской области доминируют режимы, когда пластовое давление значительно больше давления насыщения. Давление насыщения в залежи определяется по данным глубинной пробы нефти в лабораторных условиях, либо ориентировочно по номограмме М.Стендинга.

4.5.Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

b_н= (1 / V₀)(DV/ DP), где V₀ исходный объем нефти,DV – изменение объема нефти, DP – изменение давления. Размерность b_н – 1 / Па или Па^-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне . Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, содержащие мало растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Приставка Гига - 10 ⁹. Следовательно, с увеличением плотности коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефти, находящейся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

4.6.Коэффициент теплового расширения a_н показывает, на какую часть DV изменяется первоначальный объем нефти V₀ при изменении температуры на 1⁰С:

a_н = (1 /V₀)(DV / Dt) Размерность a_н – 1 /⁰С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 ¸ 20)10^-4 1/ ⁰С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на значение конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

4.7.Объемный коэффициент пластовой нефти b_н показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

b_н = V_{пл. н} / V_{дег. н} где V_{пл. н} – объем нефти в пластовых условиях, V_{дег. н} – объем того же количества нефnи после дегазации при атмосферном давлении и t = 20⁰C.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна величина 1,2—1,8. Объемный коэффициент определяется по глубинной пробе нефти в лабораторных условиях или приближенно по номограмме Стендинга.Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом материального баланса и объемным методами и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко используется также при анализе разработки залежей, при определении объема пласта, который занимала добытая нефть. При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью, так называемого пересчетного коэффициента θ (тэта), который обратно пропорционален объемному коэффициенту.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

4.8.Пересчетный коэффициент- величина обратная объемному коэффициенту. Необходим для пересчета объемов нефти из пластовых условий на поверхность (к стандартным условиям).

θ Используется при подсчете геологических запасов нефти объемным методом. Когда объем нефти в м3 умножается на пересченый коэффициент, чтобы перевести объем в тонны нефти в стандартных условиях.

4.9. 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. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см³ (например, нефти девонских залежей в Татарии, Оренбургской области) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см³ (нефти залежей в каменноугольных отложениях Татарии, Оренбургской области (Бугурусланский НГР)). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1—0,4 г/см³. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Среди определенных свойств нефти нет цвета - она варьирует от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной, по свойствам плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Различают легкую ( 0,65-0,87 г/см3), среднюю ( 0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Тяжелая нефти в Оренбургской области в Северном НГР Бугуруслана (Байтуганское, Школьное, Самодуровское и др месторождения). Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема: ρ = m / v [ г/см³; кг/м³]. Плотность относительная (ρ^о) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности воды (ρ_в) при 4^оС: ρ^о = ρ_н / ρ_в

Плотность (ρ_н) и удельный вес (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно р азличают: легкие с плотность 820-860, с редние – 860-900, тяжелые – 900-950 кг/м³. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа (рис. 2.1). С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.

Рис. 2.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать. В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве.

4.10.Теплота сгорания 43,7 - 46,2 МДж/кг (10400 - 11000 ккал/кг). Нефть растворима в органических растворителях, легче воды, в ней при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую ( Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

4.11.Вязкость пластовой нефти m_н определяющая степень подвижности нефти в пластовых условиях, существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. 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. Например, для Арланского м есторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость нефтей Бобровского, Покровского, Сорочинско-Никольского Оренбургской области в пластовых условиях в 2-5 раз меньше, чем в стандартных условиях, в основном не превышает 3-5 мПас. Вязкость нефти измеряется в мПас (спз). Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (m_н < 1мПас), маловязкие (1< m_н < 5мПас), с повышенной вязкостью (5 < m_н < 30 мПас) и высоковязкие более 30 мПас. Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2-0,3 мПас, девонских отложениях Татарии, Башкирии, Оренбургской области, в меловых отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области —5 - 30мПас отложениях сеноманских Русского месторождения в Западной Сибири – 300 мПас; в Ярегском месторождении - 2000-22000 мПас. В Оренбургской области не более 10 залежей с высоковязкими нефтями (более 30-мПас), расположенными в Бугурусланском НГР. Вязкость пластовой нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти, Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды — один из важнейших показателей, определяющий условия извлечения нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин. Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др. Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетеросоединения взаимодействуют друг с другом. Параметр вязкость наиболее тесно коррелирует со степенью этих взаимодействий. Вязкость (абсолютная, динамическая) – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 2.2).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, 2.30 где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 2.2;

F – сила внутреннего трения, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; А- площадь соприкосновения слоев жидкости (газа)

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис. 2.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с, мПа×с];

- система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(см×с)].

С возрастанием температуры вязкость сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. С увеличением молекулярного веса фракций, плотности, температурного интервала выкипания фракций величина вязкости возрастает.

С вязкостью связан параметр – текучесть ( j) – величина обратная вязкости:

.

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести. .

Единицы измерения кинематической вязкости: система СИ – [м²/с, мм²/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 2.3). Вязкость уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в нефти.

Рис. 2.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

При этом с увеличением молекулярной массы газового компонента (от СН₄ к С₄Н₁₀) вязкость нефтей будет уменьшаться, а с увеличением молекулярной массы жидкого компонента (от С₅Н₁₂ к высшим) вязкость нефтей будет возрастать. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость пластовых нефтей будет возрастать. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Чем больше в нефте содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефтей. В уравнении (2.30) координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A - есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

d γ/dt = τ/μ. (2.33)

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Уравнение (2.33), описывающее связь между напряжением и скоростью сдвига, называется реологическим. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

τ = τ_о + μ^* (d γ/dt), (2.34)

где τ_о – динамическое напряжение сдвига;

μ^* - кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения от модуля скорости деформации: τ = К(d γ/dt)ⁿ, (2.35)

где К – мера консистенции жидкости, с увеличением вязкости возрастает;

n – показатель функции, при n =1, уравнение (2.35) описывает течение ньютоновских жидкостей.

 

4.12 При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами названных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефти протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких, Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

4.13 Колориметрические свойства нефти характеризуются коэффициентом светопоглощения К_сп. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора 1 описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

где — интенсивность падающего светового потока; -коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения — 1/см. За единицу К_сп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в = 2,718 раз. Значение К_сп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора. К_сп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190 — 450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской залежи — 200 — 350, а в нижележащих пластах гид— 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого коэффициента меняется в пласте БС1 от 300 до 550, а в пласте БС10 - от 120 до 310, для терригенных пластов Б2 Оренбургской области от 150-200, карбонатных пластов турнейского яруса -200-300.

4.14. 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 – 1,0006; для нефти → 1,86 – 2,38; для нефтяного газа → 1,001 – 1,015; для смол и асфальтенов → 2,7 – 2,8; для воды → 80 – 80,1. С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl равной 5,6% диэлектрическая проницаемость воды равна – 69,1, а при концентрации NaCl равной 10,7% диэлектрическая проницаемость уменьшится до 59.

Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере основных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотности, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве. Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фактор меняется от 70 до 49 м³/т, плотность нефти - от 0,830 до 0,930 г/см³. В Оренбургской области есть тенденция увеличения газосодержания от 10 м3/т (2000м) до 500 м3/т (4500м) с глубиной залегания продуктивных пластов.

В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти могут претерпевать изменения. Поэтому для контроля изменения свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, К_сп и др.)..

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях на специальном оборудовании, по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики используют при решении геолого-промысловых задач.