Властивості нафти в пластових умовах

В пласті нафта знаходиться під дією високих тисків і підвищених температур; крім того в ній міститься розчинений газ. Все це в значній мірі відбивається на її властивостях і умовах руху по пласту. Особливо характерним для пластової нафти є те, що в ній міститься значна кількість газу, при виділенні якого знижується пластовий тиск, збільшується в’язкість і зменшується об’єм.

Пластова нафта являє собою суміш рідких і газоподібних вуглеводнів, які можуть знаходитись в однофазному стані, коли весь газ розчинений в нафті або в двохфазному, коли поряд з газованою нафтою присутній і вільний газ.

Фізичні властивості нафти в пластових умовах суттєво відрізняються від тих, якими вона характеризується на поверхні. Основною причиною цього явища є наявність в природних умовах залягання розчиненого в ній газу, кількість якого визначається перш за все факторами, які пов’язані з умовами формування покладів і суттєво залежать від тиску і температури в надрах.

Розчинність газу в нафті (r) – величина, що характеризує загальну кількість газу, яка може бути розчинена в одному об’ємі нафти при певному тиску і температурі (м³/м³). На відміну від розчинності, іноді вживається поняття про коефіцієнт розчинності, під яким розуміють кількість об’ємів газу, здатних розчинитися в одному об’ємі нафти при збільшенні тиску на одиницю.

Розчинність газу в нафті відхиляється від закону Генрі, який поєднує прямою пропорційністю розчинність і тиск. В залежності від складу газу і нафти ці відхилення проявляються по різному. Тому при вивченні розчинності реальних газів в реальних нафтах краще опиратися на дані експериментальних досліджень, ніж на наявні в літературі графічні залежності.

Поняття про розчинність газу в нафті не слід ототожнювати з поняттям про експлуатаційний газовий фактор (r_р) – відношення кількості об’ємів газу, видобутих разом з одним м³ вилученої з пласта нафти. Експлуатаційний газовий фактор визначається на основі даних про видобуток нафти і газу за деякий визначений відрізок часу за відношенням:

Оскільки в СНГ і в деяких інших країнах видобуток нафти виражається не в м³, а в т, для отримання значення газового фактора (м³/м³) використовують рівняння:

Величина газового фактору враховується при рішенні багатьох питань. При цьому використовуються три терміни: початковий газовий фактор (r₀), поточний газовий фактор (r_р) і середній експлуатаційний газовий фактор (r_р.с).

Початковий газовий фактор представляє собою відношення кількості газу до нафти, видобутих на початку розробки (переважно на протязі першого місяця або кварталу роботи свердловини або групи свердловин). Поточний газовий фактор виражається відношенням кількості газу до нафти, видобутих на протязі будь–якого довільно вибраного відрізку часу, але переважно поточний газовий фактор пов’язаний з видобутком за поточний місяць або квартал.

Середній газовий фактор (або середній експлуатаційний газовий фактор) представляє собою відношення видобутих запасів газу до накопичених запасів нафти з початку розробки до будь – якої довільної дати. Переважно він розраховується на ту дату, котра представляє інтерес для подальшого дослідження покладу або з метою підрахунку запасів.

При використанні даних про газові фактори по окремих свердловинах для отримання середнього значення газового фактору по покладу в загальному газовий фактор слід розраховувати як величину, зважену по кількості видобутої нафти за формулою:

Тиск насичення – це тиск, при якому весь газ, що присутній в пласті, є розчинним в нафті. Якщо тиск зменшується, то з неї починають виділятись пухирці вільного газу. Інакше, тиск насичення називають тиском газу, який знаходиться в термодинамічній рівновазі з пластовою нафтою.

Якщо тиск насичення дорівнює пластовому, то нафта, яка вміщується в ньому є насиченою, якщо ж тиск менший пластового, нафта недонасичена. Величина тиску насичення залежить від властивостей нафти і газу. Чим важчі нафти, тим вище тиск насичення, при інших рівних умовах; чим важчі вуглеводневі гази, тим при менших тисках вони розчиняються в нафті. Наявність в газі азоту різко підвищує тиск насичення.

Величина тиску насичення залежить від температури пласта, але якщо в газі міститься в значних кількостях азот, то зміна тиску насичення з підвищенням або зниженням температури буває незначна.

На початку розробки поклад нафти характеризується величиною початкового тиску насичення. При зниженні тиску в результаті розробки в покладі встановлюється новий поточний тиск насичення.

Вивчення тиску насичення та його співвідношення з пластовим тиском має велике значення при проектуванні, контролі і аналізі процесу розробки покладу.

Тиск насичення рекомендується визначати по пробах пластової нафти; при цьому одночасно визначають газовий фактор пластової нафти. Значення тиску насичення в залежності від кількості розчиненого газу і густини нафти можна визначити по графіку (див рис 6.4).

 

Стисливість нафти. При підвищенні тиску зменшується об’єм нафти, тобто вона стискається.

Коефіцієнт стисливості нафти визначається за формулою

,

де – коефіцієнт стисливості нафти;

Δ – перепад між початковим і кінцевим (прийнятим для розрахунку) пластовими тисками (Δ Р=Р₁- Р₂);

V₁ і V₂ – відповідно початковий і кінцевий об’єми рідини.

Нафта характеризується низькими значеннями коефіцієнта стисливості (0,6-1,8) 10^-4 1/Па, але при наявності розчиненого газу цей коефіцієнт значно зростає, досягаючи 14·10^-4 1/Па.

Використовуючи значення об’ємного коефіцієнта, визначені в лабораторії, коефіцієнт стисливості нафти можна визначити за формулою:

,

де b₁ і b₂ – об’ємні коефіцієнти для початкового і кінцевого тиску.

Об’ємний коефіцієнт пластової нафти. Наявність в пластовій нафті розчиненого газу збільшує її об’єм, іноді на 50-60%.

Об’ємний коефіцієнт пластової нафти – це відношення об’єму взірця пластової нафти (V_пл) до об’єму того ж взірця після виділення з нього розчиненого газу при стандартних умовах (V_ст):

Об’ємний коефіцієнт пластової нафти показує, який об’єм в пласті займав 1 м³ нафти, вилучений на поверхню (в стандартних умовах). Він завжди більше одиниці і коливається від 1,1до 1,7 і більше.

Величина, обернена об’ємному коефіцієнту пластової нафти, представляє собою так званий перерахунковий коефіцієнт:

Перерахунковий коефіцієнт використовується для приведення об’єму пластової нафти до об’єму сепарованої нафти (в стандартних умовах). При вилученні нафти на денну поверхню і виділенні з неї газу проходить зменшення її об’єму – усадка нафти. Коефіцієнт усадки () дорівнює:

Між цими коефіцієнтами існує залежність:

Урахування об’ємного коефіцієнту пластової нафти і перерахункового коефіцієнта є дуже необхідно при підрахунку запасів нафти, так як нехтування ними може привести до значних помилок.

Найбільш достовірно об’ємний коефіцієнт пластової нафти може бути визначений по глибинних пробах. Наближене його значення може бути отримане з графіку (рис.6.5). З графіку знімаються значення усадки нафти в залежності від розчинності газу в нафті, а потім по вище наведеним формулам визначаються коефіцієнти b і q.

На рисунку 6.6 приведені залежності розчинності газу в нафті (r) і об’ємного коефіцієнта пластової нафти (b) від тиску.

Об’ємний коефіцієнт пластової нафти може бути визначений і розрахований по фракційному складу розчиненого газу або за даними про густину газу.

На даний час особливе значення набуло вивчення властивостей пластової нафти за даними дослідження глибинних проб. При виборі свердловин для вибору глибинних проб слід враховувати можливу непостійність по покладу деяких характеристик нафти, пов’язаними з різницею в температурі і тиску на окремих її ділянках. Особливо сильно відрізняються властивості нафти пласта, які розбиті тектонічними порушеннями на окремі блоки.

В зв’язку з цим, проектуючи відбір глибинних проб з метою одержання середніх характеристик властивостей пластової нафти, необхідно відбирати проби на різних ділянках покладу, які розташовуються на різних гіпсометричних відмітках.

Як правило, глибинну пробу відбирають з робочої свердловини, яка дає чисту нафту. Не слід проводити ці роботи в свердловинах, які експлуатувалися перед цим з низьким вибійним тиском, що міг бути нижчий тиску насичення.

Перед відбором глибинної проби, свердловину досліджують при різних режимах роботи і вимірюють пластові тиски. Перед спуском пробовідбірника фонтанні труби очищають від парафіну і шаблонують. Пробу рекомендується відбирати при мінімальному дебіті свердловини, тобто при більш високому вибійному тиску.