ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
Общие сведения.
Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.
Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти.
 |
Состав природных газов.
Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С n Н2 n +2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ[1], а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.
Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.
|
|
|
При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана и представляют собой группу сухих газов.
Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 75–95 %.
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35–85 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С2 и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 20–40 %, реже доходит до 60 %.
Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе.
Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения, около 98,8 объёмных %.
|
|
|
Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы.
Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.
Физические свойства газов.
Плотность.
Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).
Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.
Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов).
Вязкость.
Вязкость - свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой.
|
|
|
Коэффициент динамической вязкости m характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении.
Основной единицей вязкости в системе СИ является паскаль-секунда (Па*с). В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или сантипуазах (сП). 1сП = 0,01 П= 0,001 Па*с.
Коэффициент кинематической вязкости. В расчетах наряду с абсолютной вязкостью газа применяют кинематическую вязкость n, равную абсолютной вязкости, деленной на плотность газа:n=m/r.
Единицей кинематической вязкости является квадратный метр на секунду (м2/с) или квадратный миллиметр на секунду (мм2/с) 1 мм2/с = 10-6 м2/с.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряют в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт) 1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с = 1 мм2/с.
При пересчетах абсолютной вязкости газа в кинематическую значения плотности r или удельного веса g берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.
Природа вязкости газов. В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.
|
|
|
Растворимость.
При высоком давлении газ способен растворяться в нефти. Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворённого газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости[2] газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах – примерно до 90°С – обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды (содержания солей) растворимость газа падает.
Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжёлая.
Выделение растворенного в нефти газа происходит в обратном порядке, с понижением давления. Сначала выделяются сухие (труднорастворимые) газы, затем тяжелые (легкорастворимые).
Давление, при котором из жидкости начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.
Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.
Содержание растворённого газа в нефти часто выражают газовым фактором. Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти (м3/т)
Влагосодержание.
Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. При снижении давления из газа начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов.
Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ ‑ бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см3/г (плотность льда 1,09 см3/г). Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.
Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой.
Снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.
Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.
ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
Общие сведения.
Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, оператор по исследованию должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.
По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.
Виды пластовых вод:
§ подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);
§ краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);
§ промежуточные (между пропластками);
§ остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).
Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.
 |
Состав пластовых вод.
Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей.
Физические свойства пластовой воды.
Плотность.
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях.
Вязкость.
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды). В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПа×с.
Минерализация.
Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
- рассолы (Q>50 г/л);
- солёные (10<Q<50 г/л);
- солоноватые (1<Q<10 г/л);
- пресные (Q£1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.
Газосодержание.
Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2—0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.
Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.
Растворимость в нефти.
Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.
За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.
Поверхностное натяжение.
Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением — уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.
Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.
Дата добавления: 2021-05-18; просмотров: 130; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!