Физика нефтяного пласта

Постоянная жёсткость  или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Ж_о = Ж_к + Ж_нк  (3.33)

 

Жёсткость воды оценивается  содержанием в ней солей в  миллиграмм-эквивалентах на литр :

,  (3.34)

 

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);

э_i – эквивалент i-го иона.

 

,   (3.35)

 

где М_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

 

Ж_о = Sg_i  (3.36)

 

Тип природной воды характеризуется  в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

• очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;
• мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;
• умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;
• жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим  методом (длительным кипячением) или  химическим методом – добавлением  гидроксида кальция Са(ОН)₂.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

Постоянную жёсткость  устраняют химическим способом с  помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где С_н+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:

• нейтральная (рН=7);
• щелочная (pH>7);
• кислая (p<7).

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.

 

3.3. СОСТАВ И  ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

 

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции нефти  различаются от легко подвижных  до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С₂–С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅–С₁₅ (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С₁₇–С₅₃, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые  углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой C_nH_2n, C_nH_2n-2 (бициклические) или C_nH_2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.

В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

• 28-180°С – широкая бензиновая фракция;
• 120-240°С – керосиновая фракция (150-240°С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);
• 140-340°С – дизельная фракция (180-360°С – летнее топливо);
• 350-500°С – широкая масляная фракция;
• 380-540 – вакуумный газойль.

 

 

 

3.3.1. Физико-химические  свойства нефти

 

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. 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. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³.

Рис. 3.1 . Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

 

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

 

,  (3.37)

 

где А – площадь  перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

 

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:

• система СИ – [Па×с]
• система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

 

Рис. 3.3. Изменение  вязкости пластовой нефти в зависимости  от давления и температуры

 

Вязкость пластовой  нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого  газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в  пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё  один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

.  (3.38)

 

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

 

.  (3.39)

 

Единицы измерения кинематической вязкости:

• система СИ – [м²/с]
• система СГС – [Стокс]

 

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:

 

.   (3.40)

 

Коэффициент сжимаемости  зависит от давления, температуры, состава  нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие 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). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

 

,  (3.41)

 

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

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

,  (3.42)

4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

 

В процессе разработки месторождений  в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это  сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз  и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю  также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

Интенсивность выделения  газовой фазы из нефти зависит  от многих факторов, основными из которых являются:

• темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
• наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С₂–С₆);
• молекулярная масса нефти;
• вязкость нефти.

 

4.1. СХЕМА ФАЗОВЫХ  ПРЕВРАЩЕНИЙ  ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ  СИСТЕМ

 

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

С приближением температуры  и давления к критическим значениям  свойства газовой и жидкой фаз  становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Рис. 4.1. Диаграмма фазового состояния  чистого этана.

 

Для индивидуальных углеводородов  граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.

Фазовые превращения  углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической  точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния  чистого этана в координатах Т-Р.

 

Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений  давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного  состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

Значительно сложнее  закономерности фазовых переходов  двух- и многокомпонентных систем.

В смеси углеводородов  каждый компонент имеет собственные  значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].