Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин
Подождите немного. Документ загружается.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
РОЗДІЛ 2.
Меркаптани
{ К~ Б Н) будовою аналогічні спиртам, етилмеркаптан
і
вищі гомологи при нормальних
умовах
- рідини, метилмеркаптан
С Яз 5 Н
=-
газоподібна речовина з температурою
кипіння
7,6° С. З
луга-
ми
і окислами важких металів вони утворюють меркаптіди. Ці речовини
викликають
сильну корозію металу.
Вміст асфальто-смолистих речовин досягає 40% . Вони являють со-
бою
високо
молекулярні органічні сполуки, в склад яких входить вуг-
лець,
водень, кисень, сірка і азот.
Більша частина асфальто-смолистих речовин нафти представлена
нейтральними
смолами, які в чистому вигляді - рідкі або напіврідкі
речовини
від темно-жовтого до коричневого кольору густиною 1000-
1070 кг/м . Темне забарвлення нафти обумовлене в основному на-
явністю в ній нейтральних смол, які добре адсорбуються на силіконі,
відбілюючих глинах і на інших адсорбентах.
До особливостей нейтральних смол відноситься їх здатність перетво-
рюватись в асфальтени. Цей процес може протікати самовільно просто
на
світлі, а найбільш інтенсивно - при нагріванні з одночасною продув-
кою
повітря.
Асфальтени за хімічними властивостями близькі до смол і є також
нейтральними
речовинами. Вони являють собою кисневі поліциклічні
сполуки, які крім вуглецю і водню, вміщують також сірку і азот. Асфаль-
тени
і при розчиненні (наприклад, в бензолі) на відміну від нейтральних
смол набухають зі збільшенням об'єму І дають колоїдні розчини. Звідси
виходить, що в нафтах асфальтени знаходяться, очевидно, в вигляді
колоїдних систем.
Залежно від вмісту легких, важких і твердих вуглеводнів, а також
різних домішок нафти діляться на класи і підкласи. За кількістю сірки
нафти
підрозділяються на три класи: малосірчасті {при вмісті сірки не
більше 0,5%), сірчасті (при вмісті сірки
0,5-2,0%)
і багатосірчасті (при
вмісті сірки більше 2% ).
За
вмістом смол нафти підрозділяються на підкласи: малосмолисті
(вміст смол нижче 18%), смолисті (від 18 до 35% ) і багатосмолисгі
(вище
35%).
Нафти
відносять до малопарафінових при вмісті парафіну менше
1,5% по масі, до парафіністих - при вмісті його від 1,5 до 6% і до
багатопарафінових - більше 6% парафіну.
Парафін
в свердловинах і промислових нафтозбірних трубопроводах
відкладається при вмісті його в нафті в межах
1,5-2,0%.
Причини випа-
дання
парафіну із нафти в свердловинах: зниження температури при
підйомі нафти на поверхню, виділення із нафти газової фази і зменшен-
ня
розчинюючої здатності нафти та ін. В окремих випадках (нафта
родовищ Узень) вміст парафіну досягає 35% . При цьому температура
його кристалізації виявилась близькою до пластової. Для запобігання
випадання
парафіну в пласті підтримання пластового тиску необхідно
здійснювати нагнітанням води з підвищеною температурою.
Очищений
парафін являє собою безколірну кристалічну масу, яка не
розчиняється
в воді. Добре розчиняється парафін в ефірі, хлороформі,
40~ " — —_—^
РОЗДІЛ 2.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
бензолі, мінеральних маслах. Густина чистого парафіну коливається від
907 до 915 кг/м при 15°С. Температура його плавлення внаслідок
неоднорідності хімічного складу знаходиться в межах
40-60°С.
Природа
нафтового парафіну складна і дані про
будову
і властивості
вуглеводнів, які входять в його склад, ще далеко не повні. Встановлено,
що
нафтовий парафін - це суміш
двох
груп твердих вуглеводнів, які різко
відрізняються один від одного за властивостями, - парафінів і церезинів.
Парафіни
- вуглеводні складу Сі7 - С35 , які мають температуру
плавлення
27-71°С.
Нафтові церезини мають більш високу відносну
молекулярну масу (склад їх Сзб - С55), а температура плавлення -
65-88°
С. При одній і тій же температурі плавлення церезини порівняно
з
парафінами мають більш високу густину і в'язкість. Відрізняються
вони
також і за будовою кристалів. Парафіни утворюють пластинки і
пластинчасті стрічки, що переплітаються. Розміри кристалів легкоплав-
кого парафіну більші, ніж тугоплавкого. Церезини ж кристалізуються в
вигляді мілких голок, погано з'єднаних між собою, і тому вони не утво-
рюють таких міцних застиглих систем, як парафіни. Церезин і парафін
володіють різними хімічними властивостями.
Допускається, що парафінові і церезинові вуглеводні утворюють два
незалежних гомологічних ряди складу
СпН2п+2,
причому парафіни,
очевидно, володіють нормальною будовою. Церезини ж відносяться до
вуглеводнів, які мають
ізобудову,
тобто вони являють собою суміш ізо-
парафінів.
Фізичні
і фізико-хімічні властивості нафтових парафінів, а також
умови їх виділення з нафти і відкладення в свердловинах вивчені недо-
статньо, що затримує вдосконалення методів боротьби з їх відкладення-
ми.
2.3.
Склад і класифікація природних газів
Природні
гази, які добувають із чисто газових, нафтових і газо-
конденсатних родовищ, складаються із вуглеводнів гомологічного ряду
метану з загальною формулою С«#2я + 2 , а також невуглеводневих
компонентів:
азоту (N2 ), вуглекислого
газу
(С Ог), сірководню (#2 5),
меркаптанів ( Я5Н), рідкоземельних (інертних) газів (гелію, аргону,
криптону, ксенону),
ртуті.
Число вуглецевих
4
атомів в молекулі
вугле-
воднів п може досягати 18 і більше.
Таблиця
2.1
Склад
сухого
газу,
рідких газів і газового бензину
Компоненти
Метан,
етилен, етан
Пропан,
пропілен, ізобутан, нормальний бутан,
бутилен
Назва
суміші
Сухий газ
Рідкий
газ
41
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
РОЗДІЛ 2.
Продовження
табл.
2.1
Ьопентан,
нормальний пентан, амілени, гексан
і
Інші
Бензин
І
І
Метан
(С НА ), етан ( С
2
Нь) і етилен
(С2Н4)
при звичайних умовах
тиску (Р = 0,1 МПа) і температурі (Т =
288-303
°К) є газами.
Пропан
( Сз На ), прспйлен { Сз Нь ), ізобутан (і ™
САНІО
), нор-
мальний
бутан ( п = С4Я10 ), бутилени (
САНВ
) при атмосферних
умовах знаходяться в пароподібному (газоподібному) станах, при під-
вищених
тисках - з рідкому стані,
ВОЇШ
Ї
.^ДЯ*Ь
«склад рідких вуглевод-
яевих газів.
Вуглеводні, починаючи з ізопентану ( І - С\ Яп ) і більш ^ажкі
{ 17 ^ п > 5), при атмосферних умовах знаходяться ь рідкому стані.
Зони
входять в склад бензинової фракції.
Вуглеводні, в молекулу яких входить 18 атомів вуглецю (від СівНзе)
і
більше, розміщених в один ланцюжок, при атмосферних умовах зна-
ходяться в твердому стані.
В табл. 2.1 приведений склад
сухого
газу,
рідких газів і газового
бензину.
Природні
гази підрозділяються на три наступні групи:
'І)
гази, які добувають з чисто газових родовищ і які явлють собою
сухий газ, вільний від тяжких вуглеводнів;
2) гази, які добувають разом з нафтою. Це фізичні суміші
сухого
газу,
пропан-бутанової фракції (рідкого
газу)
і газового бензину;
3) гази, що добуваються із газоконденсатних родовищ, - суміш
сухо-
го
газу
і рідкого вуглеводневого конденсату. Вуглеводневий конденсат
складається із великої кількості тяжких вуглеводнів, з яких можна виді-
лити бензинові, лІпроінові, гасові, а іноді і більш тяжкі масляні фракції.
В табл. 2.2, 2.3, 2.4 поданий склад природні \ га-їів деяких чисто
газових, нафтових і газоконденсатних родовищ.
Таблиця
2.2
Об'ємний
склад природних газів, що добуваються із чисто газових
родовищ (в %)
Родо-
вище
СН4
С
2
Нб
СзН
8
С
4
Ню
С5Н12
N2
+ 1*
со
2
Відн.
«у-
сти-
на
Мед-
веже*
Запо-
ляр-
не*
98,78
98,6
0,1
0,07
0.02
0,02
0,002
0,013
0,01
1,0
1,1
0,1
0,18
0,56
0,56
42
РОЗДІЛ 2.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
І
газу
табл, 2.2
Урен-
гои-
ське*
Ши-
ряєв-
ське
97
58
,8
86
0
1,
Д
88
0
0
,03
,60
0
0
,02
,23
0
0
,01
,12
1
0,
,7
81
0,3
11,0 26,5
о
9
56
855
* Сеноманські поклади;
** К - рідкоземельні інертні гази: гелій аргон, криптон, ксенон.
Таблиця
2,3
Об'ємний
склад природних газів, що добуваютіься
із газоконденсатних родовиш (в %}
Родо-
вище
Вук-
тиль-
ське
Орен-
бурзь-
ке
Урен-
гойсь-
ке:
БУ-8
БУ-14
сн
4
74,8
84,0
88,2
8
82,2
7
с
2
н
6
8,7
5,0
5,29
6,56
СзН
8
3,9
1,6
2,42
3,24
С4Ню
1,8
1,0
1,49
С5Ні2
6,4
•1-е
2,52
5,62
N2
+ 1*
4,3
3,5-
4,9
0,48
0,32
СО
2
0,1
0,5-
1,7
0,01
0,50
1,3-5
-
Відн.
гу-
сти-
на
0,882
0,68-
0,7
0,707
0,813
43
Склад
І
фізичні
властивості
нафти
І
газу
РОЗДІЛ
2.
Родо-
вище
Бав-
.пін-
ське
Му-
хапів-
ськс
Ішим-
байсь-
ке
Ро-
маш-
кін-
ське
СН
4
35,0
зол
42,4
38,8
Об'ємний
склад природних газів,
що
добуваються разом
з
нафтою
(в %)
с
2
н
6
20,7
20,2
12,0
19,1
СзНв
19,9
23,6
20,5
17,8
9,8
10,6
7,2
8,0
С5Н12
5,8
4,8
3,1
6,8
М
6,8
11,0
8,0
СО
2
0,4
1,5
1,0
1,5
Таблиця
2.4
Н
2
5
-
2,4
2,8
—
Відн.
гу-
сти-
на
1,181
1,186
1,046
1,125
2.4. Газові
і
рідинні суміші
Густина газу
в
нормальних фізичних умовах може бути визначена
за
його молекулярною масою
ро
=
М
[кг/м
(2Л)
Я кщо густина газу задана при нормальному тиску,
то
перерахунок
її
на
другий тиск (при тій же температурі) для ідеального газу проводиться
за формулою
Р
=
ро
Р
(2.2)
1,033
*
Часто
для
характеристики газу застосовують відносну густину його
за повітрям при нормальних умовах.
Комерційні
розрахунки
в
газовій промисловості здійснють при стан-
дартних фізичних умовах: тиску
0,1013
МПа
і
температурі
20 °С.
Газові суміші,
як і
суміші рідин
і
пари, характеризуються масовими
або молярними концентраціями компонентів. Об'ємний склад газової
суміші приблизно збігається
з
молярним, так як об'єм
1
Кмоля ідеаль-
ного
газу
при
однакових фізичних умовах,
за
законом Авогадро,
має
44
РОЗДІЛ
2.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
одне
і те ж
числове значення, зокрема
при 0 °С і 760 мм рт. ст.
рівний
22,41
м
3
.
Для характеристики газової суміші потрібно знати
її
середню моле-
кулярну масу, середню густину
в
кг/м або відносну густину
по
повітрю.
Якщо
відомий молярний склад суміші
в
процентах,
то
середня моле-
кулярна маса
М,
У\М\
У2
УпМ
п
сум
100
(2-3)
де
уі, У2
>...,Уп
-
молярні (об'ємні) долі компонентів,
%;
М
і,
Мг,... М
п
,
-
молекулярні маси компонентів.
Якщо
заданий масовий склад суміші
в
процентах,
то її
середня
мо-
лекулярна маса вираховується
за
формулою
М
сум
= — , (2.4)
1
Ю І
81
Ю.
Іп
Мі
Мг Мп
де 81 .£2,... ,бп
-
масові долі компонентів,
%.
Густину суміші
рсум
визначають
за
вирахуваним значенням серед-
ньої молекулярної маси
М
сум
за
формулою, аналогічною
(2.1)
М,
Рсум
—
С
У
М
т / З,
[ кг /м ] .
22,41
Відносну густину визначають
за
формулою
Р
С
У
М
(2.5)
^
ум
Рп 1,293 '
(2<6)
де
рсум
і Рп -
густина суміш
і і
повітря
при
температурі
0 °С і
нормальному тиску.
Вміст тяжких вуглеводнів
у
газі
Для повної характеристики природного газу необхідно також знати
вміст
в
ньому важких вуглеводнів. Прийнято вважати,
що в
газі
три
фракції:
пропанова, бутанова
і
газовий бензин, причому останній,
для
підрахунку ресурсів, приймається, шо він складається
із 1/3
бутану
і 2/3
пентану (по масі).
Якщо
дано масовий
або
молекулярний склад газу,
то
вміст тяжких
вуглеводнів визначається
за
формулою
С
= 10
віРсум
= Ю уг рі , (2.7)
де
£І
-
масова доля даного важкого вуглеводню
в
газі,
%;
Рсум
-
середня густина природного газу,
кг/м ;
Уї
-
молярна доля даного важкого вуглеводню
в
газі,
%;
Рі
-
густина важкого вуглеводню (даного),
кг/м .
45
Склад
і
фізичні властивості нафти
і
газу
РОЗДІЛ
Після
визначення вмісту
в
газі кожного окремого вуглеводню
(про-
пану,
бутану,
пентану
і
вищих) роблять перерахунок
на
вміст пропану,
бутану,
газового бензину.
Для
цього додають
до
пентану потрібну кіль-
кість
бутану,
шоб
отримати газовий бензин.
2.5. Тиск насичення нафти газом
Тиском
насичення пластової нафти газом називають максимальний
тиск,
при
якому
газ
починає виділятися
із
нафти
при
ізотермічному
її
розширенні
в
умовах термодинамічної рівноваги.
Тиск
насичення залежить
від
співвідношення об'ємів нафти
і
розчи-
неного
газу,
від їх
складу
і
пластової температури. При
всіх
інших рівних
умовах
зі
збільшенням молекулярної маси нафти
(і
густини)
цей
пара-
метр збільшується
Зі
збільшенням
в
складі
газу
кількості компонентів,
які
відносно погано розчиняються
в
нафті, тиск насичення також збіль-
шусться. Особливо високими тисками насичення характеризуються
нафти,
в
яких розчинена значна кількість азоту. Наприклад, тиск наси-
чення
нафти Туймазинського родовища дорівнює
9,5
МПа,
а при від-
сутності азоту
був би
близьким
до 5
МПа.
З
підвищенням температури
тиск
насичення може значно збільшуватись-
В природних умовах тиск насичення може відповідати пластовому
або
бути
меншим
від
нього.
При
першій умові нафта
буде
повністю
насичена
газом,
при
другій
-
недонасичена. Різниця
між
тисками насі-
чення
і
пластовим може коливатися
в
значних границях
- від
десятих
долей
до
десятків
МПа. Так,
наприклад,
в
родовищі Вентура Авеню
(США) перевищення пластового тиску
над
тиском насичення складає
біля
33
МПа.
Для
проб нафти, відібраної
із
одного
і
того
ж
покладу, тиск
насичення
часто буває різним. Наприклад,
на
Туймазинському родо-
вищі
він
змінюється
від 8 до 9,4
МПа.
Це
зв'язано
із
зміною властиво-
стей
і
складу нафти
і
газу
в
границях покладів.
2.6. Стисливість нафти
Нафта,
як і всі
рідини, володіє пружністю, тобто здатністю змінювати
об'єм
під
дією зовнішнього тиску. Пружність рідин вимірюється
ко-
ефіцієнтом
стисливості
(або
об'ємної пружності), який визначається
із
співвідношення
1
А
У
[Н
" " V АР '
(2
*
8)
де
Д V-
зміна об'єму нафти;
V-
вихідний об'єм нафти;
АР- зміна тиску.
Для рідини потрібно використовувати термін стисливість,
а для
газів
-
звсрхстисливість.
46
РОЗДІЛ
2. Склад і фізичні адастиеості нафти і газу
З
формули
(2.8)
виходить,
що
коефіцієнт стисливості характеризує
відносну зміну одиниці об'єму нафти при зміненні тиску на одну одини-
цю.
Коефіцієнт
стисливості залежить
від
складу пластової нафти, темпе-
ратури
і
абсолютного тиску. Нафти,
які не
вміщують розчинений
газ,
мають порівняно низький коефіцієнт стисливості, порядку
(0,4.-0,7)
ГПа"
1
.
Легкі нафти,
які
вміщують значну кількість розчиненого
газу,
мають підвищений коефіцієнт стисливості
(($н
досягає
14,0 ГПа ).
Високі коефіцієнти стисливості властиві нафтам, які знаходяться
в умо-
вах, близьких
до
критичних,
і,
зокрема, нафтам,
які
оточують газокон-
денсатні поклали.
При
визначенні коефіцієнта стисливості
для
нафт необхідно врахо-
вувати,
що
процес змІнення пластового тиску
в
багатьох покладах
відбу-
вається
дуже
повільно
і
близький
до
квазистатичного.
При
цьому наф-
там
в
області тисків насичення властиві явища вторгнення, тобто стан
нафтогазових розчинів може характеризуватись
по
фазовій діаграмі
точкою, відповідною фазовому стану,
в
якому речовина
в
дійсності
не
знаходиться. Наприклад, якщо взяти нафту
при
температурі
Ті , яка
знаходиться
в
рівновазі
з
газом
при
тиску
Рі , і
відділити потім рідину
від
газу,
то для
початку виділення
газу
необхідний деякий розтяг рідини
(тобто зниження тиску
до Р2 ,
меншого
ніж Рі ). Або ж для
цього
потрібний
перегрів нафтогазового розчину
до
температури
Тг > Ті.
Стан
перегрітої, переохолодженої
або
розтягнутої рідини називають
метастабільним станом.
Нафтогазові
розчини
в
метастабільному стані характеризуються
від-
носною
стійкістю. Перехід нафти
із
такого стану
в
стійку фазу затруд-
нюється
на
перших порах
при
зниженні тиску
в
зв'язку
з
розвитком
процесу
в бік
зростання вільної енергії системи із-за виникнення нових
границь
розділу нафта-газ.
Мірою вторгнення
в
даному випадку рідкого стану
в
область
га-
зорідинної суміші може служити відношення зрівноваженого тиску
Рі
до тиску фактичного початку пароутворення
Рг .
Квазізрівноважені режими досліджень нафтогазових розчинів,
які
використовуються
при
вивченні фазових переходів, дозволяли виявити
значні
відхилення властивостей нафт
при
тиску насичення
Рн їх
газом
від
їх
властивостей, що характеризуються точкою, відзначеною
на
знач-
ній
віддалі
від
тиску початку пароутворення.
Ці
відхилення одержують
перед виділенням макрооб'ємів
газу
в
зв'язку
з
змінами,
які
проходять
в
будові
і
властивостях рідин, викликаними утворенням нової фази.
За
результатами досліджень
В
А.Каревського,
аномальні стани нафти
спостерігаються при тисках, які не тільки безпосередньо примикають
до
тиску виділення
газу,
але і
при більш високих його значеннях,
які
пере-
вищують величину
Рн на 10-15
МПа.
В цій
області спостерігаються
аномальні
зміни акустичних характеристик І стисливості газорідинних
систем при квазізрівноваженому режимі зміни тиску. Стисливість нафт
в
цій
області може зростати
в 2
рази
і
більше (порівняно
з
суміжною
областю).
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
РОЗДІЛ 2.
З
кількістю розчиненого
газу
в нафті зв'язаний також об'ємний ко-
ефіцієнт Ь, який характеризує співвідношення об'ємів нафти в пласто-
вих
умовах
до об'єму цієї ж нафти після виділення
газу
на поверхні
Упл
"
~Уо7,'
(2
*
9)
де У,
Г
, - об'єм нафти в пластових
умовах;
У#
ег
- об'єм тієї ж нафти при
атмосферному тиску і температурі і =
20°С
після дегазації.
Об'єм нафти в пластових
умовах
перевищує об'єм сепарованої нафти
в
зв'язку з підвищеною пластовою температурою і вмістом великої
кількості розчиненого
газу
в пластовій нафті. Проте, високий пластовий
тиск
сам по собі обумовлює зменшення об'ємного коефіцієнта, але так
як
стисливість рідин
дуже
мала, цей тиск мало впливає на значення
об'ємного коефіцієнта нафти (рис. 2.1). При зниженні первісного пла-
стового тиску від Ро до тиску насичення Рк об'ємний коефіцієнт нафти
незначно
збільшується в зв'язку з розширенням рідини (крива аб на рис.
2.1). В точці "б" початку виділення
газу
значення "в" досягає максимуму
і
дальше падіння тиску приводить до виділення
газу
із нафти і зменшен-
ня
об'ємного коефіцієнта.
I
І
5
Р
Н
Тиск, Р
а
І
о
Рис.
2.1. Схематична крива залежності об'ємного коефіцієнта
від тиску для недонасиченої газом нафти.
48
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
:
Н
а
~^>чність
визначення об'ємного коефіцієнта в лабораторії при
Ізних
умовах
дегазації впливає зміна температури. З падінням темпе-
'натури кількість
газу,
яка виділяється із нафти, зменшується, внаслідок
чого спотворюються значення об'ємного коефіцієнта нафти. Тому для
отримання
більш точних значень об'ємного коефіцієнта нафти умови
досліду
стараються наблизити до пластових умов дегазації.
Об'ємний
коефіцієнт деяких пластових нафт більший трьох (на-
приклад, у нафті родовища Хаян-Корт).
Використовуючи об'ємний коефіцієнт можна визначити
усадку
наф-
ти,
тобто зменшення об'єму пластової нафти при добуванні ЇЇ на повер-
хню (в процентах).
Усадка нафти
V
=
100
Іноді
усадку
V відносять до об'єму нафти на поверхні.
Тоді
(2.11)
V = (і-1) 100% .
Усадка деяких нафт досягає
45-50%
.
Об'ємний
коефіцієнт нафти визначають експериментально. Якщо ж
відоміданіпрогустинугазу,значення V можна приблизно вирахувати.
2.7. Густина і в'язкість пластової нафти
В зв'язку зі зміною в пластових
умовах
об'єму нафти під дією розчи-
неного
газу
і температури густина її в пласті звичайно нижча густини
сепарованої нафти. Відомі нафти, густина яких в пласті менша 500
кг/м
3
при густині сепарованої нафти 800 кг/м .
Не
всі гази, розчиняючись в нафті, однаково впливають на її густину.
З
підвищенням тиску густина нафти значно зменшується при наси-
ченні її вуглеводними газами (метаном, пропаном, етиленом). Густина
нафт,
насичених азотом або вуглекислим газом, трохи зростає з ростом
тиску.
>
В'язкість пластової нафти значно відрізняється від в язкості сепаро-
ваної внаслідок великої кількості розчиненого
газу,
підвищеної пласто-
вої температури і тиску. При цьому всі нафти підпорядковуються таким
загальним закономірностям: в'язкість їх зменшується з підвищенням
кількості
газу
в розчині, з збільшенням температури; підвищення тиску
викликає
деяке збільшення в'язкості.
Збільшення в'язкості нафти з ростом тиску помітно лиш при тисках
вищих тиску насичення. До цього збільшення в'язкості з ростом тиску
значно
перекриваєтеся зниженням її внаслідок впливу розчиненого
газу.
Залежність в'язкості нафти від кількості розчиненого
газу
і темпе-
ратури для деяких нафт показана на рис. 2.2.
В'язкість нафти залежить також від складу і природи розчиненого
газу.
При розчиненні азоту в'язкість збільшується, а при розчиненні
„ _ —- - —
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
РОЗДІЛ 2.
100
во
і
ІО
О^НПа
6,0 \
ІО 90
Температура,
120
Рис. 2.2.
Вплив
розчиненого
газу і тем-
ператури
на
в'язкість
пластової
нафти
(за
Х.М.Халіловим).
Тиск
насичення
нафти
газом
вказаний
на
початку
кожної
кривої.
вуглеводних газів вона зни-
жується і тим більше, чим ви-
ща
їх молекулярна маса.
Практично
в'язкість нафти в
пластових умовах різних ро-
довищ змінюється від багать-
ох сотень мГТа.с до десятих
долей мПах. Відкрито багато
покладів нафти, в яких в'яз-
кість вуглеводнів така велика,
що
нафта залишається неру-
хомою в порах колектора на-
віть при високих градієнтах
тиску. Наприклад, в'язкість
бітумів
в пісковиках Атабаски
(Канада)
складає 2-3 тис.
мПа.с,
деякі нафти ухтинсь-
ких покладів мають аналогіч-
ну в'язкість.
В пластових умовах в'яз-
кість нафти може
бути
в де-
сятки
разів менша, ніж в'яз-
^сть сепарованої нафти (на-
приклад,
новодмитрієвської -
більша, ніж в 10 раз, ромаш-
кінської
- в 5,5 раз).
Потрібно
враховувати, що
із зниженням тиску в'язкість пластової нафти безперервно змінюється.
При
відсутності азоту перелом на кривих залежності в'язкості від тиску
наступає в області, близькій до тиску насичення. Якщо в розчині міс-
титься значна кількість азоту, перелом кривої може не відповідати тиску
насичення
в зв'язку з зменшенням в'язкості нафти при виділенні азоту
із розчину.
В'язкість пластової нафти визначається спеціальними віскозимет-
рами
високого тиску по вибійних пробах. При відсутності експеримен-
тальних даних вона може
бути
оцінена приблизно розрахунковим спо-
собом.
2.8. Структурно-механічні властивості
аномальнов'язких
нафт
Реологічні характеристики нафти в значній мірі визначаються вміс-
том в них смол, асфальтенів і парафіну. Асфальтени являють собою
найбільші високомолекулярні сполуки нафти, погано розчиняються в
вуглеводнях, і тому нафти, що вміщують асфальтени, являють собою
колоїдні системи. Міцели асфальтенів стабілізуються смолами.
50
РОЗДІЛ 2.
Склад
і
фЬичнї
властивості
нафти
і
газу
При
значному вмісті парафіну і асфальтенів в'язкість нафти залежить
від швидкості
зсуву,
тобто вона здобуває властивості неньютонівських
рідин
внаслідок
виникнення
просторових структур, які складаються із
колоїдних частин асфальтенів, парафіну і смол. При високих пластових
температурах структурно-механічні властивості нафти проявляються
значно
слабше. Особливо інтенсивним в пластових умовах є утворення
просторової сітки при зниженні температури пласта внаслідок
нагнітання
холодної води нижче температури початку кристалізації па-
рафіну. На відміну від парафінів частини асфальтенів, оточені сольват-
ними
шарами вуглеводнів, здатні утворювати просторові структури в
нафті
при температурах і тисках, вищих від пластових.
Товщина
сольватних шарів, оточуючих частинки асфальтенів, зро-
стає при збільшенні в складі нафти концентрації смол і ароматичних
вуглеводнів. Асфальтени коагулюють і можуть випадати в осадок
внаслідок десольвації частинок при розбавленні нафти граничними вуг-
леводнями.
Вважається, що процес десольвації активізується при роз-
чиненні
в нафті азоту, метану і етану, тобто основних складників
газу,
розчинених
в нафті. ДесольватрванІ частинки асфальтенів здатні ство-
рювати більш міцні просторові структури.
Значний
вплив на структурно-механічні властивості нафт мають
склад, властивості і
будова
пористого середовища. Під впливом ма-
теріалу стінок процес утворення і зміцнення просторових структур
інтенсифікується тим більше, чим менша проникність порід.
Структурні нафти володіють властивостями тиксотропії - при пе-
ремішуванні міцність просторових структур зменшується, а в спокої -
зростає.
В залежності від складу нафт реологічні властивості їх характеризу-
ються різними лініями консистентності, тобто їм властиві відповідні
властивостям просторових структур графіки залежності між напружен-
ням
зсуву
і швидкістю
зсуву
57
=/(*)•
(2
-
12)
В'язкість (А ньютонівських рідин залежить тільки від температури і
тиску і дотичного напруження г, яке розвивається в
рухомих
шарах
рідини
(рис. 2.3) пропоршонально градієнту швидкості — , тобто
т = -р
(2.13)
Рівняння
записується в формі, аналогічній закону пружності Гука,
шляхом таких перетворень:
сіх
х
= -
4_
АХ
йу
(2.14)
де -г - довжина шляху в напрямку'швидкості
руху
V \' і- час.
51
Склад і
фізичні
властивості
нафти
і газу РОЗДІЛ 2.
г
Рухома
Рис.
2.3. Схема
зсуву
шарів рідини.
(ІХ
Величина —-в (2.14) характеризує зсув у шарів (деформацію). Отже,
в
ньютонівських рідинах швидкість
зсуву
пропорційна дотичному на-
пруженню і обернено пропорційна в'язкості рідин
Рівняння
типу, що встановлює зв'язок між напруженням і швидкістю
зсуву,
називається реологічним рівнянням.
В'язкість неньютонівської рідини залежить не тільки від тиску і тем-
ператури, але й від швидкості деформації
зсуву
і історії стану рідини (від
часу її знаходження в спокійному стані).
В залежності від виду функції / ( г ) ці рідини діляться звичайно на
три види: бінгамовські пластики, псевдопластики і дилатантні рідини.
Лінії консистентності для різних типів реологічно стаціонарних не-
ньютонівських рідин показані на рис. 2.4 . Реологічна крива 1 відносить-
ся
до бінгамівських пластиків, які в стані рівноваги володіють деякою
просторовою структурою і здатні чинити опір зсуваючому напруженню,
поки
воно не перевищить значення Го статичного напруження
зсуву.
В
наступні моменти (після досягнення деякої швидкості
зсуву)
вони по-
чинають текти, як ньютонівські рідини. Для визначення аномальної
в'язкості щ
а
таких пластичних тіл Ф.Н.Шведовим запропоновано на-
ступне реологічне рівняння:
Па =
(2.16)
52
РОЗДІЛ 2.
Склад І
фізичні
властивості
нафти
і газу
Рис.
2.4. Види ліній консистентності
/ -
бінгамівські
пластики; 2 -
псевдопластики;
3 -
ньютонівські
рідини;
4 -
дилатантні
рідини.
де Е- модуль Юнга; Т\ -динамічне напруження
зсуву;
V-швидкість
деформації; А - період релаксації (визначає час, необхідний для "роз-
смоктування" пружних напружень, які виникають в тілі при постійній
деформації)
А - § .
(2.17)
Е
Склад
і
фізичні
властивості
нафта
І
газу
РОЗДІЛ 2.
Рівняння
Бінгама, яке описує аналогічну в'язко-пластичну течію,
має вигляд
~
П =
йг
(2.18)
Як
виходить з формули (2.18), деформація системи починається
тоді, коли дотичні напруження X досягають значення динамічного на-
пруження
зсуву
Х\. Напруження
зсуву
Х\ відповідає точці граничного
руйнування структури.
Рівняння
Бінгама відхиляється від істинного
закону
витікання при малих швидкостях
зсуву.
Рівняння
(2.17)
і
(2,18)
ідентичні і звичайно об'єднуються в одну
формулу Шведова-Бінгама
V
йі
(2.19)
де
Гі - динамічне напруження
зсуву;
ї\ - пластична в'язкість, яка не залежить від швидкості
зсуву
і рівна
(Іу
, .
кутовому коефіцієнту лінійної частини залежності
—г-
— / ( X )
а І
ч /
(див.
рис. 2.4).
За
ефективну (уявну) в'язкість пластичних тіл приймається в'язкість
ньютонівської рідини
г\еф
йу/йі
(2.20)
Ефективна
в'язкість пластичних тіл - величина змінна. Псевдопла-
стики
(лінія 2 на рис. 2.4) характеризуються відсутністю границі теку-
чості, а також тим, що ефективна їх в'язкість знижується зі збільшенням
швидкості
зсуву.
Псевдопластиками такі рідини називають тому, що в
визначеному інтервалі напружень вони підпорядковуються рівнянню
Шведова-Бінгама. Теоретичні криві псевдопластиків звичайно мають
дві області, в яких ефективні в'язкості постійні. В області невеликих
значень
ефективної в'язкості спостерігається реологічна крива, власти-
ва ньютонівським рідинам. Пластична в'язкість ц системи в інтервалі
МІЖ^ПІІП
і
ї/тах
постійна. Вважається, що проявлення псевдопластич-
ності зв'язано з орієнтацією асиметричних частинок і молекул полімерів
системи великими осями вздовж потоку з зростанням швидкості
зсуву.
Ефективна
в'язкість спадає з збільшенням швидкості
зсуву
доти, поки
зберігається можливість орієнтації частинок і молекул високополімерів
вздовж лінії
струму.
Дилатантні рідини теж відносяться до тіл, у яких відсутня границя
текучості, однак їх ефективна в'язкість на відміну від псевдопластиків
підвищується з зростанням швидкості
зсуву.
Такий тип витікання ха-
рактерний
також для суспензій з великим вмістом твердої фази. Допу-
скається,
що в спокої рідина рівномірно розподіляється між щільно
упакованими
частинками і при зсуві з невеликою швидкістю рідина
\
РОЗДІЛ 2.
Склад
і фЬичнІ
властивості
нафти
і
газу
\
служить мастилом, яке зменшує тертя частинок. При великих швидко-
стях
зсуву
щільна упаковка частинок порушується, система розши-
рюється і рідини стає недостатньо для змащення тертєвих поверхонь.
Діючі напруження в такому випадку повинні
бути
значно більшими.
Рух псевдопластиків і дилатантної рідини апроксимується степене-
вим
законом залежності дотичного напруження і модуля швидкості
деформації
(
г = К
(2.21)
ДЄ
К- міра консистенції рідини (з збільшенням в'язкості зростає);
п < 1 - відповідає псевдопластикам;
я
> 1 - дилатантній рідині.
Відповідно з степеневим законом
(2.21)
відбувається рух також полі-
мерних матеріалів і термопластиків. Властивості дилатантних рідин
проявляють розчини деяких полімерів, які застосовуються в нафтопро-
мисловій справі, тобто уявна в'язкість їх з збільшенням швидкості
зсуву
зростає.
В зв'язку з тим, що ефективна в'язкість нафт з аномальними власти-
востями залежить від градієнта тиску, лінійний закон Дарсі при їх фільт-
рації в пористому середовищі порушується. Для опису процесу фільт-
рації аномальних нафт запропоновані різні види узагальненого закону
Дарсі, які враховують характерні особливості реологічних кривих. Для
нафт,
які
ведуть
себе як бінгамівськІ пластики, узагальнений закон Дарсі
може
бути
записаний у вигляді
V
= 0, якщо
<
£гадРо
де
V- швидкість фільтрації;
к
- проникність;
рі -динамічна в'язкість нафти;
%тайР
о - початковий градієнт тиску, необхідний для початку процесу
фільтрації;
%гайР
- змінний градієнт тиску.
Рівняння
(2.22)
являс собою рівняння прямої, яка відсікає на осі
градієнтів тиску відрізок, рівний цгайР о. Тобто, рівняння
(2.22)
описує
випадок,
коли фільтрація наступає лише при збільшенні градієнта тиску
в'чце значень
$гас1Ро.
Із
рис. 2.4 виходить, що реологічні криві в ряді випадків мають більш
складну геометрію, ніж це прийнято при складанні узагальненого закону
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
,
РОЗДІЛ
2
Дарсі в формулі (2.22). Тому, запропоновані інші форми запису узагаль-
неного
закону Дарсі,
який
описує фільтрацію неньютонівських рідин.
У випадку криволінійних реологічних ліній, характерних для псевдо-
пластиків,
узагальнений закон Дарсі, на пропозицію А.Т.Горбунова,
НА.Єфремова і Я.Хориета записується в вигляді степеневої залежності
У = ігт" У
Де
йр .
у ~ — - діючий градієнт тиску;
дій- постійні, їх значення знаходяться в результаті експерименту;
г}
т
- в'язкість системи при зруйнованій структурі.
На
пропозицію Уфимського нафтового інституту узагальнений за-
кон
Дарсі для випадку фільтрації аномально в'язких нафт записується у
вигляді
У [1 +
ехрс(у
-у
п
)]
V = -— ,
(2.24)
Де
[1 +
ехрс(у
-у
п
)] +
ар •
у — — - діючий градієнт тисків;
А
Г)
= ^о — Чт - різниця між найбільшою граничною в'язкістю
непорушеної структури і найменшою в'язкістю при повністю зруйно-
ваній
структурі;
с \Уп- постійні, що визначаються за експериментальними даними;
1*1
-
\п\
-
рухомість
нафти при практично зруйнованій структурі;
к
- проникність породи.
Для практичного вивчення аномальних фільтраційних властивостей
нафти
і вимірювання структурно-механічних її показників використо-
вуються лабораторні і розрахункові методи, а також методи, що базують-
ся
на використанні результатів гідродинамічних досліджень свердловин.
2.9. Відбір проб нафти з свердловин
Найбільш достовірні дані про властивості пластових рідин в
умовах
їх залягання в надрах одержують за результатами лабораторних дослід-
жень проб, піднятих з вибоїв свердловин з збереженням пластового
тиску. Для цієї мети застосовують також спеціальні методи визначення
характеристик пластової нафти шляхом їх вимірювання безпосередньо
Ґ\ЧЩЛ
:.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
на
вибої свердловини. Приблизно параметри пластової нафти можна
визначите і розрахунковими методами.
Нафти
піднімаються з вибою свердловин з допомогою пробовід-
бірників:
проточних, непроточних, комбінованих, одно- і багатокамер-
них. Проточний пробовідбірник спускається в свердловину з відкритим
клапаном
і при
русі
до вибою свердловини порожнина його безперервно
промивається
промиваючим потоком.
У випадку високої в'язкості нафти і малого
дебіту
свердловини замі-
щення
суміші, шо раніше потрапила в пробовідбірник, на вибійну пробу
ускладнюється. Тому такого типу пробовідбірники доцільно застосову-
вати для відбору проб нафти з високодебітних свердловин при малій
в'язкості нафти.
Непроточні
пробовідбірники спускаються на вибій з закритими кла-
панами,
які відкриваються на вибої, шо дозволяє відібрати дійсну вибій-
ну пробу нафти.
Для збільшення точності визначення властивостей пластових нафт
доцільно відбирати декілька проб Із однієї і тієї ж свердловини.
Приско-
рення
трудомістких робіт по відбору проб може
бути
досягнуте з допо-
могою багатокамерних пробовідбірників, які дають можливість за один
рейс приладу відібрати одночасно декілька проб із заданої глибини.
Багатооб'ємні пробовідбірники дозволяють відбирати декілька проб з
різних глибин.
Розроблені
теж конструкції пробовідбірників, які дозволяють відби-
рати проби нафти через міжтрубний простір із свердловин, які експлуа-
туються глибинними насосами. Відбирати глибинні проби краще на
ранній
стадії
розробки родовищ.
Методика відбору проби залежить від умов експлуатації покладу.
Якщо
пластовий тиск набагато перевищує тиск насичення,
відбір
якіс-
ної проби не викликає труднощів. При вибійних тисках нижчих тиску
насичення,
коли газ із нафти виділяється тільки в привибійній зоні (в
області воронки депресії), перед відбором проби змінюють режим робо-
ти свердловини так, щоб вибійний тиск був при новому режимі вищий
початкового тиску насичення. Нафту, відібрану пробовідбірником, пере-
водять з допомогою спеціальних пресів і пристроїв в контейнери для
транспортування в лабораторію.
Якщо
тиск в нафтовому пласті став нижчим тиску насичення, проби
пластової нафти, які відповідають початковим умовам в покладах, при-
готовлюють штучно, змішуючи нафту і газ в необхідних пропорціях.
В зв'язку з значною зміною властивостей нафти в границях пласта
для більш точної оцінки її властивостей
відбір
проб необхідно робити із
свердловин, рівномірно розмішених на покладі. Оптимальне число проб
визначають методами математичної статистики, виходячи із зміни па-
раметрів нафти по покладу, точності застосовуваної апаратури для ана-
лізів.
«•7
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
РОЗДІЛ 2.
2.10. Визначення фізичних властивостей нафти
В'язкість визначається з допомогою віскозиметра (рис. 2.5) високого
тиску
(ВВТУ)
за часом хитання кульки в середині немагнітної трубки 6,
яка
заповнена дослідною нафтою або пластовою водою. В верхньому
положенні
кулька втримується соленоїдною котушкою 2, яка утворює з
сердечником 3 електромагніт. В нижній частині циліндра встановлені
індуктивні котушки 8, з'єднані з підсилювачем і електричним секун-
доміром. При вмиканні секундоміра автоматично відключається елект-
ромагніт, і кулька починає падати » дослід н
;
й рідині. Доходячи до ниж-
ньої частини трубки, вона понадає в поле індуктивних котушок 8 і
створює додаткову електрорушійну силу, пщ дією якої спрацьовує реле,
розриваючи електричний ланцюг секундоміра. При повторному досліді
кульку повертають в верхнє положення поворотом віскозиметра.
В'язкість розраховується за формулою
/І
= т(р
к
- рр)к ,
(2.25)
Рис. 2.5.
Схема
пристрою
віскозиметра
високого
тиску:
/ -
прохідний
штуцер;
2
~
соленоїдна
котушка; З -
залізна
серцевина;
4
-
сталева
кулька; 5 -
сорочка
термостата;
6 -
калібрована
трубка;
7
-
товстостінний
циліндр;
8 -
індуктивні
котушки; 9 -
прохідний
вентиль.
де ,и- абсолютна в'язкість; г- час падіння кульки ;р
к
і Рр - густини
кульки і рідини; к - постійна віскозиметра, яка визначається для кпж-
58
РОЗДІЛ 2.
Склад
і
фізичні
властивості
нафти
і
газу
ного
віскозиметра калібруванням. Залежить ця постійна від розмірів
кульки і трубки та від кута його нахилу.
Для калібрування використовують рідини з відомою в'язкістю. ВВТУ
призначений
для визначення в'язкості пластових нафт і вод від 0,5
МПа.с
і більше при тиску до 50 МПа і температурі до
80°С,
Тиск
насичення,
коефіцієнт стиснутссті і інші параметри визначають
по
залежності між тиском і об'ємом нафти. Дослід проводиться шляхом
розширення
проби нафти, яка знаходиться в порожнині пресу. Тиск
знижують ступенями до виділення деякої кількості
газу
із нафти. З
моменту початку виділення
газу
темп падіння тиску сповільнюється,
Тиск
насичення визначають за графіком залежності прирощування
об'єму системи від тиску (рис. 2.6). Початку виділенню
газу
Із нафти
відповідає точка А перелому кривої.
По
залежності між об'ємом нафти і тиском в області вище тиску
насичення
порівняно легко підраховується і коефіцієнт стисливості
нафти
/З
н
^
(2.25)
Об'ємний
коефіцієнт, газовміст і густина пластової нафти визнача-
ються за даними, які отримані при однофазовому розгазуваннІ пласто-
вої нафти. При досліді із пресу випускається деяка кількість пластової
нафти
в наперед зважений скляний сепаратор, де газ відділяється від
нафти.
Об'єм виділеного
газу
V
г
вимірюють бюреткою, попередньо
заповненою
соленою водою.
. Об'єм
Удег
дегазованої
нафти
визначається за ма-
сою і густиною нафти, яка
знаходиться в сепараторі.
Об'єм
Упл нафти в пласто-
вих умовах знаходять по
вимірювальній шкалі пресу
відніманням
відліку по
шкалі
положення пресу до
(N1)
і (N2) після випуску із
I
(
нього нафти
Упл
-ЛГ
2
.
(2.26)
Об'єм проби, V
Рис. 2.6.
Симетричний
графік
залежності
приросту
об'єму
системи
від
ступеня
пониження
тиску