Свойства пластовых Свойства пластовых флюидовфлюидов

1.Вода1.Вода

• Плотность, вязкость и поверхностное натяжение свободных пластовых вод

Свойства свободных пластовых вод обусловлены:

температурой, давлением и количеством растворенных в ней солей. Названные факторы определяют растворимость в воде природных газов, ее

вязкость и объемный фактор, который может быть использован для пересчета плотности воды из атмосферных условий в пластовые.

Пластовый фактор воды B

пресной газонасыщеннойпресной дегазированной

t лл0С

37.8 65.5 93.3 121.1 37.8 65.5 93.3 121.1

рпл , ат                

70 1.0045 1.0183 1.0361 1.0584 1.0025 1.0153 1.0335 1.0560

140 1.0031 1.0168 1.0345 1.0568 0.9995 1.0125 1.0304 1.0523

210 1.0017 1.0154 1.033 1.0552 0.9966 1.0095 1.0271 1.0487

3смгВ

dd атм

пл

Температура 0С

Давление, атм

1 50 100 200 300

10 1,307 1,301 1,296 1,289, 1,281

20 1,002 1,001 1,000 0,998 0,995

30 0,797 0,797 0,798 0,798 0,800'

40 0,653 0,653 0,654 0,656 0,658

50 0,546 0,547 0,549 0,552 0,555

60 0,466 0,468 0,469 0,472 0,476

70 0,404 0,406 0,408 0,411 0,416

80 0,355 0,358 0,361 0,366 0,372

90 0,315 0,319 0,324 0,330 0,337

100 0,282 0,287 0,293 0,301 0,303

Динамическая вязкость воды mВ в спуазах (10-3 МПа×с)

в зависимости от температуры и давления

16 73,34 30 71,15 17 73,20 35 70,35 18 73,05 40 69,55 19 72,89 45 68,73 20 72,75 50 67,90 21 72,6 60 66,17 22 72,44 70 64,41 23 72,28 80 62,60 24 72,12 90 60,74 25 71,96 100 58,84 26 71,8 110 56,89 27 71,64 120 54,89 28 71,47 130 52,84 29 71,31

t 0 C

Повехностное натяжение,

дин/см t 0 C

Повехностное натяжение,

дин/см

Физические свойства углеводородной фазы

Плотность, вязкость и поверхностные свойства углеводородов зависят от их состава и

термодинамических условий.

Природные системы УВ очень разнообразны. Основным признаком

при классификации пластовых систем УВ является начальный газовый

фактор и удельный вес добываемой жидкости.

Типы УГЛЕВОДОРОДНЫХ

СИСТЕМ Нефть представляет собой смесь индивидуальных углеводородов, находящихся в атмосферных условиях в жидком состоянии, и растворенных в ней метана и этана, которые в атмосферных условиях – газы.

По потере летучих компонентов различают нефти с низкой и высокой усадкой.

Нефти с небольшой усадкой имеют газовый фактор порядка 180 м3/м3, и удельный вес в атмосферных условиях 0,8 г/см3 и более.

Нефти с высокой усадкой имеют газовый фактор 180-1400 м3/м3 и удельный вес -0,74-0,8 г/см

Конденсатные газы (газоконденсаты) имеют газовый фактор 1400-12500 м3/м3 и удельный вес конденсата в атмосферных условиях 0,74-0,78 г/см3.

Жирный газ характеризуется газовым фактором 10 000-18 000 м3/м3 и конденсатом с удельным весом меньше 0,74 г/см3.

Сухой газ характеризуется отсутствием конденсата при падении температуры и давления.

Показатели Метан Этан Пропан Изобутан н -Бутан Изопентан н -Пентан н -Гексан н -Гептан

Химическая формула СН4 С2Н6 С3Н8 i -С4Н10 n -С4Н10 i -С5Н12 n -С5Н12 n -С6Н14 n -С6Н16

Молекулярный вес 16,042 30,068 44,094 58,12 58,12 72,146 72,146 86,172 100,198

Критическая температура,0К 190,4 305,4 366,5 407,1 424,7 461 470,4 507,7 540,1

Критическое давление, ат 47,1 49,6 43,2 37,1 38,6 33,7 33,9 30,4 27,8

Критическая плотность, г/см30,1621 0,2032 0,2264 0,2332 0,227 0,2346 0,232 0,2349 0,2348

Критический объем,см3/г-моль 99 148 195 249 258 308 311 367 427

Удельный вес газа (воздух=1) 0,554 1,038 1,522 2,006 2,006 2,491 2,491 2,975 3,459

Удельный объем газа, см3/г 1481 790 539 409 409 330 330 276 237

м3 газа/м3 жидкости 442,5 295 273 230 238,5 205,5 207,4 183 162,7

г/м3 газа 675 1266 1856 2448 2448 3039 3039 3626 4219

см3 жидкости/м3 газа 2260 3390 3661 4350 4200 4870 4825 5474 6148

Удельный вес жидкости (15.5/15.5) 0,3 0,374 0,508 0,563 0,584 0,625 0,631 0,664 0,688

Удельный объем жидкости, см3/г 3,34 2,68 1,97 1,78 1,716 1,604 1,585 1,51 1,454

Объем г-моля жидкости, см3/г-моль 53,4 80,4 86,8 103,3 99,6 115,4 114,4 129,9 145,7

Типы УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ(молярный состав, %)

Компонент Сухой газ ГазоконденсатНефть с

низкой усадкой

Метан 91.3 87 57.8 Этан 4.43 4.29 2.75 Пропан 2.12 2.29 1.93 Бутан 1.36 1.74 1.6 Пентан 0.42 0.83 1.15 Гексан 0.15 0.6 1.59 Гептаны+ 0.2 3.08 33.1

Типичный состав нефти

метанэтан

пропан бутаны

пентаныгексаны

гептаны+

плотность в атмосферных условиях 0,886

76,8 39,17**)

*) при р пл = 250ат и t=1050C**) гептаны+: молекулярный вес 263,

5,55 3,25,7 3

5,31 9,875,44 4,34

0,19 33,960,98 6,46

Нефть впласт. условиях молярный %*)

КомпонентНефть в

атм. условиях молярный %

Плотность нефти Нефть представляет собой смесь

индивидуальных УВ. Для жидких компонентов плотность смеси подчиняется закону аддитивного сложения и может быть вычислена по составу смеси, что касается растворенного газа, то его плотность в смеси не равна плотности в свободном состоянии. Более тяжелые молекулы жидких компонент обладают значительными силами притяжения, поэтому молекулы метана и этана в их присутствии располагаются более компактно.

Расчет плотности нефти dНПЛ = dН / ВН;

Эмпирическая зависимость Стединга:

ВН = (Г(dгаза )0,5 +2,25*t + 40)/ dН ; Ориентировочно: LgМ=1,842dнпл+0,74, где М- молекулярный вес нефти

Вязкость нефти

Зависимость вязкости пластовой нефти от вязкости дегазированной нефти и содержания

газа в растворе по Биллу

Поверхностное натяжение нефти Контакт нефть – газ: st=s0 ×(1-gt),

Влияние температуры и давления наповехностное натяжение. Контакт

нефть -газ

По правилу Антонова межфазное натяжение двух жидкостей

sав определяется соотношением

sав=sа - sв,

где sа и sв - поверхностное натяжение контактирующих, жидкостей на границе с воздухом.

Таким образом, если sа и sв изменяется от температуры и

давления примерно одинаково, то sав мало зависит от РТ-условий. Повышение температуры сопровождается ухуд- шением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому ее поверхностное натяжение на границе с водой с повышением температуры должно уменьшаться.

Рост давления действует на растворимость газа в противоположном направлении и поэтому не следует ожидать больших изменений поверхностного натяжения для контакта нефть-вода при одновременном возрастании давления и температуры и в случае газонасыщенных нефти и воды.

Соедине-ние

Фор-мула

t, С° Контакт с водой, дин/см

Контакт с газом, дин/см

ГексанС6Н14 20

304060

Гептан С7Н16 203040

Октан

С8Н18 10203040

120

Декан С10Н22 203040

Контакт нефть-вода

Д ав лен и е Р, М П а

Пов

ерхн

ост

ное

нат

яжен

ие

, м

Н/м

3 0

25

20

150 5 10 15 20 25

Зависимость поверхностного натяжения от плотности смолистых нефтей

(от содержания смол)

0,880,9320,918

27,827,12219

17,3

Плотность, г/см3Поверхностное натяжение,

дин/см

0,7970,875

Физические свойства газов Уравнение состояния идеального газа РV = n R T В нефтяной промышленности введено понятие коэффициента сжимаемости газа Z и:

РV = Z n R T

По определению: Z = 00VP

PV

nRT

PV

где P0 V0 - давление и объем, рассчитанные по

закону идеальных газов и

RTZ

PM

,

dгаза =

R - универсальная газовая постоянная 82.057

Диаграмма коэффициентов сжимаемости Z пропана по Брауну с

соавторами

Природные газы являются смесями УГ (главные: метан, этан и пропан). Свойства смеси рассчитывается, исходя из сосотава Пример перевода весового состава в молярный

Компо-нент yi

Весовой%

Молекулярный

вес Mi

Моли/100г

(2)*(3)

Молярная

доля yiyiMi

1 2 3 4 5 6

метан 70 16,04 4,364 0,83 13,3

этан 20 30,07 0,665 0,127 3,82

пропан 10 44,09 0,227 0,043 1,9

100г Сумма: 5,256 1 19,02

i

n

i MyM 1

γг = M

MM

/28,966 =0,6566.

Вязкость газов. Вязкость газа в пластовых условиях трудно измеряемая величина. Поэтому при ее выборе полагаются на диаграммы, построенные по данным точных экспериментов, а не на случайные лабораторные определения на пробах газа. По результатам этих исследований составлены специальные палетки, построенные на корреляционных связях параметров углеводородных смесей

ПСЕВДОКРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Кi

n

iPy1

Рпк = iK

n

iTy1

Тпк =

Рпп = Рпл/Рпк; Тпп=Тпл/Тпк

Компонент

Мольная

Рк*) Тк*) (3)*(2) (4)*(2)доля

1 2 3 4 5 6

метан 0,83 47,1 190,4 39,09 158,03

этан 0,127 49,5 305,4 5,94 36,65

пропан 0,043 43,2 366,5 1,73 14,66

          46,76 209,34

3 ,00 ,2 5

2 ,4

П севдо п р и ви д ен н а я т ем п ера т ура

1

6 ,0

4 ,0

3 ,5

3 ,0

2 ,5

2 ,0

1 ,5

1 ,01 ,00 ,8 1 ,2 1 ,4 1 ,0 1 ,8 2 ,0 2 ,2 2 ,4 2 ,6 2 ,8 3 ,0

П севдо п р и веден н ая т ем п ер ат ур а

Рассмотренные материалы позволяют сделать следующие выводы.

Экспериментальные данные свидетельствуют об определенных трудностях в выборе значений физических свойств УВ, зависящих от состава и РТ- условий.

Состав УВ непостоянен по площади месторождения, связан с положением по высоте залежи и относительно водо-нефтяного контакта.

Поверхностное натяжение на границе нефть газ зависит от термодинамических условий и при высоких температурах и давлениях, на глубинах 2000-3000м, снижается до нескольких дин/см. Это означает, что переходная зона нефть-газ имеет небольшую мощность.

На контакте нефть- вода поверхностное натяжение зависит от термодинамических условий в значительно меньшей степени и определяется содержанием полярных компонент в нефти и величиной рН пластовых вод.

В зависимости от свойств контактирующих нефти и воды наиболее вероятные пределы изменения поверхностного натяжения 30-10дин/см, а на контакте с нещелочными водами 30-20дин/см.

Коэффициенты пересчета капиллярных давлений, измеренных в лабораторных условиях, к пластовым. К=Ркпл/Рклаб = пл/лаб,

где sпл и sлаб - поверхностное натяжения на границе флюидов для пластовых и лабораторные условий;Предполагают независимой от условий измерений насыщенность и среднюю кривизну поверхности раздела фаз (cos θ 12).

Ссылка Рклаб/Ркпласт 

Дж Амикс с соавторами [ ]     0.33

C. Д.Пирсон [ ]     0.375

Фирма Core Laboratory      

(проспект1991г)     0.361

Ю.Я. Большаков [ ]     0.29-36