Пластові нафти
Класифікація нафти
Газорідинна суміш УВ складається переважно зі сполук парафінового, нафтенового та ароматичного рядів. До складу нафти входять високомолекулярні органічні сполуки, що містять кисень, сірку, азот.
Нафти містять до 5 - 6% сірки. Вона присутня в них у вигляді вільної сірки, сірководню, а також у складі сірчистих сполук та смолистих речовин - меркаптанів, сульфідів, дисульфідів та ін. Меркаптани та сірководень - найбільш активні сірчисті сполуки, що викликають корозію промислового обладнання.
За вмістом сірки нафти поділяються на:
Øсірчисті (0.5 – 2.0 %);
Øвисокосернисті (більше 2.0%).
Асфальтосмолисті речовини нафти — високомолекулярні сполуки, що включають кисень, сірку і азот і складаються з великої кількості нейтральних сполук невідомої будови та непостійного складу, серед яких переважають нейтральні смоли та асфальтени. Вміст асфальтосмолистих речовин у нафтах коливається не більше 1 – 40 %. Найбільша кількість смол відзначається у важких темних нафтах, багатих на ароматичні УВ.
За вмістом смол нафти поділяються на:
üсмолисті(18 – 35 %);
üвисокосмолисті(понад 35%).
Нафтовий парафін —це суміш твердих УВ двох груп, що різко відрізняються один від одного за властивостями, —парафінів C17H36 - С35Н72 іцерезинів С36Н74 - C55H112. Температура плавлення перших27 - 71 ° С, других -65 - 88 ° С. При одній температурі плавлення церезини мають більш високу щільність і в'язкість.Зміст парафіну в нафті іноді досягає 13 - 14% і більше.
За вмістом парафінів нафтиподіляються на:
¨малопарафіністі при вмісті парафіну менше 1.5 % за масою;
¨парафіністі – 1.5 – 6.0 %;
¨високопарафіністі - більше 6%.
Фізичні властивості нафт>
(8)
Коефіцієнтом розгазування нафти називається кількість газу, що виділяється з одиниці обсягу нафти при зниженні тиску на одиницю.
Промисловим газовим фактором називається кількість видобутого газу в м 3 , що припадає на 1 м 3 (т) дегазованої нафти. Він визначається за даними про видобуток нафти та попутного газу за певний відрізок часу. Розрізняютьпочатковий газовий фактор, зазвичай визначається за даними за перший місяць роботи свердловини,поточний газовий фактор, який визначається за даними за будь-який проміжний відрізок часу, ісередній газовий фактор, Який визначається за період з початку розробки до будь-якої дати. Величина промислового газового чинника залежить як від газоутримання нафти, і від умов розробки покладу. Вона може змінюватись у дуже широких межах.
Якщо під час розробки у пласті газ не виділяється, то газовий чинник менший за газоутримання пластової нафти, оскільки у промислових умовах повної дегазації нафти немає.
Тиском насичення пластової нафти називається тиск, при якому газ починає виділятися з неї. Тиск насичення залежить від співвідношення обсягів нафти і газу поклади, від їх складу, від пластової температури.
У природних умовах тиск насичення може бути рівним пластовому тиску або може бути меншим за нього. У першому випадку нафта буде повністю насичена газом, у другому недонасичена.
Стискність пластової нафти обумовлюється тим, що, як і всі рідини, нафта маєпружністю, яка вимірюєтьсякоефіцієнтом стисливості (або об'ємної пружності) :
, (9)
де - Зміна обсягу нафти; - Вихідний обсяг нафти. - Зміна тиску. Розмірність - 1/Па, або Па-1.
Значення його більшість пластових нафт лежить у діапазоні (1 - 5)*10 -3 МПа -1 . Стисливість нафти поряд із стисливістю води та колекторів проявляється головним чином при розробці покладів в умовах постійного зниження пластового тиску.
Коефіцієнт стисливості характеризує відносне збільшення обсягу нафти при зміні тиску на одиницю.
Коефіцієнт теплового розширення показує, яку частину початкового обсягу змінюється обсяг нафти за зміни температури на 1 °З
. (10)
Розмірність-1/°С. Для більшості нафт значення коефіцієнта теплового розширення коливаються в межах (1 - 20)*10 -4 1/°С.
p align="justify"> Коефіцієнт теплового розширення нафти необхідно враховувати при розробці покладу в умовах нестаціонарного термогідродинамічного режиму при впливі на пласт різними холодними або гарячими агентами. Його вплив поруч із впливом інших параметрів позначається як за умов поточної фільтрації нафти, і на величині кінцевого коефіцієнта вилучення нафти. Особливо важливу роль коефіцієнт теплового розширення нафти грає під час проектування теплових методів на пласт.
Об'ємний коефіцієнт пластової нафти показує, який обсяг займає в пластових умовах 1 м 3 дегазованої нафти:
, (11)
де - Обсяг нафти в пластових умовах; - Об'єм тієї ж кількості нафти після дегазації при атмосферному тиску і t = 20 ° С; - Щільність нафти в пластових умовах; - Щільність нафти в стандартних умовах.
Обсяг нафтиу пластових умовахзбільшуєтьсяу порівнянні зоб'ємом у нормальних умовах у зв'язку з підвищеною температурою та великою кількістю газу, розчиненого в нафті . Пластовий тиск певною мірою зменшує величину об'ємного коефіцієнта, але оскільки стисливість нафти дуже мала, тиск мало впливає цю величину.
Значення об'ємного коефіцієнта всіх нафт більше одиниці і іноді досягають 2 - 3. Найбільш характерні величини лежать в межах 1.2 - 1.8.
Перерахунковий коефіцієнт. (12)
Під щільністю пластової нафти розуміється маса нафти, витягнутої з надр зі збереженням пластових умов, в одиниці об'єму. . Відомі нафти, щільність яких у пласті становить лише 0.3 – 0.4 г/см 3 . Її значення у пластових умовах можуть досягати 1.0 г/см 3 .
За щільністю пластові нафти поділяються на:
üлегкі із щільністю менше 0.850 г/см 3 ;
üважкі із щільністю понад 0.850 г/.
В'язкість пластової нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах, також істотно менше в'язкості її в поверхневих умовах.
За величиною в'язкості розрізняють нафти:
üнезначною в'язкістю -мПа × с;
üмаловязкі —мПа × с;
üз підвищеною в'язкістю -мПа× с;
üвисоков'язкі -мПа× с.
В'язкість нафти - дуже важливий параметр, від якого суттєво залежить ефективність процесу розробки та кінцевий коефіцієнт вилучення нафти. Співвідношенняв'язкості нафти і води - показник, що характеризує темпи обводнення свердловин. Чим вище це співвідношення, тим гірші умови вилучення нафти з покладу із застосуванням різних видів заводнення.
Фізичні властивості пластових нафт досліджують у спеціальних лабораторіях з глибинних проб, відібраних із свердловин герметичними пробовідбірниками. Щільність і в'язкість знаходять при постійному тиску, що дорівнює початковому пластовому. Інші характеристики визначають при початковому пластовому і при тиску, що поступово знижується. У результаті будують графіки зміни різних коефіцієнтів залежно від тиску, котрий іноді від температури. Ці графіки і застосовуються під час вирішення геологопромышленных завдань.