Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на месторождениях высоковязкой нефти. Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на мест. Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважинв таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
Краткие сведения о ПАВ Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость - воздух, жидкость - твердое тело, нефть - вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой [2, [10]. и др.]. Поверхностно-активные вещества - вещества с асимметричной молекулярной структурой, молекулы которых содержат один или несколько гидрофобных радикалов и одну или несколько гидрофильных групп. Такая структура обуславливает поверхностную активность молекул поверхностно-активных веществ, т.е. способность концентрироваться на межфазных поверхностях раздела, тем самым изменяя свойства системы [[11]]. Гидрофильной частью служит карбоксильная (COO–), сульфатная (- OSO3–) и сульфонатная (- SO3–) группы, а также группы -СН2-СН2-О-СН2СН2 - или группы, содержащие азот. Гидрофобная часть состоит преимущественно из парафиновой цепи, прямой или разветвленной, из бензольного или нафталинового кольца с алкильными радикалами. Так как адсорбционная способность органических веществ растет с длиной углеводородных цепей, то к типичным, особенно эффективным ПАВ относятся более высокие члены гомологических рядов, содержащие 10-18 атомов углерода в молекулах [[12]] Термины гидрофильный и гидрофобный характеризуют взаимодействие между поверхностно-активным веществом и водой. Но в настоящее время, когда, кроме водной среды, поверхностно-активные вещества применяются и в других средах, термины гидрофильный и гидрофобный, отражающие взаимодействие вещества только с водой, являются недостаточными. На IV Международном конгрессе по поверхностно-активным веществам были предложены обобщающие термины: эндофильный и экзофильный [[13]]. Эндофильность соответствует случаю, когда взаимодействие всей или части молекулы вещества с молекулами рассматриваемой фазы более сильное, чем взаимодействие между молекулами (или частью их) вещества. В противоположном случае имеет место экзофильность . Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. Согласно ионной классификации Шварца и Перри, принятой в 1960 г. на III Международном конгрессе по ПАВ в Кельне, все ПАВ по химической природе делят на неионогенные, т. е. не диссоциирующие на ионы (НПАВ) в водных растворах, и ионогенные, которые в воде распадаются на ионы, как обычные электролиты [[14]]. Ионогенные ПАВ, в свою очередь, подразделяют на анионактивные (АПАВ), катионактивные (КПАВ), амфотерные и цвиттер-ионные [[15]]. Ионогенные ПАВ в водном растворе диссоциируют: анионные - с образованием отрицательно заряженных поверхностно-активных ионов; катионные - с образованием положительно заряженных поверхностно-активных ионов; амфолитные - с образованием соединений, которые в зависимости от характера среды обладают анионо- или катионоактивным характером. Неионные ПАВ в водном растворе не образуют ионов. Их растворимость обусловлена функциональными группами, имеющими сильное сродство к воде. В отдельную группу выделяются высокомолекулярные (полимерные) ПАВ, состоящие из большого числа повторяющихся звеньев, каждое из которых имеет полярные и неполярные группы. По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые. Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ - их поверхностная активность на границе раздела вода - воздух. Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть - вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы - растворимость в углеводородах. Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностно-активны на границе раздела жидкость - воздух. Вопрос о применении ПАВ для увеличения нефтеотдачи также решался неоднозначно на разных этапах развития внедрения МУН. После 80-х годов XX века, когда была подвергнута научному сомнению состоятельность заводнения с неионогенными ПАВ (НПАВ), потребовалось еще почти два десятилетия для того, чтобы доказать, что применение ПАВ не только один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи, но и то, что заводнение с НПАВ дает максимальный эффект, если внедряется с начала разработки. Этот вывод подтвержден результатами промысловых испытаний на опытных участках некоторых площадей Ромашкинского нефтяного месторождения [[16]]. Сегодня уже нет никаких сомнений в том, что применение ПАВ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов является наиболее предпочтительным с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, влияния на процесс подготовки и транспортирования нефти. Это определяется многоплановым механизмом действия ПАВ [[17]]: 1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте. К тому же при концентрации ПАВ выше ККМ (критической концентрации мицеллообразования) низкое значение межфазного натяжения на границе «раствор - нефть» будет способствовать солюбилизации нефтяных компонентов в растворе ПАВ. 2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы. 3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды. 4. Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению ПАВ в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти. Начало применения ПАВ в нефтепромысловой практике относится к 50-ым годом XX века [[18], [19], [20], [21], [22], [23]]. За прошедшие 50 лет сложился широкий спектр ПАВ, применяемых для увеличения нефтеотдачи: сульфонолы [[24],[25]]; сульфоэтоксилаты ОЭАФ [21], алкилсульфоиаты, реагенты ряда ОП (ОП-4, ОП-10) [6, [26]], оксиэтилированные алкилфенолы (неонолы АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12) [[27], [28],[29]] и др. Причем первоначально указанные ПАВ использовались индивидуально, а теперь преобладает применение композиций ПАВ, обладающих синергическим эффектом совместного действия АПАВ и НПАВ, таких как композиция «Сепавет» фирмы ВА8Р [21], маслорастворимые и водорастворимые ПАВ «Нефтенол» [[30]], технология «СНО АН МФК» [[31]]. Также известны технология на основе композиции Нефтенола НЗ «ЗАО Химеко-ГАНГ» [[32]], композиция СНПХ-95 ОАО «НИИНефтепромхнм» [[33], [34]) и т.п. Технологии данного типа осуществляются путем использования составов, содержащих разные классы ПАВ, которые при введении в воду позволяют снизить межфазное натяжение на границе, обладают высокой солюбилизирующей способностью, образуют на границе с углеводородом микроэмульсионную фазу и не дают устойчивых, плохо разрушающихся эмульсий [[35], [36], [37], [38], [39], [40], [41], [42], [43], [44],[45]]. Первые попытки применения эмульсий в нефтяной промышленности были предприняты в начале 70-х годов [[46]], но из-за дороговизны реагентов и ограниченного ассортимента ПАВ эмульсионные системы нашли ограниченное применение [31]. Известно множество составов эмульсионных систем, однако в основном они отличаются только классом и концентрацией поверхностно-активных веществ (ПАВ). Использовавшиеся ранее ПАВ-стабилизаторы эмульсий были представлены ионогенным классом, применение которого ограничивалось минерализацией воды, используемой для приготовления растворов, а также минерализацией пластовой воды [[47],[48]]. К ПАВ этого класса можно отнести нефтяные сульфонаты. Для устранения отрицательного влияния минерализации воды на устойчивость эмульсионных составов в качестве эмульгаторов и стабилизаторов эмульсий было предложено использование неионогеиных ПАВ, оксиэтилнрованных продуктов, таких как оксиэтшшрованные алкилфенолы (неонолы), окспэтилированиые высшие спирты [[49],[50]] и др. Примером такой композиции является разработка фирмы «Хёхст» -«Додифлад V-3100» [[51]]. В эмульсионных составах в качестве углеводородной дисперсионной среды, как правило, используются легкие (гексановая. дизельная) фракции нефти. Вместе с тем, содержание водной фазы в этих системах было незначительным, поэтому вязкость полученных эмульсионных систем также была ограниченна. Разработанные технологии эмульсионного воздействия, как правило, рекомендцются для применения - в песчанистых пластах, где обычное заводнение было успешным, но уже исчерпало себя; или на карбонатных залежах при использовании в качестве эмульгаторов ПАВ неионогенного класса. Однако все разработанные составы имеют ряд ограничений [[52], [53], [54], [55], [56],[57]] по плотности и вязкости нефти (малая и средняя), по проницаемости коллектора (средняя и высокая) и по достаточно высокой остаточной нефтенасыщенности (не менее 25-30 %). Были проведены единичные испытания эмульсионного метода на коллекторах, представленных тяжелыми нефтями, где также наблюдается прирост нефтеизвлечения, хотя для этого необходим больший перепад давления при закачке. Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ). Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп [[58]]. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства. По мнению многих исследователей, преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ [[59], [60], [61]]. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов [[62], [63], [64], [65], [66] и др.]. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные. С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть - вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным [66, [67]]. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарстане для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1 т ПАВ [[68]]. Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2-2,7 % [68]. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5-4 %, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред. В экспериментах по вытеснению остаточной нефти из моделей терригенных пород с использованием дисперсий маслорастворимых ПАВ, выполненных в УНИ и ВНИПИнефтепромхим, была показана возможность существенного улучшения доотмыва остаточной нефти после обычного заводнения. Промысловые испытания этой технологии на опытном участке Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения позволили дополнительно получить 24 тыс. т нефти, или 60 т на 1 т ПАВ. По этой технологии для довытеснения остаточной нефти была закачана водная дисперсия маслорастворимого ПАВ АФ9-6. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с концентрацией до 10 % представляла собой микроэмульсию прямого типа. Средняя обводненность добываемой жидкости из скважин опытных участков составляла 83-95 %. В других геолого-физических условиях, например Башкирии, промысловый эксперимент, проводимый на Арланском месторождении с 1967 г. по технологии долговременного дозирования низкоконцентрированных растворов ОП-10, не дал ожидаемых положительных результатов. Несмотря на то, что в пласты опытного объекта было закачано более одного порового объема 0,05 % раствора ОП-10, систематический контроль за содержанием ПАВ в продукции добывающих скважин не выявил заметных концентраций ПАВ. Значительные потери активного вещества в пласте многие авторы связывают с адсорбционными и деструкционными процессами, происходящими после закачки ПАВ в пласт [[69], [70], [71], [72], [73], [74], [75], [76]]. 1.2 Основные геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем высоковязкой нефти В пластовых условиях газ, нефть, вода и их смеси в зависимости от их состава, температуры и давления могут находиться в газообразном, жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Газ в большом количестве, а также часть жидких углеводородов в виде паров могут находиться в верхней части структуры. Высокие давления увеличивают плотность газа, и в сжатом газе создаются условия для растворения нефти. При значительном количестве газа вся нефть может оказаться растворенной. Если же газа мало по сравнению с объемом нефти, то при достаточно высоком давлении газ может полностью раствориться в нефти, образуя однофазную (жидкую) смесь. Поэтому газонефтяные залежи разделяются на чисто газовые, газонефтяные (с газовой шапкой и нефтяной оторочкой), нефтяные (с различным содержанием попутного газа) и газоконденсатные. В пластовых условиях физико-химические свойства нефтей определяются их химическим составом, что обусловливает некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений (наличие парафина, смол, ПАВ и т.д.). По элементарному составу большинство нефтей более чем на 99 % состоят из углерода и водорода. Присутствуют также кислород, азот, сера (иногда в больших количествах), в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний. В нефтях наиболее широко представлены углеводороды метанового или парафинового ряда (СiН2i+2) и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СiН2i). Почти всегда в нефтях присутствуют ароматические углеводороды. Количество нафтеновых кислот, асфальтенов, смол незначительно. На свойства поверхностей раздела в пласте и на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве пласта существенно влияют наличие кислорода и серосодержащие вещества, что обусловливается высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти. Парафин не растворяется в воде, но растворяется в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при температуре 15 °С. Парафины имеют состав С17–С35 с температурой плавления 27–71 °С. Нефтяные церезины имеют состав С36–С55; температура их плавления 65– 88 °С. Церезин и парафин имеют различные химические свойства. В нефтепромысловой практике известно несколько различных способов предупреждения отложений парафинов на стенках труб и борьбы с этим осложнением. Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Нафтеновые кислоты (их содержание в нефтях не превышает 2 %) имеют общую эмпирическую формулу СЛН2л–2О2. Они представляют собой либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде и имеющие высокую плотность. В присутствии воды при повышенной температуре нафтеновые кислоты вызывают коррозию оборудования. Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 5–10 % от содержания нафтеновых кислот. Нефти СНГ содержат серу в количестве от долей процента до 5–6 %. Она входит в состав различных сернистых соединений, но встречается и в свободном состоянии. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны (R = SH), сульфиды, дисульфиды и др. Все эти соединения в нефти – вредные примеси. Асфальтосмолистые вещества нефти в нефтях содержатся в пределах от 1 до 40 %. Это высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот. Составляющие асфальтосмолистых веществ различаются по физическим свойствам. Плотность асфальтосмолистых веществ нефти колеблется от 1000 до 1070 кг/см3. По содержанию серы нефти делятся на два класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %) и сернистые (содержание серы превышает 0,5 %). Нефть обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Она определяется коэффициентом сжимаемости Рн (м2/Н): Рн=-,Р V Лр где V - исходный объем нефти, м3; AV - изменение объема нефти, м3; Ар – изменение давления, Н/м2. Коэффициент сжимаемости зависит от состава нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости (4-7)-10–10 м2/Н. Нефти со значительным содержанием растворенного газа характеризуются повышенным коэффициентом сжимаемости. Вязкость нефтей уменьшается с увеличением количества газа, температуры; увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Практические значения вязкости нефтей в пластовых условиях различных месторождений изменяются в широких пределах: от многих сотен мН-с/м2 до десятых долей мН-с/м2 (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза). Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н: G=Vг/Vп.н.(1.1) Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т. Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным. Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300— 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м3/м3. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда. Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором—недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн: βн = (1/V) (ΔV/Δp),(1.2) где ΔV—изменение объема нефти-, V—исходный объем нефти. Δр — изменение давления. Размерность βн —1/Па, или Па-1. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1—5) • 10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль. Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С aн = (1/Vo) (DV/Dt).(1.3) Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт. Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти: bн= Vпл.н/Vдег = rн./rпл.н (1.4) где Vпл.н—объем нефти в пластовых условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п—плотность нефти в пластовых условиях; r—плотность нефти в стандартных условиях. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2—1,8. Объемный коэффициент пластовой нефти используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости газа в уравнение для определения геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа (см. ниже) входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U U=(bн-1)/bн*100(1.5) При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн (1.7) Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3—0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3. По плотности пластовые нефти делятся на: — легкие с плотностью менее 0.850 г/см3; — тяжелые с плотностью более 0,850 г/. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким. Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского— 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с (миллипаскаль в секунду). |