Характеристика пластовых флюидов, учет свой ств при разработке.

1. Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньшихкол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см³. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см³наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – св-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м² м/у слоями, движ-ися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м²/с. С повыш-ем темп-ры вязкость Н умен-ся. С увел-ием кол-ва раств-ого Г в Н вязкость Н также умен-ся.

- Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии норм-ым силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Ед.измерения Н/м или Дж/м².

- Термическое расширение Н – изменение V Н при > t° (при > t° объем Н падает).

- Колориметрические св-ва – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширение – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

2. Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие гл.образом из предельных УВ метанового ряда С_nН_2n+2, т.е. из метана СН₄ и его гомологов – этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат угл.газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон, неон).

Физ. св-ва газов:

Плотность Г существенно зависит от давл-ия и темп-ры. Она может измеряться в абс-ых единицах (г/см³, кг/м³) и в отн-ных. Отн-ной плотностью Г наз-ют отношение плотности Г при атмосферном давл-ии (0,1 МПа) и станд-ной темп-ре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давл-ия и темп-ры. Для УВ-ых газов относ-ная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Вязкость н-ого газа при давл-ии 0,1 МПа и темп-ре 0⁰С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повыш-ем давл-ия и темп-ры она незначительно увел-ся. Но при давл-ях выше 3 МПа увел-ие темп-ры вызывает понижение вязкости Г, причем Г, содержащие более тяжелые УВ, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкость – кол-во тепла, необходимое для нагревания единицы веса или V этого в-ва на 1⁰С. Весовая теплоемкость Г измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо в-ва опр-ся кол-вом тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы V данного в-ва. Теплота сгорания Г выражается в кДж/кг и кДж/м³ и явл. основным показ-лем, харак-щим газ или топливо.

Если при постоянной темп-ре повышать давл-ие какого-либо Г, то после достижения определ-ого знач-ия давл-ия этот Г сконденсируется, т.е. перейдет в ж-ть. Для каждого Г сущ-ет определ-ая предельная темп-ра, выше к-ой ни при каком давл-ии Г нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая темп-ра, при к-ой Г не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давл-ие, называется критической темп-ой.

Давл-ие, соотв-щее критич-ой темп-ре, наз-ся критич-им давл-ем. Т.о., критич.давл-ие – это предельное давл-ие, при к-ом и менее к-ого Г не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была темп-ра. Так, например, критич.давление для метана» 4,7 МПа, а критич.темп-ра ‑ 82,5⁰С.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пласт.давл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C₅). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пласт.давл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пласт.давл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По хим-ому составу конденсат отличается от Н низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м³, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Г/конденсатными следует называть такие м-ия (залежи), в к-ых в Г при высоких давл-ях растворяются жидкие УВ, которые при снижении давл-ия переходят в жидкую фазу, наз-ую газоконденсатом. Кол-во конденсата опр-ют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геолого-промысловое изучение г/конденсатных м-ий проводится по такой же схеме, как и для г-ых м-ий. Однако знач-ное внимание при этом уделяется физ-хим-им св-вам г-ойсмеси и определению в-ны давл-ия, при к-ом начинает выпадать конденсат.

Г/конденсатные залежи разраб-ют с таким расчетом, чтобы пласт.давл-ие в них не снижалось ниже давл-ия, при к-ом начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с ППД путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.