Зависимости проницаемости от пористости

Обычно более пористые породы являются более проницаемыми.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеальной пористой среды оценивается из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы параллельных прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды.

Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через такую пористую среду:

, (3.1)

где r – радиус порового канала; L – длина порового канала;

n – число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F – площадь фильтрации; m – вязкость жидкости; DР – перепад давлений.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация:

. (3.2)

Следовательно, уравнение (3.2) можно переписать следующим образом:

. (3.3)

Из уравнения Дарси следует, что:

. (3.4)

Приравняв правые части уравнений (3.3) и (3.4) получим взаимосвязь пористости и проницаемости:

. (3.5)

из чего следует, что радиус порового канала будет равен:

. (3.6)

Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и Дарси.

Потери давления при течении жидкости через щель (трещиноватая пора) очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (3.8)

где h – высота трещины; v – линейная скорость фильтрации.

Подставив это выражение в уравнение Дарси, получим:

. (3.9)

Для реальных условий используется эмпирическое уравнение:

, (3.10)

где R – радиус пор; j – структурный коэффициент, описывающий извилистость порового пространства.

Значение j можно оценить путём измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, j изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

. (3.11)

Таблица 2.1 – Величины основных фильтрационно – емкостных свойств (ФЕС)

коллекторов Западной Сибири

Группа пластов	Глубина залегания, м	Проницаемость, Д	Пористость, %
ПК (сеноман)	800-1500	0,5-5,0	30-40
АВ, АС	1200-2500	0,05-1,0	25-35
БВ, БС	2000-3000	0,010-0,100	18-30
ЮС, ЮВ	2500-3500	0,001-0,01	14-25

Похожие графики получены при изучении совместной фильтрации газа и воды, газа и нефти в песчаном пласте. На них кривая для газа имеет вид кривой для несмачивающей нефти на показанном графике.

На аналогичных графиках при совместной фильтрации в пластах песчаника и в трещиноватых пластах кривые смещены вправо.

Простейший анализ графиков дает много полезных представлений. Ясно, что если часть пор занимается водой, то проницаемость для нефти должна уменьшаться. Однако., водонасыщенность от 0 до 0,2, обусловленная капиллярными силами, почти не влияет на фильтрацию нефти и газа. При такой водонасыщенности фазовая проницаемость для воды равна нулю. Она удерживается в мелких порах, в узких местах пор, в виде пленок и прилипших капелек на поверхности пор.

При достижении пороговой водонасыщенности появляется проницаемость для воды, она начинает двигаться в пласте и с ростом водонасыщенности сильно уменьшать проницаемость для нефти.

При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти (газа) уменьшается в 2-2,5 раза. Значит надо беречь пласты и ПЗП от преждевременного обводнения, от фильтрата бурового раствора.

Характерно, что из пластов песчаника можно отбирать нефть (газ) без воды почти до S_В=50 %, но при дальнейшем увеличении водонасыщенности проницаемость для воды резко растет, а для нефти (газа)-уменьшается.

При увеличении водонасыщенности до 80 % уже проницаемость для газа и нефти в пласте стремится к нулю. Значит до 20 % нефти (газа) трудно извлечь из залежей.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Установлено, что в зависимости от насыщения порового пространства компонентами возможна одно-, двух- и трёхфазная фильтрация флюидов. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рисунок 3.1). Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые на диаграмме ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Так при газонасыщенности меньше 10% и одновременной нефтенасыщенности менее 23% двигаться в пласте будет только вода.

Одновременная фильтрация трех фаз-нефти, газа и воды возможна в пределах насыщенности песчаного пласта нефтью на 25-50%, водой на 35-65% и газом на 15-30% (область с двойной штриховкой на диаграмме).

Рисунок 3.1 – Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков.

Нумерация кривых соответствует 5 % содержанию:1 –воды, 2 –нефти, 3 –газа.

Лекция 4. ТЕПЛОВЫЕ И МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на процессы, разработки и эксплуатации месторождений. Прочность на сжатие и разрыв определяет величину давления необходимого при гидроразрыве пластов.

Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Пластичным называется тело, которое не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины. За счет упругого расширения жидкости и скелета пород пласта при снижении давления уменьшается объем порового пространства и жидкость движется к скважинам. Сжатие скелета пласта происходит в основном от сил тяжести вышележащих пород.

4.1 Тепловые свойства горных пород

В нефтегазопромысловам деле определяют температуру по стволу скважины и за обсадной колонной, температуру пласта. Последняя изменяется при закачке в пласт воды, пара, при обработке паром стволов скважин и их призабойных зон.

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1 °С:

. (4.1)

Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличением температуры и влажности в пределах 0,4 – 2 кДж/(кг×К).

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

. (4.2)

Коэффициент температуропроводности характеризует скорость прогрева пород (или скорость распространения изотермических границ):

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10 – 50 %.

. (4.3)

Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного (a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

. (4.4)

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Таблица 4.1 –Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

.Горная порода	с, кДж/(кг×К)	l, Вт/(м×К)	a×103, м2/с	aL×105, 1/К
глина	0,755	0,99	0,97	–
глинистые сланцы	0,772	154-218	0,97	0,9
доломит	0,93	1,1-4,98	0,86	–
известняк	1,1	2,18	0,91	0,5– 0,89
кварц	0,692	2,49	1,36	1,36
песок	0,8	0,347	0,2	0,5
Пластовые флюиды	с, кДж/(кг×К)	l, Вт/(м×К)	a×103, м2/с	aL×105, 1/К
нефть	2,1	0,139	0,069-0,086	–
вода	4,15	0,582	0,14	–

СОСТАВ И СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот попутный или нефтяной газ будет, по мере снижения давления, выделяться из нефти при разработке месторождения.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м³), содержащееся в 1 тонне добываемой нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН₄ – С₂₂Н₄₆), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, CO, CO₂, Ar, H₂, He).

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С₁–С₄. Углеводороды С₅ и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более

95 % метана (табл. 4.1).

Таблица 4.1 – Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Месторожде-ние	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плот-ность
Северо-Ставропольс- кое	98,9	0,29	0,16	0,05	–	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	–	1,0	0,1	0,56

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75– 95 % (таб.4.2).

Таблица 4.2 – Химический состав газа газоконденсатных месторождений, %

Месторожде- ние	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плот ность
Вуктыльское	74,80	7,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35 – 85 %. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20 – 40 %, реже – до 60 % (табл. 4.3).

Таблица 4.3 – Химический состав газа нефтяных месторождений, об. %

Месторожде- ние	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское		19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	–	1,010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

(4.5)

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С₂Н₆) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

(4.6)

Нефтяной газ при нормальных условиях – неполярная, аддитивная система (смесь компонентов от С₁ до С₄). Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

, (4.7)

где g_i – весовая доля;N_i – мольная доля;V_i – объёмная доля; П_i – параметр i-го компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

. (4.8)

При нормальных условиях плотность газа r_г = M_i / 22,41.

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (g_i) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

(4.9)

Молярная (мольная) доля (N_i) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:

(4.10)

, (4.11)

где m_i – масса i-го компонента; М_i – молекулярный вес.

(4.12)

Объёмная доля (V_i) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.

(4.13)

Для идеального газа соблюдается соотношение V_i = N_i.

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

(4.14)

Относительная плотность газа по воздуху:

. (4.15)

Для нормальных условий » 1,293; для стандартных условий » 1,205.

Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:

. (4.16)

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

, (4.17)

где Р – давление смеси газов;

р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

. (4.18)

. (4.19)

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

, (4.20)

где V – объём смеси газов;

V_i – объём i-го компонента в смеси.

или

. (4.21)

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, температурой и объёмом, описывающая изменение состояние вещества. Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

, (4.22)

где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м³; Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная Па×м³/(кмоль×град).

Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (0,1 МПа) и близких к нормальному давлениях (1,0 – 1,2 МПа).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (4.22) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

, (4.23)

где Q – количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

(4.24)

(4.25)

(4.26)

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

. (4.27)

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

(4.28)

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

, (4.29)

где r – плотность газа; – средняя длина пробега молекулы; – средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

5.1 Состав и физико-химические свойства пластовой воды

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 %. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т. е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010 – 1210 кг/м³.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

. (5.4)

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1 °С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10^-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

. (5.5)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10^-10 – 5,0×10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

b_вг = b_в (1+0,05×S), (5.6)

где S – количество газа, растворённого в воде, м³/м³.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

. (5.7)

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99 – 1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5 – 2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (Q£1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

- анионов: OH^–; Cl^–; SO₄^2–; CO₃^2–; HCO₃^­–;

- катионов: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;

- ионов микроэлементов: I^–; Br^–;

- коллоидных частиц SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;

- нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Ж_о = Ж_к + Ж_нк (5.8)

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр :

, (5.9)

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л); э_i – эквивалент i-го иона.

, (5.10)

где М_i – молекулярная масса иона; n – валентность иона.

Ж_­о = Sg_i (5.11)

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

- очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;

- мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;

- умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;

- жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где С_н+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:

- нейтральная (рН=7);

- щелочная (pH>7);

- кислая (p<7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т. н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

ЛЕКЦИЯ 6. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С₂–С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅ – С₁₅ (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С₁₇ – С₅₃, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой C_nH_2n, C_nH_2n-2 (бициклические) или C_nH_2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25 – 75 %. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10 –

15 %.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15 %.

В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28 – 550 °С и выше. Различают следующие фракции нефти:

- 28 – 180 °С – широкая бензиновая фракция;

- 120 – 240 °С – керосиновая фракция (150-240 °С – осветительный керосин; 140 – 200 – уайт-спирт);

- 140 – 340 °С – дизельная фракция (180 – 360 °С – летнее топливо);

- 350 – 500 °С – широкая масляная фракция;

- 380 – 540 – вакуумный газойль.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 6.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820 – 950 кг/м³.

Рисунок 6.1 – Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 6.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

, (6.1)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – рис. 6.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рисунок 6.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с]

- система СГС – [Пуаз] = [г/(см×с)]

Рисунок 6.3 – Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 6.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

. (6.2)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. (6.3)

Единицы измерения кинематической вязкости:

- система СИ – [м²/с]

- система СГС – [Стокс]

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (6.4)

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4 –

0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

, (6.5)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях; V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т. е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (6.6)