1.4 Состав и физические свойства нефтей

Вследствие разнообразия условий залегания нефтей и генетических критериев накопления их в ловушках-резервуарах свойства нефтей весьма разнообразны. Известны низковязкие неф­ти в 0,3-0,4 мПа·с (Западная Украина, Узбекистан, Краснодарский край, Волгоградская область, Чечено-Ингушетия). В то же время Усинское месторождение (Коми АССР) имеет нефть вязкостью в 400 мПа·с и более, месторождения Оха, Катангли, Восточное Эхаби на Сахалине содержат нефти с вязкостью около 1000 мПа·с.

Месторождения За­падной Сибири содержат нефти различной вязкости. В основном они относятся к классу нормальных нефтей. В то же время выявлены и залежи высоковязких (700-800 мПа·с) нефтей в сеноманских отложениях на Рус­ском, Самотлорском, Барсуковском, Вань-Ёганском, Ай-Пимском и др. месторождениях (таблицы 1.4,1.5).

Как следует из приведенных данных, вязкостные свойства нефтей различаются весьма значительно.

В широком диапазоне изменяется и количество растворенных в нефти парафинов: от следов до 30 % (Колодезное месторождение Ставро­польского края); до 28 % парафина содержат нефти месторождения Узень в Казахстане.

Действующими инструкциями по подсчету запасов нефти и горючих газов предусмотрено изучение следующих параметров нефтей: плотности, вязкости, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, содержания в нефти асфальтенов, смол, парафина, серы и др.

Наиболее широко в нефтях представлены углеводороды трех основ­ных рядов:

1) метанового (парафинового) ряда, общего состава С_nН_2n+2;

2)нафтеновых углеводородов (С_nН_2n);

3) ароматических соединений.

Для промысловой практики большой интерес представляют некоторые виды других органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов.

Таблица 1.4 - Физико-химическая характеристика разгазированной нефти (месторождение Русское, скважина 91, пласт ПК1-7)
Параметр	Единицы измерений	Численное значение
Интервал перфорации	м	864-871, 876-877
Плотность при 20^оС	кг/м^3	940,6
Молярная масса	г/моль	327
Вязкость
при 20^оС	мм^2/с	460
при 50^оС	мм^2/с	66,8
Температура застывания нефти	^оС	-18
Массовое содержание:
воды	%	32,7
серы	%	0,4
смол силикагелевых	%	7,4
асфальтенов	%	0,5
парафинов	%	нет
Температура начала кипения	^оС	209
Фракционный состав (обьемное содержание выкипающих)
до 100^оС	%	0
до 150^оС	%	0
до 200^оС	%	0
до 250^оС	%	1,5
до 300^оС	%	11,5

Таблица 1.5 - Физико-химическая характеристика разгазированно нефти (месторождение Самотлорское, скважина 77184у)
Параметр	Размерность	Численное значение
Плотность при 20^0С	кг/м^3	840
Молярная масса	г/моль	204
Вязкость при 20^0С	мм^2/с	5,8
Вязкость при 50^0С	мм^2/с	3,0
Температура застывания	^0С	-16
Массовое содержание
серы	%	0,97
смол силикагелевых	%	5,70
асфальтенов	%	0,47
парафинов	%	2,36
Температура плавления парафинов	^0С	57
Температура начала кипения	^0С	42
Содержание воды в исходной пробе	%	-
Фракционный состав (обьемное содержание выкипающих)
до 100^0С	%	6,5
до 150^0С	%	18,0

Это нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т.д., количество которых в составе нефтей незначительно, но они оказывают существенное влияние на процессы фильтрации, так как высокая поверхностная активность большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти вызывает их адсорбцию на поверхности поровых каналов, изменяя природу смачиваемости коллектора. С этими веществами также тесно связаны процессы образования и разрушения водонефтяных эмульсий, отложение парафинов в скважинах и системах сбора.

Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Содержание кислот невелико – от сотых долей процента до 2 %. С щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде, - это поверхностно - активные вещества (ПАВ), снижающие поверхностное натяжение на границе «нефть-вода».

Сера в нефтях присутствует в свободном состоянии, сероводороде и в виде меркаптанов (R-SH), сульфидов и дисульфидов и др. (до 2 %). Мер­каптаны по строению аналогичны спиртам. Этилмеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях - это жидкости, метилмеркаптан – газообразное вещество. С щелочами и окислами тяжелых металлов они образуют меркаптиды, вызывающие сильную коррозию металлов.

Асфальтосмолистые вещества (АСВ) в количестве до 40 % - высокомолекулярные органические соединения, представленные нейтральными смолами, способными превращаться в асфальтены. Последние представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме С и H₂, также S и N₂. В нефтях эти вещества находятся в виде коллоидных систем.

По содержанию некоторых веществ нефти делятся на классы и подклассы. По содержанию серы:

1) малосернистые (до 0,5 %);

2) сернистые (0,52,0 %);

3) высокосернистые (>2 %).

По содержанию смол:

1) малосмолистые (<18 %);

2) смолистые (1835 %);

3) высокосмолистые (>35 %).

По содержанию парафинов:

1) малопарафинистые (<1,5 %);

2) парафинистые (1,56,0 %);

3) высокопарафинистые (>6 %).

Нефти Западной Сибири малосмолистые, малосернистые, малопа­рафинистые. Нефть месторождения Узень Казахстана содержит до 35 % парафина и требует не только закачивания горячей морской воды в пласты, но и линейного подогрева движущейся продукции в системе сбора и подготовки нефти. Даже при летних температурах окружающей среды (40^оС и выше) нефть данного месторождения застывает через несколько часов покоя до твердого состояния.

Отраслевыми стандартами при подсчете запасов нефти и попутного газа и проектировании систем разработки нефтяных месторож­дений определен перечень основных свойств нефтей, пластовых и дегази­рованных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым из продуктивных интервалов скважин. Главными при этом являются следующие:

1) плотность нефти (в пластовых условиях и дегазированной);

2) вязкость нефти (динамическая);

3) давление насыщения нефти газом (при пластовой температуре);

4) объемный коэффициент;

5) газосодержание (газовый фактор);

6) коэффициент сжимаемости;

7) структурно-механические свойства (для аномально вязких нефтей).

Плотность нефтей. В связи с тем, что при пластовых давлениях и температурах попут­ный газ находится в нефти в растворенном состоянии, плотность пласто­вых нефтей всегда ниже плотности сепарированных нефтей. Углеводо­родные газы (метан, пропан и др.), насыщающие нефти при повышенных давлениях, уменьшают плотность нефти; неуглеводородные газы (азот, угле­кислый газ) с ростом давления несколько увеличивают плотность пласто­вой нефти.

В отраслевых стандартах плотность нефти обозначается через ρ_н (ρ_н^пл, ρ_н^дег).

По имеющимся данным диапазон изменения плотности пластовой нефти - от 780 кг/м³ до 840 кг/м³ (средневзвешенное значение 800 кг/м³). Для тех же нефтей в поверхностных условиях их плотность изменяется в пределах 840-870 кг/м³ (более трети исследованных залежей) при средневзвешенном значении 859 кг/м³. В 50 % исследованных залежей плотность пластовой нефти (средне­взвешенное значение) изменяется в диапазоне 741-844 кг/м³.

(1.31)

где в_н - объемный коэффициент;

ρ_г - плотность выделившегося газа, кг/м³;

Г₀ - газонасыщенность нефти, м³/м³.

В связи с перемещением нефти от присводовых частей к периферийным частям залежей изменяются и свойства. Прежде всего это относится к плотности вследствие того, что содержащиеся в нефти тяжёлые компоненты, обладающие поверхностно – активными свойствами, будут удерживаться породой в виде сольватных плёнок, причём тем сильнее, чем ниже проницаемость коллектора и выше глинистость.

Изменение плотности по площади (по Ю.П. Гаттенбергеру) оказывает влияние на колебание отметок ВНК, которые за счёт этого могут достигать значений:

(1.32)

где ρ_т и ρ_л – плотность наиболее тяжёлой и наиболее лёгкой нефти (в пластовых условиях);

ρ_в – плотность пластовой воды;

h - минимальная высота нефтяной оторочки.

Это дает основание полагать, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а может принимать сложную форму в пределах залежей углеводородов.

Вязкость нефтей. Одной из важнейших физико-химических характеристик нефти является её вязкость. Она входит во все гидродинамические расчёты, связанные с движением нефти как в пористых средах, так и трубопроводах. Вязкость нефти является функцией группового химического состава и молекулярной массы нефти.

Различают вязкость динамическую μ для пластовых условий и вязкость кинематическую  для расчетов в трубной гидравлике.

Размерность динамической вязкости [μ^пл_м] = Па·с (1 спз = 1 мПа·с).

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости жидкости к её плотности. Измеряется в стоксах и сантистоксах. Её размерность – м²/с.

Отношение динамической вязкости нефти к динамической вязкости воды называется удельной вязкостью.

Величина, обратная динамической вязкости нефти, называется текучестью.

Вязкость пластовой нефти всегда меньше вязкости сепарированной на поверхности вследствие большого количества растворенного газа, повышенной температуры и давления в пластовых условиях.

Вязкость нефти μ_н зависит от состава и природы растворенного в ней газа. Так, при растворении азота μ_н увеличивается, а при растворении углеводородных газов понижается и тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Статобработка показала, что по ¼ залежей μ_н^пл изменяется в диапазоне 5-30 мПа·с, для 50 % залежей - в диапазоне 1-7 мПа·с.

Известны месторождения нефти, вязкость пластовых нефтей кото­рых достигает величин нескольких сотен мПа·с (Русское, Самотлорское, Барсуковское, Вань - Ёганское, Ай-Пимское и др. месторождения Тюменской области, μ_н^пл = 700800 мПа·с) и даже более - 2,3 тыс. мПа·с. (залежи Ярегского месторождения в Ухтинском районе, пески оз. Атабаска в Канаде).

Параметр вязкости используют в различных гидродинамических расчетах (при исследовании скважин, при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений).

Тепловые свойства нефтей. Одним из важных свойств нефти является её теплоёмкость. В физическом отношении удельная теплоёмкость - это количество тепловой энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти массой 1 гр. на один градус Цельсия при постоянном давлении. Измеряется в Дж/кг·град.

Оптические свойства нефтей. Одной из качественных характеристик нефти является цвет. Кроме того, нефти обладают флюоресценцией – радужной окраской поверхности.

Объемный коэффициент нефти. Данный показатель характеризует отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее полной дегазации:

(1.33)

где V_н^дег - объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С.

Объем нефти в пластовых условиях всегда больше поверхностного объема за счет содержания в ней растворенного (попутного) газа, то есть b_н > 1.

При снижении начального пластового давления до давления насы­щения коэффициент b_н несколько увеличивается в связи с расширением жидкости.

На точность определения b_н влияет изменение температуры, поэто­му значение его приводят к пластовым условиям дегазации.

Объемный коэффициент нефти оп­ределяют в процессе исследования глубинной пробы на установке АСМ-300 по определению давления насыщения. Для большинства нефтяных месторождений объемный коэффициент имеет диапазон изменения в пределах - 1,07 < b_н < 1,3.

Однако для нефтей глубоко залегающих горизонтов его величина может достигать значений более 3~ (например, на месторождении Хаян-Корт в Чечено-Ингушетии). Для месторождений Западной Сибири 1,1 < в_н < 1,2.

По коэффициенту в_н определяют усадку нефти: .

Объемный коэффициент используют при пересчете объемов нефти для поверхностных условий в пластовые и наоборот.

Сжимаемость нефтей. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, изменяя свой объ­ем при изменении давления. Упругость оценивается коэффициентом сжимаемости:

(1.34)

где ΔV_н - изменение объема нефти;

V_н - исходный объем нефти;

ΔР - изменение давления.

Величина коэффициента сжимаемости зависит от химического состава пластовой нефти, температуры и давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,40,7 ГПа^-1). Легкие нефти, содержащие значительное количество растворен­ного газа, имеют β_н до 14,0 ГПа^-1. Чем выше температура, тем больше β_н, чем выше давление, тем ниже β_н.

Газосодержание нефтей. От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойст­ва. Вместе с тем газосодержание определяет запасы попутного газа в любой нефтяной залежи. Этот показатель именуют газовым фактором:

(1.35)

где V_г - объем выделившегося газа из объема V_н нефти при нормальных условиях.

Различают ГФ объемный [м³/м³] и весовой [м³/т]. Определить ГФ можно по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

По данным [4] около 50 % залежей из рассмотренных более 1200 в 1 м³ нефти при пластовых условиях содержат от 25 до 82 м³ газа. На большинстве месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется от 35 до 100 м³/м³ для ЧНЗ, а для НГЗ - до 250 м³/м³.

Давление насыщения нефти газом. Давлением насыщения Р_нас (или начала парообразования) называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом расширении (при пластовой температуре).

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и рас­творенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) Р_нас увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характе­ризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. Например, Р_нас нефти пласта Д₂ Туймазинского месторождения при содер­жании азота 13,2 % составляет 9,5 МПа, а при отсутствии азота порядка 5 МПа.

С повышением температуры Р_нас может значительно увеличиваться. Статистическое распределение Р_нас и газосодержание приведено на гистограммах на рисунка 1.8 [4].

На месторождениях Западной Сибири Р_нас колеблются в диапазоне от 80 до 100-110 ат. в нефтяных залежах и почти равны пластовым давлениям в нефтегазовых залежах (на 512 ат ниже), абсолютные величины которых зависят от глубины залегания продуктивных пластов.

Рисунок 1.8 – Гистограмма распределения Р_нас (1) и газосодержания (2) по 1200 залежам СССР

Определяют Р_нас по результатам разгазирования глубинных проб нефти при термостатировании их в измерительных прессах установки АСМ-300. Результаты подобных исследований отображаются на зависимо­сти Р-V при t = const (рис. 1.9), на которых по изменению угла наклона прямых до и по­сле начала разгазирования нефти судят о насыщении нефти газом. Методика работ изложена в методическом пособии [8]. Давление Р_нас определяет условия состояния углеводородов в залежи и процессы разработки при изменении давления в ней и в скважинах. В чисто нефтяных залежах (ЧНЗ) разница между начальным пластовым давле­нием и давлением насыщения со­ставляет более 10 МПа, в нефте­газовых (НГЗ) - от 0,5 до 1,5 МПа.

Соотношения Р_пл, Р_нас и Р_заб (на забоях добывающих скважин) предопределяют условия фильтрации в пласте и в конечном итоге величину коэффициентов нефтеизвлечения.

Рисунок 1.9 – График Р – V для определения Р_нас нефти

Структурно-механические свойства аномально вязких нефтей. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафинов. Асфальтены за счет плохой растворимости в углеводородах образуют в нефтях коллоидные системы. Мицеллы асфальтенов стабилизируются смолами.

При значительном содержании парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. она приобретает свойства неньютоновских жидкостей. Как известно, вязкость ньютоновских жидкостей зависит только от температуры и давления, а касательные напряжения τ, развивающиеся в движущихся слоях жидкости, пропорциональны градиенту скорости сдвига :

(1.36)

Данное уравнение после ряда преобразований записывается в форме, аналогичной закону Гука:

(1.37)

где х - длина участка развития τ в направлении скорости движения V;

t - время.

Величина характеризует сдвиг γ слоев (деформацию), а для ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательным напряжениям и обратно пропорциональна вязкости жидкости:

(1.38)

Данное уравнение называют реологическим уравнением. Схематично процесс сдвига слоев в ньютоновских жидкостях можно представить схемой смещения подвижной пластины относительно неподвижной.

Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и предыстории состояния жидкости (то есть времени ее нахождения в спокойном состоянии). Для данных систем понятие истинной вязкости как постоянной величины – коэффициента внутреннего трения в ньютоновских жидкостях - теряет смысл, и вязкость становится функцией скорости деформации. В экспериментальных данных это подтверждается тем, что для каждой отдельной скорости деформирования наблюдается своё значение так называемой эффективной вязкости. Свойства этих жидкостей описываются реологиче­ским уравнением вида:

(1.39)

В зависимости от вида функции f(τ) эти жидкости разделяются на три вида:

1. бингамовские жидкости;

2. псевдопластичные жидкости;

3. дилатантные жидкости.

Для оценки аномальной вязкости η_а таких пластичных тел Ф.Н. Шведовым предложено реологическое уравнение:

(1.40)

где Е - модуль Юнга;

τ₁ - динамическое напряжение сдвига;

V - скорость деформации;

λ - период релаксации (время «рассасывания» упругих напряже­ний), при постоянной деформации ( ).

Для пластичных тел используют понятие эффективной (кажущейся) вязкости:

(1.41)

В первом приближении можно считать, что динамическое напряжение сдвига возникает тогда, когда жидкость структурирована, то есть в ней возникает структура.