- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
3.2.3. Реологические свойства нефтий
Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.
Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.
В уравнении 3.7 координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (г) слоев, деформацию. Соотношение F/A – есть величина касательного напряжения (ф), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:
dг/dt = ф/м. (3.10)
Уравнение 3.10, описывающее связь между касательным напряжением (ф) и скоростью сдвига (dг/dt), называется реологическим.
У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 3.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.
Вязкость ньютоновской жидкости (м) зависит только от температуры, давления.
Рис. 3.5. Схема сдвига слоев жидкости
Вязкость неньютоновской жидкости (м) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.
Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.
Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:
ф = фо + м* (d г/dt), (3.11)
где фо – динамическое напряжение сдвига;
м* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dг/dt = ѓ(ф).
Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (ф) от модуля скорости деформации (dг/dt):
ф = К(dг/dt)n, (3.12)
где К – мера консистенции жидкости;
n – показатель функции.
С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 3.6.
При n = 1, уравнение 3.12 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 3.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.
При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.
При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.
Реологическая кривая 1 (рис. 3.6) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.
Рис. 3.6. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости
В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (ф), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (фо). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.
Лекция 13. 3.2.4. Газосодержание нефтей
От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го):
Свойства нефти = f (Го), Го = f (Тпл, Рпл, Рнас). (3.14)
Количество, которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.
Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:
Го = Vг/Vн, (3.13)
где Vг – объём выделившегося газа из объёма нефти (Vн) при н.у.
Соотношение (3.13) описывает величину полного газосодержания (Го). Величина газового фактора (Го) характеризует количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). Различают газовый фактор объёмный [м3/м3] и весовой [м3/т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.
В газонефтяных залежах может на 1 м3 нефти содержаться до 1000 м3 газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м3 конденсата может приходиться до 900-1100 м3 газа (газоконденсатный фактор).
По данным Требина Г.Ф. около 50 % залежей из 1200 имеют газовый фактор от 25 до 82 м3/м3. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа.
Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3
.