- •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
5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
Содержание водородных ионов в воде определяется показателем концентрации водородных ионов (рН), которое равно отрицательному логарифму концентрации ионов водорода:
, (5.5)
где Сн+ – концентрация ионов водорода.
В зависимости от величины рН воды подразделяются на следующие:
нейтральные (рН = 7);
щелочные (pH > 7);
кислые (pН < 7).
Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды.
Рассмотрим пример. Пользуясь данными ионного произведения воды (Kb), при различных температурах (табл. 5.1), рассчитать реакцию пластовой воды при температуре 33°С.
Таблица 5.1
Величины ионного произведения воды при различных температурах
t,ºC |
Kb·10-14 |
t,ºC |
Kb·10-14 |
t,ºC |
Kb·10-14 |
t,ºC |
Kb·10-14 |
0 |
0,112 |
25 |
1,01 |
60 |
9,61 |
150 |
234 |
5 |
0,186 |
30 |
1,47 |
70 |
21,0 |
165 |
315 |
10 |
0,293 |
35 |
2,09 |
80 |
35,0 |
200 |
485 |
15 |
0,452 |
40 |
2,92 |
90 |
53,0 |
250 |
550 |
18 |
0,570 |
45 |
4,02 |
100 |
59,0 |
|
|
20 |
0,680 |
50 |
5,47 |
122 |
120,0 |
|
|
Решение. Находим ионное произведение (Kb) для температуры 33°С:
Оценим концентрацию ионов водорода:
Рассчитаем показатель ионов водорода (pH), характеризующий реакцию воды:
Величина рН немного меньше 7, значит реакция пластовой воды слабокислая.
Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.
Лекция 16. 5.2. Физические свойства пластовых вод
Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод.
5.2.1. Плотность
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010–1210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений → 1007–1014 кг/м3; для палеозойских → 1040–1048 кг/м3; сеноманские воды → 1010–1012 кг/м3.
5.2.2. Вязкость
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатными и они приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды (рис. 5.1). С возрастанием температуры вязкость уменьшается. От давления вязкость зависит двояко: в области низких температур (0-32о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32о С возрастает.
Рис. 5.1. Зависимость вязкости различного типа вод от температуры (по В.И. Сергеевич и Т.П. Жузе):
1. – вода Каспийского моря при 29,4 Мн/м2;
2,3. – хлоркальциевый тип воды Туймазинского месторождения при 19,6 Мн/м2 и 29,4 Мн/м2; 4. – чистая вода при 29,4 Мн/м2