Физические свойства пластовых вод

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод.

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.

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

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 (0-32^о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32^о С возрастает.

Сжимаемость

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

. (9.1)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,7·10^-10 до 5,0·10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле:

в_вг = в_в (1+0,05·S), (9.2)

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

Объёмный коэффициент

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

. (9.3)

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

Рассмотрим пример. Определить объёмный коэффициент пластовой воды, которая содержит 6 % солей. Пластовое давление (Р_пл) равно 350 атм, пластовая температура (Т_пл) равна 120°С.

Решение. Объёмный коэффициент пластовой воды (b_пл) равен объёмному коэффициенту дегазируемой воды (b_дег) в пластовых условиях с учетом поправок на содержание газа и минеральных солей. Пользуясь зависимостями, представленными на рисунке 9.1, определим объёмный коэффициент для дегазированной воды (b_дег) в пластовых условиях:

b_дег = f (Р_пл, Т_пл.) = 1,042 (м³/м³).

Рис. 9.1 Зависимость объёмного коэффициента пластовой воды от давления и температуры

Объёмный коэффициент воды насыщенной газом (b_г) так же находим из рис. 9.1:

b_г = f (Р_пл, Т_пл) = 1,052 (м³/м³).

Влияние растворенного в воде газа оцениваем по формуле

б_пл = б_пр(1- k·М),

где б_пл - растворимость нефтяного газа в пластовой воде, м³/м³;

б_пр - растворимость нефтяного газа в пресной воде (рис. 2.8);

k - поправочный коэффициент на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 9.1)

М - содержание солей, %.

б_пл = б_пр (1 - k·М), б_пл = 3,8 (1 - 0,033·6) = 3,05 м³/м³,

а величину k - поправочного коэффициента на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5) - 0,033;

Объёмный коэффициент пластовой воды равен:

b = b_г + (b_г - b_дег) б_пл /б_пp = 1,052 + (1,052 - 1,042) 3,05 / 3,8 = 1,05 (м³/м³).

Тепловые свойства

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

. (9.5)

Из формулы 9.5 следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды (?V) при изменении её температуры (?T) на 1°С (К). На основании экспериментальных данных известно, что в пластовых условиях величина теплового расширения воды колеблется в пределах (18-90)Ч10^-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления - уменьшается.

Электропроводность

Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Соли пластовых вод - электролиты. Электролитом называются химические соединения, которые при взаимодействии с растворителем полностью или частично диссоциируют на ионы. Электрические свойства имеют ионную природу, и пластовая вода, содержащая соли проявляет электрические свойства.

Удельная электропроводность (ч) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см² поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L). Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора с:

ч = L / (RS), ч =1/с. (9.6)

Удельная электропроводность имеет размерность в системе СИ [ом· м]^-1, в системе СГС [ом·см]^-1. С увеличением минерализации воды удельная электропроводность ее растет. Удельная электропроводность изменяется в диапазонах: у дистиллированной воды = 10^-3-10^-4; у речной воды = 10^-1-10^-2; у пластовой воды = 10^-1-1; морской воды = 3-4; воды с 5% содержанием NaCl = 6,6; воды с 20% содержанием NaCl = 20; нефтей = 0,5 · 10^-7-0,5 · 10^-6; газоконденсатов = 10^-10 - 10^-16 [ом· м]^-1.

Способы выражения состава

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать способы выражения состава смеси.

Массовая (весовая) доля (g_i) - величина, нормированная на 1 (в долях) или на 100 % и характеризует, отношение массы i-го компонента (m_i), содержащегося в системе к общей массе системы:

(9.7)

Молярная (мольная) доля (N_i) - величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует, отношение числа молей i-го компонента (n_i) к общему числу молей компонентов в системе:

, (9.8)

где m_i - масса i-го компонента;

М_i - молекулярный вес i-го компонента.

Из соотношений 9.7-9.8 легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов:

(9.9)

Объёмная доля - величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует долю (V_i), которую занимает компонент в объёме системы. С учетом выражений 9.7-9.9 можно выразить взаимосвязь объёмной доли с массовыми и мольными долями:

(9.10)

Для идеального газа соблюдается соотношение: объёмная доля компонента (V_i) равна мольной доли компонента (N_i), т. е. V_i = N_i, как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объёмов, плотностей, парциальных давлений и др.

Рассмотрим пример. Дан объёмный состав нефтяного газа (Vi, %):

CH₄ - 61,3 %; C₂H₆ - 15,4 %; C₃H₈ - 12,1 %; ?C₄H₁₀ - 6,8 %; ?C₅H₁₂ - 4,4 %.

Найти: массовый состав (g_i, в долях) газа?

Решение. Для идеального газа величины объёмных (V_i) и мольных (N_i) долей равны. Для расчета состава газа в массовых долях воспользуемся выражением (2.6). Учитывая молекулярные массы (кг/кмоль) компонентов нефтяного газа: CH₄ - 16; C₂H₆ - 30; C₃H₈ - 44; C₄H₁₀ - 58; C₅H₁₂ - 72, найдем:

g_CH4 = 61,3 16 / (61,316 + 15,430 + 12,1 44 + 6,858 + 4,472) = 980,8 / 2686,4 = 0,365,

g_C2H6 = 15,4 30 / 2686,4 = 0,172,

g_C3H8 = 12,1 44 / 2686,4 = 0,198,

g_C4H10 = 6,8 58 / 2686,4 = 0,147,

g_C5H12 = 4,4 72 / 2686,4 = 0,118.

Сумма всех долей массового состава равна 1.

Растворимость газов в воде под давлением.

Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Однако следует учитывать, что площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может быть большой, а давление в пласте достигать 50--70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии.

Процессы растворения и фазовые переходы углеводородов в водных системах, по-видимому, играли важную роль при миграции углеводородов и формировании газовых залежей. Поэтому вопросы растворимости углеводородов в воде привлекают внимание исследователей.

Содержание растворенного газа в воде можно выразить в виде молярных долей

или же в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объема V_B воды

В этих формулах п_i п п_в -- соответственно число молей (грамм-молекул), i-го компонента в водном растворе и число молей воды; Vi -- объемы газового компонента, приведенного к нормальным условиям; G -- масса воды в (г), в которой растворен компонент.

Величины N_i¹ и b_i связаны соотношением

где 22416 -- объем моля идеального газа при нормальных условиях; 18,016 -- молекулярная масса воды.

Значение Уb_i для большинства газов (за исключением углекислого газа и сероводорода) значительно меньше, чем 124,4 и поэтому можно принять

Для выражения растворимости газа в воде используется также константа равновесия

(9.11)

где N_i¹ и N_i² -- молярные доли компонента в газовой и жидкой фазах.

Законы растворимости газов в воде отличаются некоторыми особенностями. Как уже упоминалось, растворимость углеводородных (неполярных) газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала (рис. 9.2). С увеличением температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через минимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления (рис. 9.3). С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. По данным ВНИИ, растворимость азота в дистиллированной воде, например, при р=15,0 МПа и t=25°С составляет около 1,52 м³/м³, а в четырехмолярном растворе NaCl лишь около 0,48 м³/м³, т. е. более чем в 3 раза меньше.

Растворимость различных газов в воде определяется по соотношению (9.11). Константы равновесия компонентов природного газа не зависят от состава и являются функцией только температуры и давления. (В общем случае константы равновесия компонентов и в водных системах также зависят от состава газа. Однако естественный газ состоит в основном из метана и влиянием других составляющих на перераспределение компонентов пренебрегают).

Рис. 9.2. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях (по данным ВНИИ); 1,2 - дистиллированная вода; 3, 4 - раствор NaCl

Рис. 9.3. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления при 0 ?С

Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченов

где a_i -- коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость i-го газового компонента; п -- концентрация растворенной в воде соли, г-экв/л; N^1*i --молярная доля газового компонента в воде, содержащей растворенные соли.

Согласно уравнению Сеченова

Здесь K'i -- константа равновесия в минерализованной воде.

На рис. 9.4 приведены значения коэффициентов Сеченова для основных составляющих природных газов. Считается, что значение давления на коэффициент Сеченова влияет незначительно и поэтому при расчетах можно использовать коэффициенты Сеченова, определенные для атмосферных условий. Степень минерализации начинает заметно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л. Влияние состава солей, давления и других факторов на коэффициент Сеченова изучено недостаточно и обычно поправки на эти факторы не учитываются.

Рис. 9.4. Изменение коэффициента Сеченова для основных составляющих природных газов

Выпадение неорганических кристаллических осадков из попутно добываемой воды

Разработка многих нефтяных и газовых месторождений серьезно осложнена выпадением неорганических солей из попутно извлекаемой воды в нефтепромысловом оборудовании и на различных участках пласта.

Основные компоненты в большинстве отложений: карбонат кальция (СаСО₃), сульфат кальция (гипс CaSO₄·2H₂O и ангидрит CaSO₄), сульфат бария (BaSO₄).

В значительных количествах в составе отложений имеются различные примеси: сульфат стронция (SrSO₄), карбонат стронция (SrСОз), карбонат бария (ВаСО₃), карбонат магния (MgCO₃), хлорид натрия, сульфат радия. Встречаются механические примеси, продукты коррозии (окислы железа Fe₂O₃, сульфид железа FeS₂) и др. В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков часто встречаются продукты жизнедеятельности бактерий.

Отложения чистых сульфатных или углекислых солей встречаются редко. Обычно они представлены смесью основного неорганического компонента с частицами нефти, силикатов, парафина, продуктами коррозии, примесями других солей.

Большинство отложений имеет кристаллическую структуру. Процесс их формирования представляет собой массовую кристаллизацию в сложных гидродинамических условиях, в широком интервале температур и пересыщений раствора солями в присутствии большого количества примесей, способных оказывать существенное влияние на характер (свойства) кристаллических осадков.

Образование кристаллических неорганических солей как процесс состоит из ряда основных этапов: пересыщение раствора солями; зародышеобразование; рост кристаллов; перекристаллизация.

Эти этапы могут протекать либо поочередно один за другим, либо одновременно.

Пересыщение раствора солями относительно какого-либо компонента связано с увеличением концентрации последнего выше равновесной (растворимости). Условием возникновения этого процесса на нефтяных и газовых месторождениях является наличие минерализованной попутно добываемой воды и причин, вызывающих ее пересыщение. В водах многих нефтяных месторождений растворено большое количество неорганических солей.

Данные опытов показывают, что закачиваемая (морская) и пластовые воды месторождений Узень и Жетыбай химически не совместимы. При их смешивании образуется пересыщенный раствор.

Несовместимость закачиваемых вод с пластовыми -- одна из главных причин солеотложении на большинстве нефтяных месторождений. Однако образование осадков часто наблюдается до начала заводнения пластов. Значит, помимо названной причины образования пересыщенных растворов существуют и другие. Остановимся на них подробнее.

1. Изменение термодинамических условий. При этом возможно образование карбонатов кальция по схемам

пластовая вода гидратообразование

Образование СаСО₃ происходит в основном по данной схеме.

В отличие от большинства неорганических солей кальцит лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при 100 °С его равновесная концентрация составляет 14 мг/л, то при 0 °С - 85 мг/л.

Однако с уменьшением давления и температуры из раствора выпадает осадок СаСО₃, ибо на направление реакции по этой схеме в значительно большей степени, чем температура влияет парциальное давление углекислого газа. Влияние парциального давления СО₂ на растворимость N СаСО₃ в воде дано ниже.

2. Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений.

Изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к её пересыщению.

3. Поступление на забой скважины вод разных горизонтов.

4. Тепловые методы разработки.

На больших глубинах, при высоких температурах возможно частичное или полное растворение воды в нефти.

Кристаллогидраты и условия гидратообразования

Гидраты газов представляют собой твердые образования, состоящие из молекул газа и воды. Структура гидратов такова, что при определенных условиях (давлениях и температурах) молекулы газа заполняют пустоты в структуре воды, Связи между молекулами в гидрате определяются вандерваальсовскими силами, химические связи там отсутствуют.

При образовании гидратов за счет внедрения молекул газа расстояния между молекулами воды увеличиваются, в результате чего плотность воды в гидратном состоянии снижается примерно на 15% по отношению к плотности воды в состоянии льда, равной 0,85 г/см³.

Внешне гидраты выглядят как плотно спрессованный снег и обладают высокой сорбционной способностью, благодаря чему на его поверхности хорошо адсорбируются полезные углеводороды.

Структура гидрата образована из элементарных ячеек, состоящих из определенного количества молекул воды и газа, причем их соотношение зависит от размеров молекул газа, т. е. его молекулярной массы. В единице объема воды растворено до 300 объемов газа. При этом, чем выше молекулярная масса газа, тем при меньшем давлении (при одинаковой температуре) образуется новый гидрат.

Рис. 9.5. Фазовая диаграмма системы углекислый газ - вода

В физике фазовых переходов условия образования гидратов для газов принято изображать в виде диаграмм фазового состояния. Рассмотрим термодинамические условия образования гидратов на примере системы «углекислый газ--вода» (рис. 9.5).

Кривая ABD характеризует упругость паров углекислоты, причем участок АВ соответствует твердому, a BD -- жидкому состоянию. OBEFG--кривая зависимости упругости паров воды от температуры (в области, расположенной ниже этой кривой, вода находится в парообразном состоянии); ABCD -- равновесная кривая образования (разложения) гидратов. Левее этой кривой система «газ -- вода» находится в гидратном состоянии, правее этой кривой гидрат разложен. На участке АВ в равновесии находятся газ в свободном состоянии, лед и гидрат, на участке CD-- жидкий газ, вода и гидрат, на участке ВС--газ, вода и гидрат.

Как видно из рис. 9.5, на диаграмме имеются несколько точек пересечения кривых состояния компонентов системы (точки А, В, С и D).

Точка А определяется пересечением кривой упругости паров газа АВ и равновесной кривой образования гидрата при t<0?С. В точке A в равновесии находятся газ в твердом и свободном состояниях, гидрат и лед. В частности, гидрат углекислот в точке А имеет температуру -150°С, давление - 4·10^-6 МПа.

Точка В определяется пересечением равновесной кривой гидрато-образования ABC с кривой замерзания воды ОЕ. В точке В в равновесии находятся газ, вода, лед и гидрат.

Рис. 9.6. Фазовая диаграмма для системы метан - вода

Следующей является точка С, определяемая пересечением кривой упругости паров газа AbD и равновесной кривой образования гидрата BCD при t>0° С. В точке С находятся в равновесии газ, вода, гидрат и сжиженный газ. Температура точки С определяет давление, выше которого гидрат образуется не из газообразного, а из конденсированного гидратообраэователя.

В точке D в равновесии находятся гидрат, лед, вода и газ.

Для газов, критическая температура которых ниже равновесной температуры гидратообразования, диаграмма состояния имеет три особые точки. На рис. 9.6 такая диаграмма приведена для метана (точки A, В, D).

Размещено на Allbest.ru