Какими свойствами характеризуются пластовые воды

Какими свойствами характеризуются пластовые воды thumbnail

Свойства природного газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения,
либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из
предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6,
пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98 div 99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев
сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

  1. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3)
    и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 textdegree C плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для
    углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

    Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 textdegree C) к плотности воздуха при тех
    же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6div1,1.

  2. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

    S=alpha P^b,

    где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

    P – давление газа над жидкостью,

    alpha – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям),
    растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;

    b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

    Значение alpha и b зависят от состава газа и жидкости.

    Коэффициент растворимости alpha для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 div 11 м3/м3 на 1МПа.
    Показатель b изменяется в пределах 0,8 div 0,95.

    На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора
    только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

  3. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 textdegree C обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и
    температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа,
    причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.
  4. Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 textdegree C. Весовая
    теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная – в кДж/м3.
  5. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или
    единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

    Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ
    сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при
    каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы
    велико ни было давление, называется критической температурой.

    Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это
    предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например,
    критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 textdegree C.

  6. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

    Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются
    верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

    Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются
    кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

    Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в
    газообразной фазе в системе газ – гидрат меньше, чем в системе газ – вода.

    Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются
    после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

    Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут
    образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед.
    Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение –
    поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами,
    расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2 div 3 textdegree C.

Читайте также:  Какую информацию о свойствах объекта можно получить из окна

Свойства пластовой воды

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает
наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В
нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный
газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не
только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют
связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до
проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных
перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где
происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так
как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому
вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на
поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах.
Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие
в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и
магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде
коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или
отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений
содержатся другие вещества: углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности

eta_B=frac{V_B}{V_П},

где eta_B – коэффициент водонасыщенности; V_B – объем воды в породе; V_П – объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности

eta_H=frac{V_H}{V_П},

где eta_H – коэффициент нефтенасыщенности; V_H – объем нефти в породе; V_П – объем пор.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70 % объема пор и в большинстве
коллекторов составляет 20 div 30 % этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35 div 40 % и небольшой проницаемости пород пласта из скважин
может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Рассмотрим основные физические свойства пластовых вод.

  1. Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде
    солей, отнесенных к 100 г раствора.

    Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной
    воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м3 – в рапах.

    Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

    На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль,
    растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают
    воде сульфаты кальция и магния, образующие “вторичную соленость”.

  2. Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более.
  3. Сжимаемость. Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в
    пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5div 5·10-5/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде
    растворенного газа повышает ее сжимаемость.
  4. Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению
    растворимости в ней газа.
  5. Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом.
  6. Вязкость пластовой воды при 20 textdegree C составляет 1мПа·с, а при 100 textdegree C – 0,284 мПа·с.
Читайте также:  На каком свойстве информации отразится ее

Источник

1.3.5 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

v К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

· Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

· Подошвенной называется вода, залегающая под водо-нефтяным контактом (газо-водяным контактом).

· К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

v К чужим (посторонним) относятся воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше или ниже данного нефтегазоносного.

v К техногенными или искусственно введенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1.5 – 2.0 м3/м3, обычно оно равно 0.2 – 0.5 м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3 ¸ 5)*10-4 МПа-1.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0.8 до 1.2.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0.2 – 1.5 мПа×с.

Источник

Пластовые воды весьма существенно влияют на качественные и коли­чественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цемен­тировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды — постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют важную роль в поис­ках, формировании и разработке залежей.

В нефтепромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в нефтяном пласте, или нефтяные воды (законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые).

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

Вода различается по наличию растворенных в ней примесей и солей. По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горя­чие. Температура воды существенно влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизон­тов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредствен­но в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей струк­туры.

При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание глав­ных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов — бактериоло­гический или микробиологический. Минерализация вод нефтяных место­рождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Читайте также:  Какое свойство в большей степени определяет прочность химической связи

Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Ее оценивают по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С. По размеру сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей 1 г/л), слабосолоноватые (1—5 г/л), солонова­тые (5—10 г/л), соленые (10 — 50 г/л), рассолы (50 г/л).

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион С1~, сульфат-ион SO4″, гидрокарбонатный и карбонатный ионы НСО3 и СО3″, а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия Na, кальция Са, магния Мд, железа Fe и SiO2 (в коллоидном состоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды — ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в экви­валентную следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) раз­делить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выра­жены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100 %.

Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повы­шенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной зале­жи — нафтеновых кислот. По их химическому составу это обычно хлорид-но-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбонатно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.

При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйствен­ных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под кото­рой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Са(НСО3)2, Mg(HCO3)2, CaSOH, CaCO3, СаС12, МдС12. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Мд, постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Мд, за исклю­чением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Мд. Временная жесткость воды может быть найдена по разности об­щей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью.

По О.А. Алексину, природные воды по жесткости разделяются на следующие типы:

· очень мягкие,

· умеренно жесткие,

· жесткие

· очень жесткие.

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 времен образования залежи вода).

В связи с большим разнообразием природных вод многими исследова­телями были предложены различные системы классификации вод на осно­ве тех или иных признаков. Большинство классификаций основано на химическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компонентами растворенных в воде веществ. Наиболее инте­ресные классификации предложены В.И. Вернадским, В.А. Александровым, В.А. Сулиным, Пальмером.

В основу классификации пластовых вод по Пальмеру положено соот­ношение в воде:

· количеств ионов щелочных металлов К+
и Na+ (а),

· ионов щелочноземельных металлов Са2+
+ Мд2+ (Ь)

· анионов сильных кислот СГ (d).

В зависимости от преобладания тех или иных ионов в воде Пальмер разделяет все воды на пять классов.

Класс:

d<a

d = a

a<d<a + b

d = a + b

d>a + b

Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторич­ная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность.

В соответствии с классификацией природных вод по В.А. Сулину, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, последние подразделяются на четыре генетических типа:

· сульфатно-натриевые;

· гидрокарбонатно-натриевые;

· хлормагниевые;

· хлоркальциевые.

Принадлежность воды к определенному генетическому типу устанавливают по отношению эквивалентов отдельных ионов.

Согласно классификации природных вод по В.А. Сулину, каждый тип вод подразделяется на группы:

· гидрокарбонатные,

· сульфатные,

· хлоридные.

Группы, в свою очередь, подразделяются на классы и под­группы. Воды относят к определенной группе и подгруппе на основании отношения эквивалентов отдельных ионов.

В большинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

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

Источник