Пластовые давление и температура

Давление, под воздействием которого находятся, жидкости и газы в продуктивном пласте, называютпластовыми, а до начала его разработки - начальным пластовым. Ориенти­ровочно пластовое давление

рпл=Нрg,

где Н-глубина залегания пласта; р-плотность жидкости;

g- ускорение свободного падения - величина практически по­стоянная (g= 9, 81 M/c2). Для большинства нефтяных месторож­дений Рпл находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и обычно не превышает гидростатическое давление столба воды, соответствующее глубине вскрытия пласта. Однако, имеются нефтяные месторождения, где начальное пластовое давление не равно гидростатическому. Такие пласты почти не связаны с дневной поверхностью.

Пласты, где давление превышает гидростатическое, называют пластами с аномальным давлением. Чем выше Рпл, тем больше при равных условиях запасы энергии пласта и тем больше нефти можно извлечь из данного месторождения или залежи.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений пластовое давление снижается, т. е. истощается естественная энергия пласта, в результате чего уменьшается скорость продвижения нефти по пористым коллекторам. С целью контроля за темпом снижения пластового давления необходимо его систематически замерять глубинными регистрирующими манометрами различной конструкции, которые спускают в скважины, или определять расчетным путем.

Температура, как и давление, возрастает с увеличением глубины залегания пластов. У самой поверхности земли она подвержена сезонным и суточным колебаниям и зависит от климатических условий. Однако уже на сравнительно неболь­шой глубине (20 - 30 м от _ поверхности земли) температура пород становится постоянной, не зависящей от поверхностных условий. Эта глубина называется в е р х н е й г р а н и ц е й п о я с а постоянной температуры. Ниже указанной границы температура пород возрастает. Для оценки быстроты возраста­ния температуры пород с глубиной используют понятия геотермической ступени и геотермического градиента.

Г е о т е р м и ч е с к а я ст у п е н ь- расстояние по вертикали в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород закономерно повышается на 10 С (в среднем G = 33 м). Геотермическую ступень приближенно мож­но определить по формуле

G = Н /((1 - (2)'

где G - геотермическая ступень, м; Н - глубина, на которой замерена пластовая температура, м; (1 - температура, замерен­ная на глубине Н, О С; (2 -среднегодовая температура воздуха на поверхности в месте замера, ос.

Например, если в скважине на глубине 1500 м. Замеренная температура равна 600 С, а среднегодовая температура воздуха у устья составляет 100 С, то геотермическая ступень

G= 1500/(60-20)=30 м.

По нефтяным районам России геотермическая ступень колеб­лется в довольно широких пределах. Tак, например, в Башкирской АССР, Татарской АССР она составляет 50-60 м, в Грозненском районе 13, 3 м.

Геотермически й г р а д и е н т Г - прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры (в среднем г= 30 С). Геотермический градиент Г и геотермическая ступень G связаны соотношением

Г= 100/G=0 СпОО м.

Например, если G = 80 м, то Г = 100: 80 = 1, 250 С/ 1 00 м. Тем­пературу в скважинах замеряют термометром, который поме­щают в специальной камере вместе с глубинным манометром.

Существуют разнообразные типы и конструкции записывающих и показывающих (максимальных) термометров.

Пластовую температуру также можно- определить с по­мощью электротермометров, спускаемых в скважину на каротажном кабеле. Полученные данные о температурах используют для изучения резервов скважин и выявления в них нефте-, газо ­и водоносных пластов и для выбора того или иного метода воздействия на проницаемости пласта.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

Состав и свойства нефти

Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.

Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.

Углеводороды предельного ряда:

Самый простейший углеводород

- метан-СН4 (газ)

- этан -С2Н6 (газ)

- пропан-С3Н8 (газ, который при обычной температуре и небольшом давлении – жидкость)

- бутан –С4Н10 (газ, который при обычной температуре и небольшом давлении жидкость)

- пентан-С5Н12 (жидкость)и т.д.

По содержанию серы нефти делятся на классы:

- малосернистые (содержание серы до 0, 5 %)

- сернистые (-//- от 0, 51 до 2 %)

- высокосернистые (-//- более 2%)

В основном нефти месторождений ТПДН «МН» относятся к классу малосернистых, за исключением Сугмутского (0, 72 %), Умсейского (0, 6 %), Крайнего (0, 6-0, 9 %) месторождений.

По содержанию смол нефти делятся на подклассы:

- малосмолистые (содержание смолы до 18 %)

- смолистые (-//- от 18 до 35 %)

- высокосмолистые (-//- более 35%)

Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к. содержание в них смол в среднем 5- 7 %.

По содержанию парафина нефти делятся на группы:

- малопарафинистые (содержание парафина до 1, 5%)

- парафинистые (-//- от 1, 51 до 6 %)

- высокопарафинистые (-//- более 6 %)

В основном все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к группе парафинистых, т.к. содержание парафина колеблется от 2, 2% до 8%.

Разделение сложных смесей на более простые называют фракционированием. Нефть разделяют на фракции путем перегонки. Фракция нефти, имеющая интервал кипения 30-205 градусов - бензин, с интервалом кипения 200-300 градусов – керосин. Оставшаяся фракция- это мазут из которого получают битумы, гудроны, масла.

В зависимости от фракционного состава различают бензиновые (легкие) и топливные (тяжелые) нефти. Нефти месторождений Муравленковского региона по фракционным составам относятся к бензиновой нефти.

Свойства нефти изменяются в процессе ее добычи – при движении по пласту, в скважине, системах сбора и подготовки, при контакте с другими жидкостями и газами.

Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение,

объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.

Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.изм. м3/м3 или м3/т.

1т нефти Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура)52, 1 м3 нефтяного газа, Сугмутского-98м3 нефтяного газа, Суторминского до 85, 8 м3 нефтяного газа, Меретояхинского -290, 9м3 нефтяного газа, а Умсейского –307, 6 м3 нефтяного газа.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам.

Давление насыщения нефтей Муравленковского месторождения 64, 4-90, 8 атм., Сугмутского – 112атм., Суторминского 64-81атм., Умсейского-258атм., Меретояхинского-295атм.

Плотность нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, давления и температуры. Плотность нефти - физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к ее объему. Ед. изм. т/м³. Пользуются понятием относительной плотности нефти численно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t=+4град.С.

Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.

Например: плотность нефти Муравленковского месторождения в пластовых условиях 0, 781 т/м³, а в поверхностных условиях-0, 853 т/м³; плотность нефти Меретояхинского месторождения соответственно, 0, 597 т/м³- 0, 833 т/м³.

В среднем плотности нефти месторождений Муравленковского региона варьируются в пластовых условиях от 0, 540 т/м3 до 0, 790 т/м³, а в поверхностных условиях от 0, 82 т/м³ до 0, 864 т/м³.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.

Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость нефти.

Ед. изм. соответственно, Па*с, м²/с.

Поверхностное натяжение представляет собой силы реакции, противодействующие изменению формы поверхности под давлением поверхностного слоя, возникающего вследствие отсутствия на поверхности среды взаимного уравновешения молекулярного притяжения. Параметр, необходимый для выбора применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

Коэффициент сжимаемости нефти – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0, 1 МПа. Он характеризует упругость нефти.