Физико-химические свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м³

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1С° По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)*10^-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления - уменьшается.

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

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 10"¹⁰ - 5,0* 10"^ш Па"¹. При наличии растворённого газа он увеличивается, и шённо может рассчитываться по формуле:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 1.7*10^-10 - 5,0* 10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближенно может рассчитываться по формуле:

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

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

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

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды - содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (Q<1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

- анионов: ОН^-; Cf^-; S0₄^2-; С0₃^2-; НС0₃^-;

- катионов: Н⁺; К⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Са²⁺; Fe³⁺;

- ионов микроэлементов: I^- ; Br^-;

- коллоидных частиц Si0₂; Fe₂0₃; А1₂0₃;

- нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:Жо= Ж_к + Ж_нк (3.33)

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм

эквивалентах на литр

где m_vi - концентрация i-ro иона в воде (мг/л); Э_i- эквивалент i-ro иона.

где М; - молекулярная масса иона;

n - валентность иона.

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

- очень мягкая вода - до 1,5 мг-экв./л;

- мягкая вода - ] ,5-3,0 мг-экв,/л;

- умеренно жёсткая вода - 3,0-6,0 мг-экв./л;

- жёсткая вода - более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом - добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₃.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаС0₃.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: ⁼ igC_H+,

где с_н+ - концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:

- нейтральная (рН=7);

- щелочная (рН>7);

- кислая (рН<7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется, Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного кта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды зуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

3.3.СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких и почти не текучих, или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей различается от зеленовато-бурого до чёрного.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Парафиновые углеводороды (алканы) - насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой С_пН_2п+2. Содержание в нефти - 30-70%. Различают формы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют ;газообразные алканы С₂-С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5-С15 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17-С53, которые входят в твердые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) - насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой C_nH_2n, C_nH_2n.₂ (бициклические) или С_пН_2п.₄(трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти - 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды - соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти - 10-15%.

Гетероатомные соединения - углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.

В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур - 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

- 28-180°С - широкая бензиновая фракция;

- 120-240°С - керосиновая фракция (150-240°С - осветительный керосин;

140-200 - уайт-спирт);

- 140-340°С - дизельная фракция (180-360°С - летнее топливо);

- 350-500°С-широкая масляная фракция;

- 380-540 - вакуумный газойль.