5.2.2. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных (стандартных) условиях

Вязкость жидкости - это свойство оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную вязкости.

Динамическая вязкость μ определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(см) на 1 м² слоя действует сила трения 1Н и измеряется в Па.с.( Паскаль в секунду).

Кинематическая вязкость v представляет собой отношение динамической вязкости к плотности р. Единица измерения кинематической вязкости - м²/с.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости к вязкости дистиллированной воды.

Вязкость пластовой нефти характеризует ее подвижность в пластовых условиях и существенно влияет на продуктивность скважин и эффективность разработки залежей. Этот параметр зависит от целого ряда факторов, главными из которых являются газосодержание, молекулярный состав нефти и температура, при которой она находится. Вязкость нефти тем ниже, чем больше в ней растворено углеводородных газов, чем выше температура и легче ее молекулы.

Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется в широких пределах. В Западной Сибири наиболее распространены нефти с вязкостью 1-5 мПа.с. Встречаются нефти с вязкостью от 0,5 до нескольких сотен мПа.с.

5.2.3. Газосодержание

Газосодержание (σ) характеризует количество газа, растворенное в пластовой нефти и переведенное в стандартные условия. Этот параметр определяется по формуле:

σ

(5.2)

=V_г/V_п.н.,

где V_г - объем растворенного в нефти газа в поверхностных (стандартных) условиях;

V_п.н - объем пластовой нефти.

Этот параметр зависит от давления и температуры, при которых находится пластовая система, свойств нефти и газа. Чем выше давление, тем больше может быть растворено газов в нефти, и наоборот, газосодержание тем выше, чем ниже температура пласта. Легкие нефти могут при прочих равных условиях растворить больше газа. Жирные газы (обогащенные тяжелыми гомологами метана) легче растворяются в нефти, чем легкие, метановые газы.

Пластовые нефти с растворенным газом характеризуются давлением насыщения, при котором начинается выделение первых пузырьков газа из нефти. При давлении в пласте выше давления насыщения смесь углеводородов находится в однофазном жидком состоянии. При снижении давления ниже давления насыщения система переходит в двухфазную смесь жидких и газообразных углеводородов.

Давление насыщения и газосодержание определяются по результатам лабораторных исследовании глубинных проб пластовых нефтей, отбираемых специальными пробоотборниками, а также по данным промысловых исследований по результатам дегазации нефтей на сепараторах. Эти значения обычно различаются, т.к. условия дегазации в лаборатории и в стволе скважины и на сепараторе различны. Если в лаборатории применяют однократную, в лучшем случае 3-4 ступенчатую сепарацию, то в скважине дегазация идет в процессе непрерывного уменьшения давления при подъеме нефти на поверхность. В то же время точность замеров на промысле значительно уступает лабораторным. В настоящее время используется также метод определения давления насыщения и других параметров пластовых нефтей по результатам компьютерного моделирования. Метод дает неплохие результаты.

Газосодержание, определяемое по данным промысловых исследований, называется промысловым газовым фактором.