Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

А.Т. Росляк

ФИЗИКА ПЛАСТА

Курс лекций

 

 

Томск 2008

 

 

Лекция 1

ВВЕДЕНИЕ

Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов — без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа.

Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.

Важное место в курсе отводится физике и физико-химии вытеснения нефти и газа из пористых сред вытесняющими агентами. Эти материалы служат теоретической основой современных методов увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.

Тема 1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД —

КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1) гранулометрический (механический) состав пород;

2) пористость;

3) проницаемость;

4) капиллярные свойства;

5) удельную поверхность;

6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность);

8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

Виды пород-коллекторов

Нефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени.

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду.

По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические.

К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.

К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.

Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.

Анализ статистических данных по опыту разработки и эксплуатации месторождений показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения.

По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений.

Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся:

пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала;

к хемогенным – каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.;

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот – пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор.

1.      Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры) – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2.      Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счет растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

3.      Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃· МgСО₃). При доломитизации идет сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al₂O₃·2•SiO₂·H₂O).

4.      Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5.      Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор, описанные под пунктами (2–5), так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

По Ф.И.Котяхову  в основу деления пустот матрицы на поры и каверны должны быть положены физическая сущность явлений и вытекающие из нее практические выводы.. Например, во многих отношениях к порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам — пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается.

Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что:

1) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю;

2) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны;

 3) методы определения их емкости также различны.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости , называется отношение суммарного объема пор  в образце породы к видимому его объему :

                                   (1.2)

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости  принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через П_СТ и определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д. Динамическая полезная емкость коллектора П_дин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

В таблице приведены коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

 

 

Фиктивный грунт

Удельная поверхность

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характер

фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы. Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины — сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости). Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составит

 ,                               (1.4)

где S — удельная поверхность в м²/м³;

m — пористость в долях единицы;

d — диаметр частиц в м.

Для песчинок радиусом г = 0,1 мм, удельная поверхность будет равна (если пористость  m = 0,26)          

Удельная поверхность частиц с радиусом 0,05 мм составит уже 44 000 м²/м³

 

 

Лекция 2

 

Проницаемость горных пород

Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

                                             (1.5)

где v – скорость линейной фильтрации;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени;

Μ – динамическая вязкость жидкости;

F – площадь фильтрации;

Δр – перепад давления;

L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:

.                          (1.6)

 

За единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³ /с.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см² расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см³/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см² = ~105 Па, 1 см³ = 10^-6 м³, 1 см² = 10^-4 м², 1 спз = 10^-3 Па • сек, получим следующее соотношение:

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.6) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

 

,                                        (1.7)

где  — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению  в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством (увеличением) его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

,

где и  — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически и используя закон Бойля — Мариотта,

 

получим

 ,                                               (1.8)

где  — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

.                            (1.9)

Насыщенность коллекторов

Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S :

•     водонасыщенностью – Sв;

•     газонасыщенностью – Sг;

•     нефтенасыщенностью – Sн.

       Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены все поры: капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремились к верхней части ловушек, выдавливая вниз воду, и та легче всего уходила из трещин, каналов, а оставалась в микропорах.

Из капиллярных, особенно субкапиллярных пор и микротрещин вода плохо вытесняется, в силу действия капиллярных явлений. В порах маленького размера вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому в пласте всегда находится остаточная, погребённая вода (Sв ост) с периода формирования залежи.

Количество остаточной воды (Sв ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд.

Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта считается хорошим показателем залежи.

 Подобная закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров.

При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти.

Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и других. Очень часто это проявляется для малых малодебитных месторождений Западной Сибири.

В пределах нефтяных залежей большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур. К зоне водонефтяного контакта (ВНК) её величина может значительно снижаться.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

       Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (Sн) и газонасыщенности (Sг):

 , (1.18)

где Vв, Vн, Vг – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.

Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %. То есть, для образцов пород, в случае фильтрации систем: нефти, газа и воды справедливо соотношение:

                              Sв + Sн + Sг = 1,      Sг = 1 – (Sв + Sн).              (1.19)

От объёма остаточной воды в залежи зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность объёма сообщающихся пор и объёма, занятого остаточной водой:

Пст = Vсообщ. пор – Vв ост .                              (1.20)

В зависимости от перепадов давлений, существующих в пористых средах, свойств фильтрующихся жидкостей, свойств поверхности пород, соприкасающихся с пластовыми флюидами, та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость в порах) не движется в порах.

Величина порового пространства, занятая остаточной водой влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.     

       На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

Карбонатность горных пород

       Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО₃, доломита – СаСО₃· МgСО₃, соды – Na₂СО₃, поташа – K₂СО₃, сидерита – FeСО₃ и других.

Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО₃), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом.

Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО₃ + 2HCl = CаCl₂ + CO₂↑ + H₂O.                 (1.21)

       По объёму выделившегося газа (CO₂) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО₃).

Лекция 3

 

Состав нефтей

В тесной связи с химическим составом нефти находятся ее физико-химические свойства в пластовых условиях, которые определяют закономерности движения ее в пласте.

Химическим составом нефти обусловлены некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений. Например, одни из нефтей содержат больше парафина, смол и поверхностно-активных веществ, другие меньше. В зависимости от этого эксплуатация месторождения будет в той или иной мере осложнена из-за отложения парафина в трубах и образования водонефтяных эмульсий, которые необходимо разрушать. Поэтому химический состав нефти и ее физико-химические свойства необходимо знать с начала эксплуатации залежи.

По элементарному составу многие нефти более чем на 99% состоят из углерода и водорода. В небольших количествах в нефти содержатся кислород, азот, сера и в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, а иногда радий.

Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава С_nН_2n+2 и полиметиленовые углеводороды или нафтены (С_nН_2n). Кроме парафинов и нафтенов, одна из постоянных составных частей нефти — ароматические углеводороды, но они весьма редко бывают главной ее составной частью. Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение — образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и в поровых каналах пласта.

Таким образом, в промысловой практике кислород, азот и серосодержащие соединения, а также парафин и церезин имеют особое значение. Рассмотрим эти соединения более подробно.

Парафин

Очищенный парафин представляет собой бесцветную или белую кристаллическую массу, не растворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах.

Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м³ при 15° С. Температура плавления парафина ввиду неоднородности его химического состава находится в пределах 40—60° С.

Состав и природа нефтяного парафина очень сложны, и данные о строении и свойствах углеводородов, входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что он состоит из двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов и церезинов.

Парафинами называют углеводороды состава С₁₇ — С₃₅, имеющие температуру плавления 27—71° С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С_3б—С_5б), а температура плавления их 65—88° С. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют пластинки и пластинчатые ленты, переплетающиеся между собой. Кристаллы легкоплавкого парафина имеют большие размеры, чем тугоплавкого. Церезины же кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.

Предполагается, что парафиновые и церезиновые углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава С_nН_2n+2 причем парафины, по-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т. е. они представляют собой смесь изопарафинов. Содержание парафинов в нефти иногда достигает 13—14% и больше.

Физические и физико-химические свойства нефтяных парафинов, а также условия их выделения из нефти и отложения в скважинах изучены недостаточно, что задерживает усовершенствование методов борьбы с их отложениями.

Сернистые соединения нефти

Нефти Российской федерации содержат от долей процента до 5—6% серы. Она присутствует в нефтях и в свободном состоянии и в виде сероводорода, но в основном входит в состав различных сернистых соединений и смолистых веществ.

Из органических сернистых соединений в нефти найдены меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др.

Для одной из нефтей России получены следующие данные о массовой концентрации различных сернистых соединений в нефти в процентах [29].

Свободная сера ……0,06    Сульфиды……………0,28 Сероводород………. 0,023

Дисульфид…………………...0,17  Меркаптаны……………………0,12 Остаточная сера ……………2,15

Меркаптаны (R–SН) имеют строение, аналогичное спиртам. Метилмеркаптан (СН₃SН) – газообразное вещество (температура кипения 7,6° С). Этилмеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях – жидкости. Со щелочами и окислами тяжелых металлов меркаптаны образуют меркаптиды.

Меркаптаны и сероводород – наиболее активные сернистые соединения нефти кислого характера. Они вызывают сильную коррозию оборудования.

Сульфиды и дисульфиды представляют собой нейтральные жидкие вещества, не реагирующие со щелочами. Считается, что из сернистых соединений известного строения сульфиды наиболее распространены в нефти, а дисульфиды имеют вторичное происхождение и образуются в результате окисления воздухом меркаптанов.

Асфальто-смолистые вещества

Содержание асфальто-смолистых веществ в нефтях РФ колеблется в пределах 1 –40%. Наибольшее количество смол содержится в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими углеводородами.

Асфальто-смолистые вещества — высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот.

Основная масса асфальто-смолистых веществ состоит из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, что затрудняет их изучение.

Различные составляющие асфальто-смолистых веществ отличаются по физическим свойствам, например, растворимостью в углеводородах. На этой основе асфальто-смолистые вещества делятся на:

1) нейтральные смолы, растворимые в легком бензине (петролейном эфире);

2) асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в бензоле;

3) асфальтогеновые кислоты и их ангидриды — вещества кислого характера, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в бензоле.

Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде — жидкие или полужидкие вещества от темно-желтого до коричневого цвета плотностью 1000—1070 кг/м³. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол.

К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно просто на свету, а наиболее интенсивно протекает при нагревании с одновременным продуванием воздуха.

Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются также нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. При растворении (например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол асфальтены набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по-видимому, в виде коллоидных систем.

Асфальтогеновые кислоты — смолистые вещества кислого характера. В их состав входят углерод, водород, кислород и сера (до 3%). Содержатся они в нефти в небольших количествах. По внешнему виду асфальтогеновые кислоты — вязкие смолообразные вещества темного цвета плотностью больше единицы. Натровые соли асфальтогеновых кислот, которые могут образоваться при контакте щелочных вод с нефтью, плохо растворимы в воде.

Содержание компонентов нефти выражают массовой (в процентах) или мольной концентрацией (в долях единицы). При этом обычно указывают содержание только газовых и наиболее летучих жидких компонентов (пентана, гексана и др.). Все остальные компоненты рассматривают как тяжелый нелетучий остаток.

 

Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти делятся на три класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5%), сернистые (при содержании серы более 0,5% – 2%) и высокосернистые (более 2%).

По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (содержание смол ниже 18%), смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолистые (выше 35%).

По содержанию парафина (точнее, по застыванию масляных фракций) нефти делятся на три подкласса: малопарафинистые (1,5% по массе) , парафинистые (1,5 – 6%) и высокопарафинистые (более 6%) (при застывании масляной фракции нефти соответственно ниже —15° С, от —15° до +20° С и выше +20° С).

В промысловой практике нефть считается парафинистой при содержании в ней более 2% парафина.

На территории РФ встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти различных пластов одного и того же месторождения могут сильно отличаться друг от друга. Однако нефти каждого района СССР имеют свои особенности.

Так, например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. В бензиновых фракциях преобладают нафтеновые углеводороды. Бакинский район характеризуется большим разнообразием свойств и состава нефтей. Здесь наряду с бесцветными, состоящими из одних только бензиновых и керосиновых фракций, встречаются тяжелые нефти, не содержащие бензиновых фракций. Имеются нефти высокосмолистые, а также почти совсем не содержащие смол. Многие нефти Бакинского района содержат нафтеновые кислоты и почти не имеют парафина. Нефти Западной Сибири в основном малосмолистые, малосернистые, малопарафинистые.

 

Лекция 5

Физические свойства нефти

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400–1000 м³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчёте запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства  нефтей пластовых и дегазированных (поверхностных).

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, поверхностных – по пробам из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки. Разберем их подробнее.

Плотность

Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объёма [кг/м3; г/см3]: 

.                                (2.1)

Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м³.

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти  обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти,

плотность которых в пласте меньше 500 кг/м³ при плотности сепарированной нефти 800 кг/м³.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности (рис., правая ветвь кривой). При снижении давления до точки начала выделения газа плотность недонасыщенной нефти уменьшается (правая ветвь кривых).

 

Вязкость нефти

Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Растворимость газов в нефти

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

       Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

,                               (2.11)

где Vг – объём растворённого газа при данной температуре;

 – коэффициент растворимости газа;

  Vж – объём жидкости-растворителя;

Р – давление газа над поверхностью жидкости.

Коэффициент растворимости газа  показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:

 .                                                     .                             (2.12)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.

При дифференциальном разгазировании часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья.

 Строгое соблюдение условий дифференциального разгазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому этот процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование.

Газовый фактор пластовой нефти

где Vг – объём газа, выделившегося из объема Vн нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования. Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

 Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15 К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м³/м³. То есть в 1 м³ нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м³ газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м³/м³, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м³/м³.

 

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.

Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объёмной упругости:

,                           (2.13)

где ∆V – уменьшение объёма нефти;

V – исходный объём нефти;

∆Р – увеличение давления.

Из выражения (2.13) следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (βн ≈ 0,4–0,7 ГПа^–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^–1, приставка Г – гига → увеличение в 10⁹).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 2.5). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 2.5, 2.6).

                             Рис.2.5                                                        Рис 2.6                

С уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения.

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

 

Объемный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

,                                    (2.14)

где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

 

 

Если в начальный момент времени давление в пласте P₀ = P_пл > P_нас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению V_пл и, соответственно к уменьшению объемного коэффициента нефти (Рис.2.7).

Рис.2.7

Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. 

Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

 Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U –  степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

 

         

Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН₄–С₄Н₁₀: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H₂S, N₂, CO, CO₂, H₂, Ar, He, Kr, Xe и других.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С₁–С₄. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С₅ равна 28^оС, а для н-С₅ → 36^оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С₅ за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

Состав газовых смесей выражается в виде массовой или объемной концентрации компонентов в процентах и мольных долях.

,                                   (2.15)

где Wi - масса i-го компонента;  ΣWi - суммарная масса смеси.

,                            (2.16)

где Vi - объем i-го компонента в смеси;  Σ Vi - суммарный объем газа.

,                   (2.17)

где ni - число молей i-го компонента в смеси; Σпi - суммарное число молей газа в системе.

Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро. Так как равные объемы любых газов при одинаковых температуре и давлении содержат одинаковое число молекул, то объем i-го компонента смеси будет пропорционален числу молей i-го компонента:

,                         (2.18)

где К — коэффициент пропорциональности. Следовательно

,                  (2.19)

т. е. концентрация компонента в процентах по молям (% мол.) в смеси газов при атмосферном давлении практически совпадает с объемной концентрацией этого компонента в процентах (% об.).

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м³ которого содержится более 60г газового бензина.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,03	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,15	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	1,0	0,1	0,56
Заполярное	98,6	0,17	0,02	0,013	1,1	0,18	0,56

 

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преобладанием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.3). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.     

Таблица 2.3

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Отност. плотность
Вуктыльское	74,80	8,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское (БУ–8, БУ–14)	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

 

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С₃, С₄ легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан.      При нормальных условиях углеводороды от метана СН₄ до бутана С₄Н₁₀ находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. Упругость насыщенных паров углеводородов, т. е. то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние, повышается с ростом температуры и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Упругость пара — нелинейная функция температуры. Графики на рис. 2.9 построены так, чтобы получить линейную зависимость между упругостью паров углеводородов и температурой: шкала упругости пара принята логарифмической, а температурная шкала (в °С) принята произвольной.

Рис.2.9

Удобство таких графиков заключается в том, что они позволяют легко и быстро определять по известной упругости пара при некоторой температуре упругость его паров при других температурах. Для этого проводят прямую линию через, известную точку и общую точку пересечения прямых упругостей паров (находящуюся вне графика на продолжении правой верхней части диаграммы).

Из рис. 2.9 следует, что давление паров метана наибольшее; при нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия 1 давления ненасыщенного пара метана), так как его критическая температура t = -82,95° С. Давление насыщенных паров других углеводородов намного ниже. Например, бутан при t = - 20° С имеет упругость паров, равную 0,22 Мн/м² (2,2 кГ/см²).

К расчёту физико-химических свойств газа как многокомпонентной смеси можно применять принцип аддитивности.

Аддитивный подход к расчёту физико-химических и технологических параметров означает, что каждый компонент газа в смеси ведёт себя так, как если бы он в данной смеси был один.

Следовательно, для оценки макроскопических свойств нефтяного газа (при н.у. и с.у.) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

,                     (2.20)

где где N_i – мольная доля; g_i – весовая доля; V_i – объёмная доля; П_i – физико-химическое свойство i-го компонента.

Для идеальных газов общее давление в системе (смеси газов) равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

,                              (2.21)

где Р – общее давление смеси газов; р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси. Откуда

 ,                         (2.22)

.                   (2.23)

То есть, парциальное давление компонента в газовой смеси равно произведению его молярной доли на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов (Vi) компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

,                                     (2.24)

где V – общий объём смеси газов; Vi – мольный объём i-го компонента газа в смеси.

По аналогии с уравнениями (2.22–2.23) мольный объём компонента в газе можно оценить:

.              (2.25)

Как аддитивные величины рассчитывают все физико-химические свойства газа, например, плотность смеси газов:

 ,              (2.26)

где ρi – плотность i–го компонента;     Ni – мольная доля i–го компонента.

 

Плотность газов

За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса данного газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при нормальных условиях:

,                                (2.34)

где ρ_r и ρ_в — плотности газа и воздуха в кг/м3. Чем жирнее газ, т. е. чем больше он содержит тяжелых компонентов, тем больше его плотность.

Плотность газа может быть также найдена по его относительной молекулярной массе. Для смеси газов их средняя (кажущаяся) молекулярная масса рассчитывается по известному Мольному компонентному составу газа по формуле

,                  (2.35)

где М — средняя относительная молекулярная масса газа; M₁, М₂ , ..., М_п — относительные молекулярные массы соответствую­щих компонентов; y₁, y₂, ..., у_п — мольные доли компонентов. Один киломоль (кмолъ) любого газа при нормальных условиях занимает объем, равный 22,4 м³. Следовательно, относительная плотность газов (по воздуху) может быть определена по их средним молеку­лярным массам из соотношения

,                                     (2.36)

Кроме того, по известной плотности газа при нормальных условиях средняя молекулярная масса газа может быть найдена по формуле

М = 22,4ρ₀ .                        (2.37)

В табл. 2.5 приведены величины относительной плотности (относительно воздуха) некоторых газов.

Таблица 2.5. Относительная плотность некоторых газов (относительно воздуха)

Газ	Относительная плотность
Воздух	1
Гелий	0,138
Азот	0,97
Углекислый газ	0,518
Сероводород	1,191
Метан	0,55
Этан	1,038
Пропан	1,52
Бутан	2,0065

 

Плотности многих углеводородных газов и сероводорода больше плотности воздуха (табл. 2.5). Поэтому они могут накапливаться в помещениях насосных, в колодцах и т. д., где возможны пропуски газа в арматуре оборудования. Это необходимо учитывать при проектировании промыслового хозяйства, при проведении работ на промысле и принимать меры к устранению вредного влияния газов на здоровье персонала.

Вязкость газов

Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью р_г, средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул ν соотношением

.                                               (2.38)

Формула (2.38) определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы (2. 38) также следует, что с увеличением температуры вязкость газа должна возрастать, так как скорость молекул ν увеличивается, если даже ρ и λ остаются постоянными. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Поэтому вязкость газов почти не зависит от давлений, если они близки к атмосферному, и увеличивается с ростом температуры. В пределах одного гомологического ряда вязкость газов уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев.

При содержании в углеводородном газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и оценивать средневзвешенную вязкость смеси по правилу аддитивности

,                          (2.39)

где μ — динамическая вязкость смесей углеводородных газов и азота; μ_а и μ_у — динамические вязкости азота и углеводородной части смеси газов; у_а — мольная доля азота в составе газа.

 

Растворимость газов в нефти

Распределение компонентов нефтяного газа в жидкой и газовой фазах определяется закономерностями растворения газа в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:

,                                  (2.40)

где   V_r — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, в м³; V_ж — объем жидкости, в которой растворяется газ, в м³; а — коэффициент растворимости в 1/Па; р — абсолютное давление газа в Па.

Из (2.40) следует, что коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу:

.                            (2.41)

Коэффициент растворимости измеряется в Па^-1 = 1/Па. Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот (рис. 2.12. Из рис. 2.12 следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных величинах растворимости газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с различным фракционным и углеводородным составом нефтей. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов (туймазинская и ромашкинская нефти содержат во фракциях, выкипающих до 300 °С, около 52% парафиновых углеводородов; в сураханской и небитдагской нефтях

Рис. 2.12. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 оС:

1 – ромашкинская (Р); 2 – сураханская (С); 3 – небитдагская (Н);

4 – туймазинская (Т), по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе

 

их содержится 42—43%). Установлено также, что при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале давления (т. е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (С0₂, С₂Н₆, С₃Н₈) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а при растворении метана в нефти обратное испарение наблюдается лишь при очень высоких давлениях.

Из рис. 2.12 следует также, что на растворимость газов в нефти природа их влияет больше, чем состав нефти.

Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигая 4-5*10^-5 Па^-1 /4-5 м³/( м³ × am).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти при повышении температуры. Так, например, в нефти месторождения Ромашкино при 15 МПа (150 ат) и t = 40° в 1 м³ нефти растворяется 59 м³ газа, а при t = 60° растворяется 53 м³.

Установлено, что количество растворяющегося или выделяющегося из нефти газа при одних и тех же условиях зависит еще от характера процесса — идет ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном дегазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно меняется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. При этом количество выделяющегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.

При дифференциальном дегазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.

Представление о количестве газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, дают кривые разгазирования (рис. 2.13). Большая часть кривых разгазирования нефтей обычно похожа на кривую 1

Рис.2.13 Кривые разгазирования новодмитриевской нефти

(по данным ВНИИ)

1 – плотность 809 кг/м³ при t=20˚C; 2 – плотность 809 кг/м³ при t=104˚C;  

3 – плотность 824 кг/м³ при t=105˚C;  

 Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения (об этом см. ниже).

 

Упругость насыщенных паров

Упругость (давление насыщенного пара) углеводородов характеризует то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние. У индивидуальных углеводородов в чистом виде упругость паров (Qi) есть функция только температуры: Qi =ƒ(Т).

Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры. Это повышение тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Аналогично с ростом молекулярной массы углеводорода величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах (рис. 2.14).

Анализ зависимостей, представленных ниже (рис. 2.14) свидетельствует, что давление паров метана наибольшее. При нормальных условиях метан нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия), так как его критическая температура (Ткр) = –82,4 ^оС (190,75 К).

Зависимости изменения объёма жидкого и парообразного пропана от давления при конкретной температуре (рис. 2.15 а) имеют гиперболическую форму. При сжатии

Рис. 2.14. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:

1 – метан; 2 – этан; 3 – пропан; 4 – изобутан; 5 – бутан;

6 – изопентан; 7 – пентан; 8 – изогексан; 9 – гексан;

           10 – изогептан; 11 – гептан; 12 – октан; 13 – нонан; 14 – декан

пропана от точки М до точки А он находится в состоянии перегретого (ненасыщенного) пара. Ненасыщенными (перегретыми) парами называются пары, которые при данной температуре и давлении образуют только однофазную паровую систему.

Рис. 2.15. Зависимости объёма жидкости от давления и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) при температурах К:

            1 – 283; 2 – 293; 3 – 303; 4 – 313; 5 – 323

Ненасыщенные пары могут существовать при данном давлении, если их температура выше температуры насыщенных паров, или при данной температуре, если их давление меньше давления насыщенных паров.

В точке А пар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объёма (участок АВ) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость. При дальнейшем сжатии пара будет резко повышаться давление при почти неизменном объёме. Горизонтальный участок АВ соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую фазу. Величина этого давления называется упругостью насыщенных паров природного газа при температуре опыта и обозначается Q. Чем ближе значение температуры, при которой измеряется упругость насыщенного пара газового компонента к значению критической температуры, тем короче горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривые упругости насыщенных паров, представляющие зависимости давления от температуры испарения данной жидкости (рис. 2. 15 б).

Насыщенным называется пар (газ), находящийся в равновесии с жидкостью. Для однокомпонентной системы условия равновесного сосуществования фаз определяются температурой и давлением. Между этими параметрами при равновесии существует взаимно однозначное соответствие: чем выше температура системы, тем выше давление, при котором находится данная равновесная система (рис. 2.16).

 

Рис. 2.16. Общий вид зависимости давления насыщенных паров от температуры:

АК – кривая давления насыщенных паров; I – область жидкой фазы; II – область перегретых (ненасыщенных) паров

Каждая точка кривой АК (рис. 2.16), например точка С, связывает давление насыщенных паров с температурой кипения жидкости.

Состояние вещества, при котором исчезает различие между его жидкой и газообразной фазами, называется критическим.

Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии.

Выше температуры, равной критической, газ ни каким повышением давления нельзя перевести в жидкость.

Минерализация пластовых вод

Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH₄. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода. Например, в водах горизонта Б₂ месторождения Зольное содержится до 20 г/м³ сероводорода.

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

• 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. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах.

Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д.

Исследования показывают, что состав связанной воды может быть иной, чем пластовой. Так, например, среднее содержание хлора в связанной воде ярегского песчаника (по С. Л. Заксу) оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью. Содержание хлора в связанной воде доломитов Новостепановского месторождения изменяется от 19 до 335 кг/м³ при среднем содержании хлора в водах этого месторождения около 100 кг/м³.

Еще плохо изучены органические вещества пластовых вод. Установлено, что в большинстве из них содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты. Общее содержание органических анионов достигает иногда 5 кг/м³. В жестких водах, содержащих большие количества кальция, нафтенаты выпадают из раствора в виде кальциевых мыл. Предполагается, что часть веществ, относимых в минерализованных водах к нафтеновым кислотам, представляет собой фенолы и их производные (феноляты). Все упомянутые органические составляющие перешли в воду из нефти, и они влияют на нефтевымывающие свойства вод при вытеснении нефти из пласта *.

Нефтяные залежи, имеющие промышленное значение, находятся в большинстве случаев в зоне затрудненного водообмена. Однако присутствие в некоторых пластах пресных вод обусловлено гидродинамической связью, существующей между нефтеносными пластами и поверхностными областями питания. Имеется много месторождений, где нефть залегает вместе с пресной водой или с водами, характеризующимися низкой концентрацией солей. Поэтому наличие гидродинамической связи нефтяного пласта с поверхностными источниками питания не всегда сопровождается вымыванием нефти из ловушек и разрушением залежи.

Тип пластовой воды

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

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, обусловленный наличием карбонат-анионов ( ), или бикарбонат-анионов (  ). Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном это соли соляной или серной кислот и тип воды, обусловленный их наличием, характеризуется присутствием хлор-анионов (Cl^–) и сульфат-анионов (  ).

Жёсткость пластовых вод

Соли пластовых вод влияют и определяют её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

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

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Ж_о = Ж_к + Ж_нк .                                     (4.1)

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр .

Ж_к, Ж_нк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑g_i): Ж_­о = Sg_i.                                        

Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

,                             (4.3)

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л); э_i – эквивалент i-го иона.

Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (М_I) к его валентности (n):

,                                   (4.4)

где М_i – молекулярная масса иона; n – валентность иона.

Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие группы:

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

· мягкая вода – 1,5–3,0 мг·-экв/л;

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

· жёсткая вода – более 6 мг-экв/л.

Жесткость пластовой воды и группа пластовой воды по жесткости определяются экспериментально-расчётным путём.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным кипячением или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

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

Плотность

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, то есть содержания растворённых в ней солей. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м³.

Однако встречаются и исключения, например плотность пластовых вод может достигать величины 1450 кг/м³.

Пластовые воды месторождений нефти Томской области имеют небольшую плотность, они – слабоминерализованы. Величина их изменяется в интервале:

· для мезозойских залежей 1007–1014 кг/м³;

· для палеозойских 1014–1048 кг/м³;

· для сеноманского горизонта 1010 –1012 кг/м³.

 

Вязкость

Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает.

Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа воды. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды (рис. 4.2). С возрастанием температуры вязкость пластовых вод уменьшается. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.

В области низких температур (0–32^оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 ^оС возрастает.

 

Рис. 4.2. Зависимости вязкости различного типа вод от температуры по В.И.Сергеевич и Т. П. Жузе:

1 – вода Каспийского моря при 29,4 МПа;

2,3 – хлоркальциевый тип воды Туймазинского месторождения

при 19,6 МПа и 29,4 МПа; 4 – чистая вода при 29,4 МПа

 

Сжимаемость

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

Вода – слабо сжимаемая система. Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,7·10^–10 Па^–1 до 5,0·10^–10 Па^–1.

При наличии растворённого газа величина коэффициента сжимаемости пластовой воды увеличивается. Коэффициент сжимаемости воды, насыщенной газом (β_вг) можно приближённо оценивать по формуле

b_вг = b_в (1 + 0,05×Г),                              

где b_в – коэффициент сжимаемости чистой воды, Па^–1.

Г – количество газа, растворённого в воде, м³/м³.

Лекция 9

Капиллярные силы

Молекулярные силы взаимодействия между различными веществами, насыщающими горные породы, играют важную роль в процессах извлечения нефти и газа из недр. Капиллярные силы представляют собой одну из форм проявления межмолекулярных сил.

Характер молекулярного взаимодействия зависит от природы вещества. При нормальных расстояниях между молекулами вещества (при нормальных давлении и температуре) взаимодействие молекул выражается в притяжении их друг к другу. При сильном сближении молекул возникают силы отталкивания.

Сила взаимодействия молекул Fo сильно зависит от расстояния г между  молекулами при малых г.

Функция Fo (r) для простых молекул, имеющих сферическую форму, имеет вид, показанный на рис. 5.1. Представим себе две жидкости А и В, настолько диспергированные одна в другой, что их молекулы равномерно распределены в объеме, который занимают эти жидкости.

Рис. 5.1

Пусть молекулы жидкости В сильнее притягиваются к молекулам жидкости А, чем между собой. Тогда любое случайное скопление молекул В (рис. 35) окажется недолговечным — молекулы жидкости А «растащат» молекулы жидкости В. Жидкость В является в данном случае полностью растворимой в жидкости А.

Если же взаимное притяжение молекул жидкости В намного больше притяжения молекул жидкости В к молекулам жидкости А или если между этими разносортными молекулами существуют силы отталкивания, то скопление молекул жидкости В, находящихся в жидкости А, будет устойчивым. Такие жидкости называются взаимно нерастворимыми или несмешивающимися. Следовательно, характер взаимодействия молекул различных веществ определяет их взаимную растворимость.

Рассмотрим схематично молекулы двух взаимно нерастворимых веществ, находящихся в соприкосновении друг с другом (рис. 5.2). Будем считать, что молекулы жидкостей А и В испытывают взаимное отталкивание, причем силы отталкивания действуют в направлении, перпендикулярном поверхности раздела жидкостей. Молекулы А и В испытывают также притяжение в сторону той жидкости, которой они принадлежат. Допустим теперь, что молекулы жидкости В,

Рис.5.2 Взаимное притяжение молекул А и В

находившиеся первоначально в сильно диспергированном состоянии в жидкости А, собрались в одну каплю. В том случае, когда молекулы жидкости В были сильно диспергированы в жидкости А, они обладали большей потенциальной энергией, чем когда собрались

Рис. 36

в каплю. Чтобы диспергировать жидкость В в жидкости А, нужно затратить дополнительную работу. Если не прилагать к системе, состоящей из жидкости А с диспергированной в ней жидкостью В, никакой дополнительной энергии, то молекулы жидкости В будут уменьшать свою потенциальную энергию, сливаясь в более крупные скопления. В конце концов жидкость В соединится в одну каплю. Эта капля будет иметь форму шара, если пренебрегать действием силы тяжести, поскольку потенциальная энергия молекул жидкости В в данном случае примет наименьшее значение. Следует заметить, что самопроизвольное соединение капель жидкости В будет происходить не во всех случаях. Если, например, на внешней оболочке капель присутствуют вещества, вызывающие отталкивание капель, то это будет приводить к образованию стойкой эмульсии жидкости В в жидкости А.

Итак, молекулы жидкости В, находящиеся на границе с жидкостью А, будут испытывать отталкивание от молекул жидкости А и притяжение со стороны молекул жидкости В (см. рис. 5.2). Таким образом, возникнет состояние, аналогичное тому, как будто бы капля жидкости В сжимается упругой оболочкой. В результате ( давление внутри капли не будет равно давлению в жидкости А, окружающей каплю.

Рассматривая поверхностные силы, действующие на границе раздела двух жидкостей в капле, содержащей большее число молекул, можно уже не учитывать взаимодействие отдельных молекул, а перейти к использованию понятий, свойственных механике сплошных сред. Учитывая это, рассмотрим участок поверхностей, разделяющих две жидкости в капле (рис. 5.3).

 

 

Рис.5.3 Действие усилий на элемент поверхности

раздела жидкостей А и В.

Верхний элемент поверхности относится к жидкости А, а нижний — к жидкости В; dl ₁ и dl ₂ — длины дуг поверхности, имеющие радиусы R ₁ и R ₂, a α — угол между соответствующими направлениями радиуса. Из равновесия этого участка поверхностей вытекает, что к единице длины сечения внешней оболочки капли должны быть приложена сила σ_а, а к внутренней оболочке  – сила σ_в.

Условие равновесия поверхностей раздела двух жидкостей выражается формулой Лапласа

                                                    (5.1)

 

Величина σ называется поверхностным натяжением на границе раздела двух жидкостей. Поверхностное натяжение имеет размерность силы, отнесенной к расстоянию. Его можно определить также как энергию, приходящуюся на единицу поверхности раздела между двумя жидкостями.

Если капля жидкости В имеет форму шара, то R₁ = R₂, и из формулы (5.1) получаем формулу Кельвина

.                                          (5.2)

Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свободной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз или работу образования новой поверхности в изотермических условиях:

.                                        (5.3)

Величину коэффициента поверхностного натяжения можно определить как величину работы, необходимой для образования 1 см² новой поверхности (Дж/м², Н/м).

Поверхностное натяжение является свойством не отдельно взятого вещества, а свойством поверхности контакта двух или большего числа веществ. Можно говорить, например, о поверхностном натяжении воды на границе с воздухом или на границе с нефтью, однако без указания контактирующего с водой вещества понятие поверхностного натяжения теряет смысл. Одно и то же вещество может иметь различные величины поверхностного натяжения на границе с различными веществами. Так, вода на границе с воздухом имеет поверхностное натяжение 75·10^~3Н/м, а на границе с нефтью – около 30·10^~3Н/м.

По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, о закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, о процессах адсорбции, о количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, об интенсивности проявления капиллярных сил и т. д. Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение жидкостей можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.

Коэффициент поверхностного натяжения (σ) зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов. Поверхностное натяжение с увеличением давления понижается, тем сильнее, чем ниже температура. Поверхностное натяжение уменьшается с повышением температуры. Общий характер изменения величины поверхностного натяжения с изменением давления (рис. 5.4) и температуры для нефти такой же, как и у воды.

Влияние этих факторов на величину поверхностное натяжение (σ) можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения. С увеличением давления величина (σ) жидкости на границе с газом понижается. С повышением температуры происходит ослабление межмолекулярных сил и величина поверхностного натяжения чистой жидкости (чистой воды) на границе с паром уменьшается.

Рис. 5.4 Зависимость поверхностного натяжения

небитдагской нефти от давления

1 – на границе с метаном (при t = 20°С);

2 – на границе с метаном (при t = 60°С);

3 – на границе с этан-пропановой смесью.

 

С увеличением количества растворенного газа в нефти величина поверхностного натяжения нефти на границе с газом уменьшается, а на границе с водой возрастает.

Количественные изменения величины поверхностного натяжения зависят от многих дополнительных факторов: химического состава нефти, состава газа (рис. 5.4, кривая 3), количества растворенного газа, количества и природы полярных компонентов и других факторов.

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой или другой жидкостью зависит от следующих факторов.

1. От количества имеющихся в ней поверхностно-активных компонентов: асфальтенов, смолистых веществ, нафтеновых кислот. Нефть, содержащая наименьшее количество указанных веществ, имеет наибольшую величину поверхностного натяжения на границе с водой. Наоборот, нефти, содержащие наибольшее количество поверхностно-активных веществ, имеют наименьшую величину поверхностного натяжения на границе с водой. Эта закономерность объясняется физическим смыслом величины поверхностного натяжения.

2. От природы другой жидкости, с которой нефть соприкасается. Например, при соприкосновении с водой в большинстве случаев поверхностное натяжение нефти меньше, чем при соприкосновении с воздухом. Чем выше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение на границе с воздухом и тем меньше на границе с водой.

Поверхностное натяжение большинства пластовых вод гидрокарбонатного типа (воды щелочные) на границе с некоторыми нефтями весьма невелико, от 1 до 7,5 мН/м (идёт диспергирование фаз).

Хлоркальцевый тип вод (жесткие пластовые воды, кислые по природе) имеет более высокие значения величин поверхностного натяжения на границе с пластовой нефтью, от 7 до 14 мН/м.

Морская вода на границе с нефтью продуктивной толщи Апшеронского полуострова имеет также высокое поверхностное натяжение, от 14 до 23 мН/м.

 

Смачивание и краевой угол

Величину поверхностного натяжения твердого тела непосредственно измерить трудно. Поэтому для исследования процессов взаимодействия твердых тел с жидкостями и газом пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений, протекающих на контактах между твердыми и жидкими телами. К таким методам относятся измерение работы адгезии (Адгезия измеряется работой, которую надо затратить, чтобы оторвать твердое тело от жидкости в направлении нормали к поверхности раздела), исследование теплоты смачивания и углов избирательного смачивания и т. д.

Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – несмешиваемые жидкости или жидкость и газ.

       Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет (рис. 5.5).

Гидрофильная      Гидрофобная          Нейтральная

Рис. 5.5

 

Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания Θ, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 5.5, 5.6). Краевой угол (Θ) измеряется в сторону более полярной фазы, в сторону воды. Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело.

Рис. 5.6

Из условия равновесия векторов (предполагая, что краевой угол Θ отвечает термодинамическому равновесию) получим

σ_2,3 = σ_1,3 + σ_1,2 · cos Θ                       (5.4)

откуда получается выражение для краевого угла (Θ):

cos Q = (σ_2,3 – σ_1,3)/ σ_1,2..                           (5.5)

В этих уравнениях величины σ_3,2 и σ₁₃ практически неизвестны. Поэтому о соотношении поверхностных натяжений σ_3,2 и σ₁₃ (т. е. о процессах, происходящих на границе твердого тела с другими фазами) судят по углу , который служит мерой смачивания жидкостями поверхности твердого тела и, следовательно, представляет

косвенную характеристику взаимодействия твердого тела с другими фазами.

Величина , если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания  с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью. Например, поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью, которая обладает меньшей разностью полярностей между твердым телом и жидкостью, т. е. меньшей величиной поверхностного натяжения на их разделе (рис. 5.5).

Высокополярные жидкости, т. е. жидкости с высоким поверхностным натяжением, хуже смачивают твердую поверхность, чем жидкости малополярные (т. е. обладающие меньшим поверхностным натяжением). Например, такая высокополярная жидкость, как ртуть, смачивает только некоторые металлы; вода – жидкость, менее полярная, чем ртуть, поэтому вода смачивает, кроме металлов, многие минералы и кристаллические соли; малополярные масла смачивают на границе с воздухом все известные твердые тела.

По величине угла избирательного смачивания, образующегося при контакте воды, нефти и породы, наряду с другими параметрами можно судить о качестве вод и их отмывающей и нефтевымывающей способности. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачивающие породу. Поэтому изучению явлений смачивания в нефтепромысловом деле уделяется очень большое внимание.

 

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

Упругий режим

Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом . При этом забойное давление   не ниже , нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы – энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор породы; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ нефтяной залежи.

Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающем с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5 -10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима – замкнуто-упругий режим.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность – упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении ,). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.

Водонапорный режим

С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным. Существование его связывают с наличием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объемов воды для выполнения этого условия. В естественных условиях такой режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному и достаточно надежному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинает играть роль энергия других видов: при увеличении поступления воды – энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения – энергия расширения растворенного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения  сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление ). Для него характерны высокий темп снижения пластового давления (отборов нефти) и непрерывное изменение газового фактора (отношение расхода добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение до максимального значения, затем уменьшение. Если залежь характеризуется некоторым превышением начального давления  над давлением , то в начальный период при снижении давления до значения  она работает за счет энергии упругости, либо за счет энерги упругости и напора вод. Если  <  то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями.

Газонапорный режим

Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) и вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых условиях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.

Гравитационный режим

Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности:

 1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;

2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

Смешанные режимы

Режим, при котором возможно одновременное проявление энергии растворенного газа, упругости и напора воды, называют смешанным. Зачастую его рассматривают как вытеснение газированной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при снижении  ниже . Давление на контуре нефтеносности может равняться  или быть выше его. Такой режим протекает в несколько фаз: сначала проявляется энергия упругости нефти и породы, затем подключается энергия расширения растворенного газа и дальше – энергия упругости и напора водонапорной области. К такому сложному режиму относят также сочетание газо- и водонапорного режимов (газоводонапорный режим), которое иногда наблюдается в нефтегазовых залежах с водонапорной областью. Особенность такого режима – двухстороннее течение жидкости: на залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК, нефтяная залежь потокоразделяющей поверхностью (плоскостью; на карте линией) условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разрабатываемую при водонапорном режиме.

Режимам работы нефтяных залежей дают также дополнительные характеристики. Различают режимы с перемещающимися и неподвижными контурами нефтеносности. К первым относят водонапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы, а ко вторым – упругий, режим растворенного газа и гравитационный со свободной поверхностью нефти. Водо-, газонапорный и смешанный режимы называют режимами вытеснения (напорными режимами), а остальные – режимами истощения (истощения пластовой энергии).

Названные выше режимы рассмотрены в плане их естественного проявления (естественные режимы). Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидкости, что сопровождается дальнейшим снижением давления в залежи. При вводе дополнительной энергии создаваемые режимы работы залежи называют искусственными (водо- и газонапорный).

А.Т. Росляк

ФИЗИКА ПЛАСТА

Курс лекций

 

 

Томск 2008

 

 

Лекция 1

ВВЕДЕНИЕ

Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов — без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа.

Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.

Важное место в курсе отводится физике и физико-химии вытеснения нефти и газа из пористых сред вытесняющими агентами. Эти материалы служат теоретической основой современных методов увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.

Тема 1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД —

КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1) гранулометрический (механический) состав пород;

2) пористость;

3) проницаемость;

4) капиллярные свойства;

5) удельную поверхность;

6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность);

8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

Виды пород-коллекторов

Нефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени.

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду.

По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические.

К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.

К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.

Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.

Анализ статистических данных по опыту разработки и эксплуатации месторождений показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения.

По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений.

Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся:

пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала;

к хемогенным – каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.;