Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации она может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при Vпл концентрации солей 642,8 кг/м3.
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения
, 30
где D V - изменение объема воды при изменении температуры D t, V— объем воды в нормальных условиях.
Из формулы (30) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1 К). В пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)10-5 1/°C, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды
, 31
характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу. В формуле (31) D V - изменение объема воды при изменении давления на D p, а V -начальный объем воды/.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7-5,0)10-10 Па-1, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле
, 32
где b вг - коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ. Па-1 '; b в -коэффициент сжимаемости чистой воды. Па-1; S - количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному ее объему в стандартных условиях Vн:
. 33
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121 °С) и низкому давлению, левый — к высокому давлению (32 МПа).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температура имеет большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5—10 °С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5—2 раза.
Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, то вязкость её незначительно уменьшается при насыщении газом.
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ
СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяется давление, количественное соотношение газа и нефти. Это сопровождается непрерывными изменениями состава газовой и жидкой фаз со взаимным их переходом.
Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти по стволу скважины. Из-за быстрого падения давления из нефти выделяется значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тонкодисперсную взвесь капель нефти в газовой среде.
Дальнейшее движение нефти к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями, например, из нефти , уже не содержащей газ, стараются извлечь и уловить наиболее летучие жидкие фракции для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах.
Фазовые диаграммы
Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов.
Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.21) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой. Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой.
«Критическая точка» (точка К на рис. 21) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными.
«Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке.
«Критическое давление» — давление, соответствующее критической точке.
«Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.
«Экстенсивные свойства» — свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества.
«Кривая А точек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа.
«Кривая точек росы b» — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости.
«Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия.
«Крикондентерм» (М) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Криконденбар» (N) — наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис. 21) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям.
«Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA
«Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA).
«Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.
Из рассмотрения рис. 21 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы —100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации.
Фазовая диаграмма (рис. 21.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.
С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения ее на поверхность.
Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.
Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.
Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.
Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.
Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.
Нефти. Смеси углеводородов,, которые в пластовых условиях .находятся в жидком состоянии называются нефтями. По величине усадки на поверхности .нефти могут быть с низкой и с высокой..усадкой.
Фазовая диаграмма для нефти с низкой усадкой приведена на рис. 22. Из этой диаграммы следуют две характерные особенности. Критическая точка расположена, справа от криконденбары, а линии равного объёмного содержания жидкости в смеси тесно расположены вблизи кривой точек росы. Кроме того, при атмосферном давлении и пластовой температуре смесь находится в области двухфазного состояния. При условиях ceпарации из смеси получается значительное количество жидкости, даже если ее объемное содержание в смеси очень низкое. Это явление обусловлено значительным расширением газовой фазы при низких давлениях. Характерной особенностью этой фазовой диаграммы является наличие в смеси сравнительно большого количества тяжелых компонентов.
'В зависимости от начальных пластовых условий, нефти подразделяются на насыщенные и недонасыщенные. Если начальные пластовые условия соответствуют точке А на кривой точек начала кипения (рис. 22), то, следовательно, нефть полностью насыщена газом.
Как видно из диаграммы, при снижении давления на бесконечно малую величину из насыщенной нефти выделяется газ. Есле начальные условия соответствуют точке А/, расположенной выше кривой точек начала кипения, то нефть недонасыщена газом. Для того чтобы из этой недонасыщенной нефти начал выделяться газ, давление должно быть снижено на значительную величину (до точки А).
Нефть, имеющая большую усадку, содержит больше легких углеводородов, чем нефть с малой усадкой. Критическая температура для таких нефтей ближе к пластовой температуре, а линии одинакового объемного содержания жидкости в смеси менее тесно сгруппированы вблизи кривой точек росы.
Типичная фазовая диаграмма для нефти с большой усадкой представлена на рис. 23. В этом случае как в пласте, так и на поверхности в .результате снижения давления получаются значительно меньшие количества жидкости. Эта нефть может быть как насыщена (точка А), так и недонасыщена (точка А') газом.
'Различные классы углеводородов, помимо фазовых диаграмм, могут быть охарактеризованы составом, удельным весом добываемой жидкости и газовым фактором.
Нефти с небольшими усадками имеют газовые факторы ~ 180 м3/м3, а удельный вес 0,80 г/см3 и более. Нефти с высокой усадкой имеют газовый фактор от 180 до 1400 м3/м3, удельный вес 0,74—0,80 г/см3. . Классификация большинства пластовых систем может быть проведена лишь после подробного исследования проб пластовых смесей.
ПОДЗЕМНАЯ НЕФТЕГИДРОДИНАМИКА (ПГД)
Теоретической основой ПГД является теория фильтрации - наука, описывающая данное движение флюида с позиций механики сплошной среды, т.е. гипотезы сплошности (неразрывности) течения.
Дата: 2018-12-21, просмотров: 455.
