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

Н.А. Сваровская

ФИЗИКА ПЛАСТА

Учебное пособие

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов 650700 Нефтегазовое дело

Томск 2003

               

УДК 622.279

    Сваровская Н. А. Физика пласта: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2003. – 156 с.

 

    Приведены основные сведения о фильтрационно-ёмкостных, физико-механических и тепловых свойствах горных пород, составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов, насыщающих породы-коллекторы. Описаны теоретические основы процессов фазовых переходов углеводородных систем, поверхностно-молекулярные явления, происходящие в пласте, свойства системы нефть-газ-вода-порода, определяющие фильтрацию пластовых флюидов из пористых сред.

    Пособие подготовлено на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений ТПУ и предназначено для студентов направления 650700 Нефтегазовое дело.

 

Печатается по решению редакционно-издательского совета Томского политехнического университета

 

Рецензенты:

Пешков В.Е. – к.г.-м.н., директор Томского отделения СНИИГГиМС

Панков В.Н. – к.ф.-м.н., с.н.с., заведующий лабораторией разработ- ки и проектирования нефтяных месторождений ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК"

 

Темплан 2003

 

    Томский политехнический университет, 2003

 

 

ВВЕДЕНИЕ

    Нефть (nafta – греческое, neft – турецкое, персидское) известна людям более четырёх тысяч[u1] лет. На заре цивилизации нефть не играла большой роли в технике и быту. До нас дошли сведения о том, что нефть применялась греками, египтянами, ассирийцами для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), для изготовления туши, в военном деле ("греческий огонь"), для освещения жилых помещений и смазки колёс.

Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила за последние сто лет. В настоящее время развитие техники и промышленности невозможно представить без использования нефти и продуктов её переработки. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива (автомобильный и авиационный бензины, реактивное, дизельное топливо и прочие виды), смазочные масла, битумы для дорожных покрытий, сажа для резиновой промышленности, электродный кокс, полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные продукты.

Незаменимым сырьём для нефтехимической промышленности являются газы: попутные, природные, нефтепереработки.

    Максимальная добыча нефти, около 600 млн т в год на территории бывшего СССР, приходилась на 80-е 20 века[u2] в основном за счёт ввода в эксплуатацию высокодебитных месторождений Западной Сибири. К концу прошлого столетия объёмы добываемой нефти сократились и стабилизировались на отметке 303–305 млн т в год.

В настоящее время эксплуатируемые крупные месторождения, определяющие объёмы добычи нефти, приближаются к последним ста­диям разработки. Состояние их характеризуется значительным истощением запасов, преждевр[u3] еменным обводнением, изношенностью систем сбора и трубопроводного транспорта до 50–80 %.

Перспективные направления в нефтедобыче будут определяться уровнем мировых цен на нефть, налоговой политикой в нашей стране, научно-техни­ческими достижениями в разработке и эксплуатации месторождений, качеством разведанной сырьевой базы. Скачок цен на нефть в новом веке на рынках мира благоприятно повлиял на экономику России. В ян­варе 1999 года цена нефти за баррель составляла 10,21–10,42 доллара, а к первому октября она увеличилась до 22,66–23,10 долларов. Важным стимулом для роста добычи нефти являлись высокие цены на нефть в 21 веке[u4] . Этот фактор способствовал экспорту российской нефти в страны дальнего зарубежья. В 2000 году он составил более 144 млн т и устойчиво возрастал до настоящего времени[u5] .

Для прироста добычи нефти в России Правительством РФ были приняты Постановления о мерах по вводу в эксплуатацию бездейст­вующих, контрольных, находящихся в консервации скважин на нефтя­ных месторождениях и обеспечения гибкого, стимулирующего налого­обложения в части:

· эксплуатации месторождений с истощёнными и трудноизвлекае­мыми запасами (дебит 0,1–1 т/сут), которые составляют более 50 % от общего количества текущих извлекаемых запасов с помощью но­вых технологий;

· освоения и ввода в эксплуатацию малодебитных месторождений (в среднем на одно мелкое месторождение приходится менее 1 млн т нефти), и в России их открыто более 1400 месторождений[u6] ;

· ввода в разработку месторождений с низкопроницаемыми коллекто­рами (0,05 мкм²).

Реализовать намеченные перспективы развития нефтедобывающего комплекса и поддерживать уровень добычи нефти в России в 315–330 млн т в год невозможно без получения новых данных относительно нефтяных и газовых пластов – коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, современных знаний о природе пластовых флюидов, их физико-химических свойствах, фазовых состояниях углеводородных систем в пласте и поиска методов их извлечения.

Процесс развития нефтяной промышленности России требует применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств, а это всё зависит от состояния от­раслевой и академической науки, и не только нефтегазового комплекса, но и нефтегазового машиностроения.

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.

На комплексе знаний, полученных при изучении данного курса, основываются подходы грамотного проектирования методов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, выбора тех или иных технологий искусственного воздействия на залежь, внедрения но­вейших методов повышения компонентоотдачи пластов.

Настоящее учебное пособие посвящено описанию свойств порис­тых сред, насыщающих их жидкостей и газов, и использованию этих знаний в практических расчётах.

Автор выражает признательность и искреннюю благодарность профессорам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторож­дений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина И. Т. Мищенко, Н. Н. Михай­лову, И. И. Дунюшкину за полезные замечания и конструктивные пред­ложения, способствовавшие улучшению качества пособия.

Типы пород-коллекторов

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

Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры, полученные в процессе разрушения более древних пород (осадочных, магматических, метаморфических) и выпавшие механическим или химическим путём.

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Породы сложены из почти параллельных слоёв (пластов) различных минералов, отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. Осадочные породы по происхождению делятся на обломочные, химические, органические и смешанные.

Обломочные породы образовались в результате отложения обломков или кусочков разрушенных пород: валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины и другие.

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или как результат химических реакций протекающих в земной коре.

Породы органического происхождения являются окаменелыми останками животных и растительных организмов: известняки, мел и другие.

Породы смешанного происхождения сложены из минералов обломочного, химического и органического происхождения: мергели, глинистые и песчаные известняки.

Магматические (изверженные) породы образовались в результате застывания магмы и имеют, обычно, кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится. К ним относятся базальты, граниты и другие.

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры: сланцы, мрамор, яшмы и прочие.

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.

Тип коллектора определяется природой, структурой и геометрией порового пространства. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным (терригенный, обломочный), трещинным и смешанного строения.

К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.

В Томской области нефтяные месторождения приурочены к песчаникам и большей частью имеют гранулярный тип коллектора.

Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещинный тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено 50 % открытых запасов нефти, а в России – 12 %.

На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст.

Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые.

В Западной Сибири на участках ряда месторождений отмечается трещинно-пористые типы коллекторов: Герасимовское, Талинское и другие месторождения. Особенно такой тип коллектора характерен для палеозойских нефтей.

 

Пористость

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 счёт 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 идёт 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.

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную.

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (V_пор), независимо открытые они или изолированные (закрытые), какую имеют форму, величину и взаимное расположение.

Пористость открытая характеризует объём сообщающихся между собой пор (V_{сообщ. пор}).

 На практике величину пористости пород оценивают коэффициентом пористости ( m ), выраженным в долях единицы или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) зависит от суммарного объёма всех пор (V_пор):

 

.                       (1.4)

    Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (V_{сообщ пор}):

 

.                            (1.5)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф) характеризует фильтрацию флюида в породе. Он зависит от объёма пор через которые идёт фильтрация (V_{пор фильтр} ↔ m_о), не занятых остаточной (связанной) водой (S_в) → [m_эф.= m_о·(1– S_в)]:

 

.              (1.6)

Коллекторы, сложенные зернистыми породами (рис. 1.8), встречаются крайне редко.

Рис. 1.8. Среднезернистый квар­ цевый песок

          юрского возраста месторождения

         Джаксымай, Эмба, m _эф – 22,31

 

Чаще наблюдается смешанный тип коллектора, для которых величина пористости слагается из величин:

 

m_о = m_гран(~ 20 %) + m_трещ(~ 0,01–1 %) + m_кавер(~ n %).         (1.7)

Величины коэффициентов открытой и абсолютной пористости слабосцементированных песков и песчаников практически совпадают.

Для пород, содержащих сцементированные зёрна, между коэффициентами эффективной и общей пористости наблюдаются существенные различия. В общем случае, для коэффициентов пористости выполняется соотношение:   

        m_п ≥ m_o ≥ m_эф .                                                    (1.8)

 

    Величина коэффициента полной пористости у горных пород колеблется в широких пределах. У песков она составляет 6–52 %, у известняков и доломитов 0,65–33 %, у песчаников 13–29 %, у магматических пород 0,65–1,25 % (табл. 1.1). Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15–25 %.

Таблица 1.1

      Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54–1,4
Глины	6,0–50,0
Пески	6,0–52
Песчаники	13–29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты как покрышки	0,65–2,5

 

Поры нефтяных коллекторов по величине условно разделяются на три группы:

· субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, характерны для практически непроницаемых глин, глинистых сланцев, эвапоритов (соль, гипс, ангидрит) и других;

· капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

· сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, нефтью, газом. Часть пор бывает изолирована. Например, в субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов, и выполняют функции покрышек.

 По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силы тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

 

А                                            б

              

Характер цементации может существенно изменять первичную пористость породы. Минералогическая природа цемента (глинистый, кремнистый, карбонатный – кальцитовый, доломитовый) и типы цементации (рис. 1.10, 1.11) порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов.

 

 

 

        

 

                   

 

 

                                   

            Рис. 1.10. Разновидности цемента горных пород

 

Радиус зёрен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и редко определяет их величины.

 

Рис. 1.11. Различные типы цемента в гранулярном коллекторе:

   а – соприкасающийся тип цементации; б – плёночный

   тип цементации; в – базальный тип цементации

Компактность расположения частиц породы, а, следовательно, и общая и открытая пористость зависят от следующих факторов:

• горного давления (Р_г), которое испытывают на себе породы;
• плотности пород;
• количества цемента и типа цементации;
• глубины залегания.

Коэффициент пористости пород падает с увеличением глубины залегания в связи с их уплотнением (Р_упл) под действием веса вышележащих пород (рис. 1.12). С увеличением глубины погружения пород растёт уплотняющее давление и уменьшается величина коэффициента пористости пород (Р_упл↑ Þ m↓).

Рис. 1.12. Влияние естественного  уплотнения пород на их пористость:

         1 – песчаники; 2 – глины

Уменьшение пористости пород с глубиной их погружения зависит от природы пород, их минералогичес-кого состава, плотности, прочности на сжатие и разрыв, других факторов. Наиболее полно эти закономерности изучены для глинистых и песчаных пород.

Для других видов пород подобные закономерности сложны и изучены недостаточно.

При уменьшении величины межзерновой пористости возрастает способность пород к растрескиванию. Поэтому при возрастании глубин погружения доля трещинной пористости (1.7) увеличивается.

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

 

Проницаемость

    Проницаемость – это фильтрующий параметр системы: горная порода, флюид, градиент давления. Проницаемость характеризует способность породы пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

    Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Все горные породы обладают пористостью и все способны к проницаемости. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления, существующих в нефтяных пластах, многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Считается, что флюиды движутся к скважинам в основном по порам, с диаметром более 1 мкм. К хорошо проницаемым породам относятся песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.13).

 

Рис. 1.13. Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами

 

К плохо проницаемым породам относятся глины с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 1.14), глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией, соли, особенно сульфаты за счёт способности поглощать воду и увеличивать свой объём, некоторые эвапориты, плотные доломиты и известняки.

 

Рис. 1.14. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин, фильтрация практически не происходит

Фильтрация флюидов осуществляется через крупные поры. Хорошими коллекторами нефти являются те породы, основные поры которых представлены каналами и трещинами.

 

Виды проницаемости

 

    При разработке нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа, совместное движение двух или трёхфазного потока. В пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной фазовой проницаемостей.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:

· отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

· полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

    Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида. Для реальных продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременной фильтрации многофазных систем. То есть при наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ–нефть, нефть–вода, вода–газ, газ–нефть–вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величины фазовых проницаемостей зависят не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

    Относительная фазовая проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы. Относительные проницаемости (k^', % или в дол. ед.) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

 

    k'_н = (k_н/k)·100, %;  k'_в = (k_в/k)·100, %;               (1.41)

где k_н и k_в – фазовые проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость породы.

Фазовая и относительная фазовая проницаемости горных пород зависят от степени насыщения (насыщенности) породы флюидами, градиента давления, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов и определяются экспериментально.

Насыщенность коллекторов

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

· водонасыщенностью – S_в;

· газонасыщенностью – S_г;

· нефтенасыщенностью – S_н.

    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-повер-хностными и капиллярными силами. Поэтому в пласте все­гда находится остаточная, погребённая вода (S_{в ост}) с периода формирования залежи.

Количество остаточной воды (S_{в 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 (S_н), 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 (S_в) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (S_н) и газонасыщенности (S_г):

 

, (1.42)

где V_в, V_н, V_г – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (V_пор) 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:

 

                       S_в + S_н + S_г = 1,      S_г = 1 – (S_в + S_н).              (1.43)

От объёма остаточной воды в залежи зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (П_ст) 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:

 

П_ст = V_{сообщ. пор} – V_{в ост} .                                   (1.44)

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 (П_дин) 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.

 

Удельная поверхность

Под удельной поверхностью (S_уд) горных пород понимают суммарную поверхность всех её зёрен (S) в единице объёма породы (V) или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма, м²/м³:

 

 S_уд = S/V.                                         (1.45)

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. В отличие от гранулометрического состава величина удельной поверхности выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций. Тем не менее, от величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной, связанной воды и нефти. Соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят, с одной стороны, от физико-химических свойств жидкости, а с другой, от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности.

Если пористая среда, через которую идёт фильтрация жидкости, крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, которые движутся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жид­кости, тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (на­пример, глины), то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещаю­щихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-по­верхностные силы начинают играть значительную роль.

С увеличением дисперсности, уменьшением диаметра зёрен и коэффициента пористости удельная поверхность породы возрас­тает: S_уд↑ → f(D↑, d_з↓, m↓).

Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленные значения, составляет огромные величины: от 40000 до 230000 м²/м³. Это связано с тем, что отдельные зёрна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер, считается, что удельная поверхность однородной породы составляет для:

· псаммитов менее 95000 м²/м³;

· алевритов 95000–230000 м²/м³;

· пелитов более 230000 м²/м³.

Породы с удельной поверхностью более 230000 м²/м³: глины, глинистые пески, глинистые сланцы и др. являются слабопроницаемыми.

Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов, в силу их неоднородности, очень сложно. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 90000–210000 м²/м³.

Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие "фиктивный грунт". Под фиктивным грунтом понимается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке (рис. 1.9).

В 1 м³ породы такой структуры полная поверхность шаров составит площадь (S) и удельную поверхность, соответственно можно оценить по выражению (1.46):

 

S_уд = 6·(1–m)/d,                        (1.46)

где S_уд – удельная поверхность, м²/м³;

m – пористость, дол. ед.;

d – диаметр, м.

В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельную поверхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящим от величин пористости (m) и проницаемости (k_пр), например, по одному из вариантов формул Козени:

 

                   (1.47)

           Или по соотношению, предложенному К. Г. Оркиным:

 

                                    (1.48)

    где с – поправочный коэффициент.

Физический смысл поправочного коэффициента (с) заключается в учёте отклонения формы частиц от шарообразной. Для реальных коллекторов величина его зависит от величины эффективного диаметра частиц (d_эф, рис. 1.7).

 

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.              (1.49)

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

Набухаемость пластовых глин

    Многие глинистые минералы, составляющие горные породы при фильтрации воды, способны набухать.

Набуханием называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объёма последней. Предполагается, что процесс набухания глин объясняется процессом гидратации и носит осмотический характер. Он происходит вследствие разницы в концентрации солей в поровом пространстве и в воде, контактирующей с породой. Вода проникает в каналы глин и, адсорбируясь на их поверхности, создаёт поверхностные плёнки.

Пластовые глины встречаются в коллекторах не только в виде прожилок, пропластков, но и в виде порового цемента. При разработке продуктивной части пласта, ведения процесса разбуривания, капитальном и текущем ремонтах скважин, заводнении пластов определенное количество глинистых минералов может искусственно вносится в призабойную зону.

Породы, склонные к набуханию, характеризуются:

· увеличением объёма образца породы;

· увеличением влажности набухшего образца;

· увеличением величины давления, развиваемого набухшим образцом.

Интенсивность набухания глин зависит от минералогического и гранулометрического состава пород, структуры породы (размера и формы зёрен), характера её внутренних связей, химического состава солей, растворённых в воде и их концентрации, состава обменных ионов, условий соприкосновения породы с водой. Интенсивность набухания увеличивается с уменьшением минерализации воды.

Глинистые минералы продуктивных коллекторов имеют широкий химический состав и большей частью в него входят следующие виды глин:

· каолинитовые – Al₂O₃·2SiO₂·H₂O или Al₂·[Si₂O₅]·(OH)₄;

· монтмориллонитовые –

(Са, Na) · (Al, Mg, Fe)₂ · [(Si, Al)₂O₅]₂·(OH)₂·nH₂O;

· гидрослюдистые – ионы Na⁺, Ca⁺, H⁺ (катион от воды) межслоевых промежутков трёхслойных глин замещены на ионы К⁺;

· хлоритовые – (Mg, Fe⁺)₃·[Al·Si₃·O₁₀]·(OH)₂·3·(Mg, Fe⁺)·(ОH)₂.

Содержание глин в продуктивном пласте изменяется от долей процента до 30 % и более.

Способность к набуханию глин у различных катионов неодинаковая и интенсивность набухания возрастает с увеличением концентрации катионов в ряду:

 

 Li > Na > K > Mg > Ca > Sr > Ba > Al > Fe.               (1.50)

Наибольшее набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.

Интенсивность набухания возрастает с увеличением разрушения структуры породы за счёт нарушения внутренних связей глинистых частиц (рис. 1.13–1.14).

С увеличением набухания глинистых пород уменьшается их прочность, что объясняется ослаблением и разрушением внутренних связей глинистых частиц. При набухании частицы глин могут смещаться относительно друг друга и разрушаться. Процесс набухания глин может приводить и к полному их разрушению. Так как удельная поверхность глин значительна, глины могут набухать очень сильно.

Процесс набухания глин приводит к снижению пористости и проницаемости породы в 50 и более раз.

 

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

        

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

    В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами нефти и газа, пластовыми температурой и давлением.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа растворено в нефти. В 1 м³ нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м³.

     

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 другие.

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.

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.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.1) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.1

Состав газа газовых месторождений, объёмный %

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

 

Сухость газа оценивается коэффициентом сухости (k_сух), величина которого пропорциональна отношению процентного содержания метана в газе к сумме тяжелых углеводородов:

 

                     .                         (2.2)

Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводо­родов от этана (С₂Н₆) и выше.

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. 2.2). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.                    Жирность газа характеризуется коэффициентом жирности (k_жирн), который обратно пропорционален коэффициенту сухости (k_сух):

 

.                                  (2.3)

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.

Таблица 2.2

Состав газа газоконденсатных месторождений, объёмный %

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

 

Распределение углеводородов в попутном газе нефтяных месторождений варьируется в диапазоне (табл. 2.3): для метана 35–85 %, тяжёлых углеводородов (С₂ и выше) 20–40 %, реже доходит до 60 %.

Таблица 2.3

Состав попутного газа нефтяных месторождений, объёмный %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит.  плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское	38,38	19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	–	1,010
Трехозерное	48,0	12,2	24,0	11,1	2,6	2,1	–	1,288

Углеводородных газов

 

Как отмечалось выше, в нефтяной газ при нормальных и стандартных условиях входят углеводороды от С₁ до С₄: метан, этан, пропан, изобутан и н-бутан.

С точки зрения строения все они линейно построены, а потому это, так называемые, неполярные углеводороды.

С точки зрения химии, если в системе силами взаимодействия между молекулами можно пренебречь, то такую систему можно рассматривать как идеальную.

К газообразным углеводородам с точки зрения физики можно применять законы для идеальных систем.

С точки зрения термодинамики идеальным называется газ, внутренняя энергия которого зависит только от температуры и для которого справедливы равенства:

 

(∂Е/∂V)_T = 0,  z = Р·V/Q·R·T = 1,                (2.4)

где Е – внутренняя энергия парообразования, Дж/моль;

z – коэффициент, характеризующий степень отклонения реального газа от закона идеального газа.

С точки зрения математики 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):

 

,                      (2.5)

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):

 

,                                          (2.6)

    где Р – общее давление смеси газов;

р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси.

Откуда               

,                                 (2.7)

.                      (2.8)

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

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

,                                             (2.9)

    где V – общий объём смеси газов;

V_i – мольный объём i-го компонента газа в смеси.

По аналогии с уравнениями (2.7–2.8) мольный объём компонента в газе можно оценить:

 

.                                (2.10)

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

 

,                                      (2.11)

   где ρ_i – плотность i–го компонента;

N_i – мольная доля i–го компонента.

Молекулярная масса смеси газовых компонентов рассчитывается по принципу аддитивности по выражению (2.12, левое выражение) для смесей, состав которых выражен в мольных или объёмных долях. Для смесей, состав которых выражен в массовых процентах по (2.12, правое выражение):

    [u8] .                    (2.12)   

Рассмотрим пример. При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают следующие объёмы (V) газов: 100 м³ пропана (C₃H₈), 75 м³ изобутана (i-С₄Н₁₀) и 75 м³ нормального бутана (n-С₄Н₁₀).

    Дано: V _i , м³ M _i , г/моль

C₃H₈       100  44

i-C₄H₁₀ 75  58

n-C₄H₁₀   75  58

Найти: чему равна молекулярная масса смеси газов (М_см)?

Решение. Находим общий объём газовой смеси 100 + 75 + 75 = 250 (м³), и рассчитываем её объёмный состав в процентах:

 

250 м³ – 100 %,

100 м³ – Х %;

    Х = 100·100/250 = 40 (%) или V_{C3H8 =} 0,4 (в долях);

Аналогично, для → i-C₄H₁₀ – X % Þ

    X = 75·100/250 = V_i-C4H10 = 30 % = 0,3 (в долях);

    для → n-C₄H₁₀ – 30 % Þ V_n-C4H10 = 30 % = 0,3 (в долях).

    Зная молекулярные массы газовых компонентов смеси (C₃H₈ → 44; C₄H₁₀ → 56) и, что V_i = N_i, рассчитываем величину молекулярной массы смеси газа (M_см):

M_см = SM_i·N_i = 44·0,4 + 58·0,3 + 58·0,3 = 17,6 + 17,4·2 = 52,4 (г/моль).

 

Способы выражения состава

                       

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов и неуглеводородных компонентов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать способы выражения состава смеси.

    Массовая доля, весовой состав (g_i) i-го компонента – величина, нормированная на 1 в долях или на 100 %. Она характеризует отношение массы i-го компонента (m_i) в системе к общей массе системы:

 

                  (2.13)

    Молярная доля, мольный состав (N_i) i-го компонента – величина, нормированная на 1 в долях или на 100 %, характеризует отношение числа молей i-го компонента (n_i) к общему числу молей компонентов в системе:

,             (2.14)

где m_i – масса i-го компонента;

М_i – молекулярный вес i-го компонента.

Из соотношений (2.13–2.14) легко вывести выражения для пересчётов массового и мольного составов:

 

[u9] .                (2.15)

    Объёмная доля i-го компонента – величина, нормированная на 1 или на 100 %, характеризует долю (V_i), которую занимает компонент в объёме системы. С учётом выражений (2.13–2.15) можно показать взаимосвязь объёмной доли с массовой и мольной долями:

.          (2.16)

 

Для идеального газа соблюдается соотношение – объёмная доля компонента (V_i) равна мольной доли компонента (N_i) → V_i = N_i. Этот постулат есть следствие закона Авогадро.

Нефтяной газ рассматривается как идеальная система и его состав можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объёмов, плотностей, парциальных давлений и других величин.

Рассмотрим пример.

Дан объёмный состав нефтяного газа (V_i, %): CH₄ – 61,3 %;

C₂H₆ – 15,4 %; C₃H₈ – 12,1 %; ∑C₄H₁₀ – 6,8 %; ∑C₅H₁₂ – 4,4 %.

Найти: какой будет массовый состав (g_i, в долях) газа?

Решение. Для идеального газа величины объёмных (V_i) и мольных (N_i) долей равны. Для расчета состава газа в массовых долях воспользуемся выражением (2.6).

Учитывая молекулярные массы (г/моль) компонентов нефтяного газа: CH₄ – 16; C₂H₆ – 30; C₃H₈ – 44; C₄H₁₀ – 58; C₅H₁₂ – 72, находим: g_CH4 = 61,3·16/(61,3·16 + 15,4·30 + 12,1·44 + 6,8·58 + 4,4·72) =

               980,8/2686,4 = 0,365;

    g_C2H6 = 15,4·30/2686,4 = 0,172;

    g_C3H8 = 12,1·44/2686,4 = 0,198;

    g_C4H10 = 6,8·58/2686,4 = 0,147;

    g_C5H12 = 4,4·72/2686,4 = 0,118.

Сумма всех долей массового состава равна 1.

 

Уравнение состояния

    Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используются давление, температура, объём. Состояние газа при нормальных и стандартных условиях описывается уравнением Менделеева–Клапейрона:

 

,                                   (2.17)

    где Р – абсолютное давление, Па;

V – объём, м³;

Q – количество вещества, моль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная, Па×м³/(моль×град).

На основе уравнения состояния газа можно рассчитывать многие параметры нефтяного газа: плотность, мольный объём, количество молекул, число молекул, парциальные давления и другие, если рассматривать количество вещества в уравнении состояния газа (2.17), равное 1 молю (Q = 1 моль).

С учётом этого, уравнение состояния газа можно преобразовать следующим образом:

 

Р·V = ∑N·R·T.                                  (2.18)

Если сумма молей равна единице (∑N = 1 моль), следует, что уравнение приобретает вид Þ Р·V = R·T.

 Зная, что масса (m) одного моля идеального газа равна его молекулярной массе (М), умножив левую и правую части на молекулярную массу и массу газа, соответственно, получим:

 

Р·V·M = m·R·T.                              (2.19)

Поделив обе части на V·R·T и преобразовав (2.19), получим выражение для расчёта плотности:

 

 Р·M/R·T = m/V, m/V = M·Р/R·T, r = M·Р/R·T.   (2.20)

Рассмотрим пример.

Дан один моль метана CH₄.

Найти: какова будет плотность метана при н.у. и с.у.?

Решение. Зная, что молекулярная масса метана равна 16,04 г/моль и один моль метана занимает объём при н.у. 22,414 л, а при с.у. 24,055 л, находим:

    r_CH4 (н.у.) = 16,04/22,414 = 0,716 (г/л);

r_CH4 (с.у.) = 16,04/24,055 = 0,665 (г/л).

 

Из выражения (2.20) и расчётов следует, что плотность газа с возрастанием давления будет расти, а с возрастанием температуры уменьшаться.

Плотность смеси газовых компонентов рассчитывают с учётом средней молекулярной массы смеси газа (M_см) как отношение молекулярной массы смеси газа к его мольному объёму (V_м).

Например, для нормальных условий плотность газа будет рассчитываться по выражению:

 

r_см = M_см /22,414.                                           (2.21)

Если плотность газа (ρ_о) задана при атмосферном давлении, равном 0,1013 МПа, то пересчёт её величины с учётом другого давления (Р) при той же температуре для идеального газа выполняется по формуле:

 

    r = r_о∙Р/Р_атм.                                (2.22)

Рассмотрим другой пример.

Плотность метана при н.у. равна 0,716 кг/м³. Определить плотность метана (СН₄) при избыточном давлении, например при давлении 500 кПа и температуре 0 °С.

Решение. В этом случае общее давление (1 атм = 101,325 кПа) в системе будет равно Р = (500 + 101,325) = 601,325 кПа.

Зная, что молекулярная масса метана = 16,04 г/моль (кг/кмоль), универсальная газовая постоянная (R) = 8,314 Дж/(К·моль), температура (T) = 273,15 К, находим плотность метана по (2.20 и 2.22):

              r_CH4 = Р·М/R·T = 601,325·16,04/8,314·273,15 = 4,25 (кг/м³),

              r_CH4 = r_о·Р/Р_ат = 0,716·601,325/101,325 = 4,25 (кг/м³).

Относительная плотность газов величина, рассчитанная по отношению к плотности воздуха, определенного при тех же условиях:

 

r^о_см = r_см /r_возд.                                (2.23)

Плотность воздуха (ρ_возд) при н.у. равна » 1,293 кг/м³, а при с.у. » 1,189 кг/м³.

    Рассмотрим пример.

    Для условий задачи, рассмотренной выше (пример раздела 2.2), рассчитать абсолютные (r) и относительные (ρ^о_см) плотности смеси газов, используя правое выражение (2.12) для расчета молекулярной массы (г/моль):

М_см = 100/(36,5/16 +17,2/30 +19,8/44 +14,7/58 +11,8/72) = 26,874;

     r_см = 26,874/22,414 = 1,119 (кг/м³); 

     ρ^о_см (н.у.) = 1,119/1,293 = 0,927.       

Аналогично из (2.20) находится и выражение для мольного объёма:

 V = R·T/Р.                                     (2.24)

Мольный объём при давлениях, равных или близких атмосферному и, для физических процессов, когда не происходит изменения числа молей в системе, оценивается соотношением:

 

 V = R·T,                                         (2.25)

где R – универсальна газовая постоянная;

Т – температура, К.

Рассмотрим пример.

Найти вид зависимости изменения мольного объёма газа от температуры → V = f(T).

Решение. Воспользуемся выражением (2.25) и получим объём, занимаемый одним молем идеального газа для условий задачи:

 V_н.у. = 0,08206·273,15 = 22,414 (м³,);

 V_с.у. = 0,08206·293,15 = 24,055 (м³).

Любой газ при н.у. (Т = 0 ^оС и Р = 100 кПа, 760 мм рт. ст.) занимает объём, равный 22,414 м³, а при с.у. (Т = 20 ^оС и Р = 100 кПа) занимает объём равен 24,055 м³.

С увеличением температуры мольный объём газа увеличивается. Мольный объём газов с возрастанием температуры будет расти, а с возрастанием давления уменьшаться (2.24).

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для описания поведения газов при давлениях, близких к атмосферному (от 0,1 до 1,0–1,2 МПа), и при температурах ≈ 0–20 ^оС. При повышенном давлении газ сжимается и его состояние отличается от поведения идеальных газов.

Состояние реальных газов

    При повышенных давлениях поведение нефтяного газа отклоняется от законов идеальных систем. Поведение реальных газов характеризуется межмолекулярным взаимодействием, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу за счёт физического взаимодействия.

Для учёта этого взаимодействия уравнение (2.17) на протяжении многих лет модифицировалось голландским физиком Ван-дер-Ваальсом и другими.

,                               (2.26)                            

где a, b – коэффициенты;

  u – молекулярный объём.

Коэффициенты a, b учитывают силы взаимодействия молекул и объём, занимаемый молекулами.

 

; .   (2.27)             

На основе уравнения (2.26) были качественно предсказаны многие закономерности термодинамического поведения реального газа – фазовые переходы, критические явления, эффект Джоуля–Томсона и другие. В количественном отношении уравнение Ван-дер-Ваальса обладало существенными недостатками. Широкое применение в последнее время нашли его модификации и, в частности для углеводородных систем уравнение Пенга–Робинсона (1975 г.)

Однако в инженерной практике для реальных газов используется уравнение Менделеева–Клапейрона, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

 

,                                    (2.28)

    где Q – количество вещества, моль;

      z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

    Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий для высоких давлений уравнения Менделеева–Клапейрона.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, приведенных критических давлений и температур, природы газа:

 

z = f (Т_прив, Р_прив),                                      (2.29)

    где Т_прив – приведенная температура;

  Р_прив – приведенное давление.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа: температура, давление, объём, плотность и другие больше или меньше критических.

 

Т_прив = Т_пл/Т_{ср. кр}; Р_прив = Р_пл/Р_{ср. кр}; V_прив = V_пл/V_{ср. кр}.   (2.30)

А для смесей газов они характеризуют отношения действующих (реальных) параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:

 

,        (2.31)

          (2.32)

Критическая температура (Т_кр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии (табл. 2.4).

Критическое давление – давление паров вещества при критической температуре (табл. 2.4), а объём вещества, отнесённый к 1 молю или к единице массы вещества, называется критическим удельным объёмом.

Таблица 2.4

Вязкость газов

Вязкость газа характеризует его состояние исходя из некоторых положений кинетической теории газов.

При низких давлениях и температурах динамическая вязкость газа оценивается из теории соударения частиц и зависит от средней длины пробега молекул ( ), от средней скорости движения молекул ( ) и от их плотности газа:

,                             (2.36)

    где r – плотность газа;

 – средняя длина пробега молекул газа;

 – средняя скорость молекул газа.

Из анализа (2.36) следует, что с возрастанием температуры средняя длина свободного пробега молекул и средняя скорость движения молекул увеличиваются, а следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение величины плотности (рис. 2.3).

                          Давление, МПа

  Температура, К

Рис. 2.3. Зависимости коэффициентов динамической вязкости нефтяного газа плотности 0,6 от температуры при различных давлениях

Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется спецификой проявления внутреннего трения. Вязкость газа характеризует способность газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Количество движения из слоя в слой передаётся вследствие перелёта молекул газа в движущиеся относительно друг друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движения одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличивается скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени и, как следствие, возрастает величина вязкости газа.

Повышение давления от 0,1 до 1,2 МПа (рис. 2.4) не влияет на величину вязкости газа, поскольку уменьшение средней длины пробега молекулы и средней скорости движения молекулы компенсируется увеличением величины плотности. Эти закономерности при давлениях выше 1,2 МПа изменяются.

Вязкость углеводородного газа при нормальных условиях невелика и не превышает значения 0,01 сантипуаза (сПз) ≈ 10 мкПа·с:

 

     1 пуаз = 0,1 н·с/м² = 0,1 Па·с; 1 сПз = 1 мПа·с = 1·10³ мкПа·с.

Неуглеводородные компоненты: азот, углекислый газ, сероводород, гелий, в том числе и воздух являются более вязкими составляющими природного газа. Величины вязкости для них изменяются в диапазоне от 0,01 до 0,025 сПз.

 

 

                                       Давление, МПа

    Рис. 2.4. Зависимости вязкости газа от давления при различных

                    температурах

 

Особое влияние на величину вязкости газа оказывает азот. При содержании в углеводородном газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и оценивать средневзвешенную вязкость смеси по принципу аддитивности:

 

 μ_см = N_a·μ_a + (1– N_a)·μ_уг,                          (2.37)

где μ_см – динамическая вязкость смеси газов;    

μ_а и μ_уг – динамические вязкости азота и углеводородов;   

N_a – молярная доля азота в составе газа.

Эффект Джоуля–Томсона

При движении газа по пласту через сужения в каналах (сужения в поровых каналах, извилистость пор) наблюдается процесс, аналогичный дросселированию, так называемый дроссельный эффект.

Дросселирование – расширение газа при прохождении через местное гидравлическое сопротивление (штуцер, задвижку, регулятор давления, различные негерметичности в оборудовании промыслов и другие), сопровождающее изменением температуры.

Из термодинамики известно, что дроссельный процесс характеризуется постоянством теплосодержания.

Изменение температуры газов или жидкостей при изоэнтальпийном расширении называется эффектом Джоуля–Томсона. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля–Томсона:

 

DТ = a · DР,                                (2.41)

    где DТ – изменение температуры;

a – коэффициент Джоуля–Томсона, зависит от природы газа, давления, температуры;

DР – изменение давления.

Выделить область проявления закона Джоуля–Томсона в пластовых условиях сложно. Температурные изменения в пласте проявляются за счёт:

· изменения теплоёмкости жидкостей и пород;

· изменения упругих свойств пород при изменении давления;

· конвективной передачи тепла при контактном разгазировании;

· других процессов.

Сама величина изменения температуры в пласте очень мала, а за счёт неравномерного падения давления в литологически неоднородных пластах будет ещё меньше. Понижение температуры при движении газа в пласте даже при больших перепадах давления сравнительно невелико. В пластовых условиях, как правило, движение газа происходит в изотермических условиях.

Ближе к забою, особенно в забойных штуцерах, процесс дросселирования газа может привести к значительному снижению температуры, что имеет большое значение при эксплуатации нефтяных месторождений с высоким содержанием парафина.

 

Упругость насыщенных газов

    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 (Q_i) есть функция только температуры: Q_i =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. 2.11).

Анализ зависимостей, представленных ниже (рис. 2.11) свидетельствует, что давление паров метана наибольшее. При нормальных условиях метан нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия), так как его критическая температура (Т_кр) = –82,4 ^оС (190,75 К).

Зависимости изменения объёма жидкого и парообразного пропана от давления при конкретной температуре (рис. 2.12 а) имеют гиперболическую форму. При сжатии 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.

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.

 

 Рис. 2.11. 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

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 температуре, тем короче горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривые упругости насыщенных паров, представляющие зависимости давления от температуры испарения данной жидкости (рис. 2. 12 б).

Рис. 2.12. 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

        

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. 2.13).

 

Рис. 2.13. 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. 2.13), 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 (Т_кр) – 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.

Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре называется критическим давлением (Р_кр)

У смеси углеводородов величина упругости паров является функцией температуры и общего давления смеси: Q_см = ƒ(Т, Р_см). Величина её зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от их мольных концентраций Q_см = ƒ(Q_i, N_xi). Общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента и это влияние учитывается через константу распределения (К_рi, равновесия), которая представляет собой отношение упругости паров индивидуального углеводорода (Q_i) к давлению смеси (Р_см):

[u10]

К_рi = Q_i /Р_см.                                      (2.42)

Зависимости К_рi =ƒ(Р_см) строятся в логарифмических координатах (рис. 2.14). Упругость паров смеси компонентов повышается с увеличением общего давления. При низких давлениях (≈ до 1 МПа) это влияние ничтожно и вид зависимости прямолинейный, так как упругость паров индивидуальных углеводородов (Q_i) мало изменяется от давления.  

 

 

Рис. 2.14 Зависимость константы равновесия н-бутана при температуре 289 К от общего давления

 

При высоких давлениях (≈ 1 МПа, рис. 2.14) увеличение упругости паров (Q_i) с повышением общего давления в системе становится значительным. Нарушается прямолинейная взаимосвязь этих параметров, и прямолинейный вид зависимости изменяется. Прямолинейная зависимость переходит в криволинейную. С повышением общего давления константа равновесия уменьшается медленнее, потому что сказывается увеличение упругости паров. Чем выше давление, тем быстрее растёт упругость паров с повышением общего давления. Эти закономерности выражаются более крутым изломом кривой, приближающейся в некоторой точке к вертикали (≈ 3 МПа, рис. 2.14). Эта точка соответствует такому давлению, при котором увеличение упругости паров пропорционально повышению общего давления, то есть когда числитель и знаменатель дроби в выражении (2.42) изменяются с одинаковой интенсивностью.

При очень высоких давлениях упругость паров увеличивается интенсивнее, чем общее давление. Это означает, что в области высоких давлений константа равновесия с увеличением давления возрастает, то есть жидкость становится более летучей.

Упругость паров жидкой смеси по закону Рауля зависит от упругости паров отдельных компонентов (Q_i) при данной температуре и от молярных концентраций в жидкости (N_xi). Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его молярной концентрации в жидкости на упругость паров в чистом виде:

 

                       ,                                  (2.43)

где р_i – парциальное давление i-го компонента в газе;

Q_i – упругость паров i-го компонента;

N_xi – мольрная доля i-го компонента в жидкости.

Сумма парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению (Р) над смесью или упругости паров жидкой смеси

 

∑ р_i = Р = ∑ N_xi ∙Q_i.                               (2.44)

Состав нефти

Различают элементный, фракционный, групповой и вещественный со­ставы нефти. Основными элементами соединений нефти являются углерод (83,5–87 %) и водород (11,5–14 %). Кроме того, в нефти присутствуют:

сера в количестве от 0,1 до 1–2 %, иногда её содержание может дохо­дить до 5–7 %, во многих нефтях сера практически отсутствует;

азот в количестве от 0,001 до 1, иногда до 1,7 %;

кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях в количестве от 0,01 до 1 % и более, но не превышает 3,6 %.

В нефти присутствуют также железо, магний, алюми­ний, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и прочие. Cуммарное содержание их менее 1 %.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отра­жает соотношение соединений в них.

   Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интер­вале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур (н.к.–к.к.) от 28 (изо-С₅) до 520–540 °С.

   Фракционный состав нефти определяется стандартным методом по резуль­татам лабораторных испытаний при разделении (разгонки) компонен­тов нефти на аппарате АРН-2 по температурам кипения ме­тодом фракционирования, отгона или на промышленных установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

   Началом кипения (н.к.) фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

   Концом кипения (к.к.) фракции считают температуру, при которой испа­рение фракции прекращается.

   Различают следующие основные фракции нефти:

- 28–180 °С – широкая бензиновая фракция;

- 140–200 °С – уайт–спирит;

- 180–320 °С – широкая керосиновая фракция;

- 150–240 °С – осветительный керосин;

- 180–280 °С – реактивное топливо;

- 140–340 °С – дизельное топливо (зимнее);

- 180–360 °С – дизельное топливо (летнее);

- 350–500 °С – широкая масляная фракция;

- 380–540 °С – вакуумный газойль.

Под групповым составом фракции понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов (группа – несколько го­мологических рядов) или гетероатомных соединений.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений (более 1000), преимущественно углеводородов, их производных и гетероа­томных соединений.

Углеводороды – органические соединения углерода и водорода. В нефти присутствуют следующие классы углеводородов.

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание их в нефти может составлять 30–70 %. Различают алканы:

· нормального строения → н-алканы: пентан и его го­мологи;

· изостроения → изоалканы: изопентан и его гомологи;

· изопрено­идного строения → изопрены: пристан, фитан и другие.

В нефти присутствуют алканы состава:

· С₁–С₄ → газообразные, в виде раство­рённого газа;

· С₅–С₁₆ → жидкие, составляющие основную массу жидких фракций нефти;

· С₁₇–С_42–53 → твёрдые, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные цикличе­ские углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой C_nH_2n, бициклические – C_nH_2n-2, трициклические – C_nH_2n-4, тетрациклические – C_nH_2n-6. Содержание нафтеновых углеводородов в нефтях колеблется от 25 до 75 %.

Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют термодина­мически устойчивые циклоалканы: пяти- и шестичленные нафтены. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения ее молекулярной массы.

Ароматические углеводороды (арены) – циклические ненасы­щен­ные соединения, в молекулах которых присутствуют циклы из 6 атомов углеводо­рода с π–сопряжёнными системами. Содержание аренов в нефтях изменяется от 10 до 50 %. С возрастанием молекулярного веса фракций число циклов в молекуле ароматических УВ возрастает. Арены различаются по цикличности:

· моноциклические: бензол и его гомологи: толуол, о-, м-, п-ксилол, этилбензол, проилбензол и другие;

· бициклические: нафталин и его гомологи;

· трициклические: фенантрен, антрацен и их гомо­логи;

· тетрациклические: пирен и его гомологи и другие.

Гибридные углеводороды, преимущественно церезины – углеводо­роды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-аро-матиче­ского, нафтено-ароматического. Это твёрдые углеводороды с фрагментами длинноце­почных структур, содержащих циклановое или ароматическое кольцо. Они входят в состав парафиновых отложений в про­цессах добычи и подготовки нефти.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она классифицируется как парафиновая (парафинового основания), парафино-нафтеновая, нафтеновая, нафтено-аро­матическая, ароматическая.

Гетероатомные соединения – соединения, в которых кроме углерода и водорода в состав молекул входят кислород, сера, азот, металлы, неметаллы. Они разделяются на следующие классы.

Кислородсодержащие – фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и другие. Содержание их в нефтях колеблется от 0,1 до 1 %. Иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может дохо­дить до 2–3 %. К кислым компонентам относятся карбоновые кислоты и фенолы. Нейтральные кислородсодержащие соединения представлены: кетонами, ангидридами, сложными эфирами и другими.

Серосодержащие – меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и дру­гие. Содержание их в нефтях изменяется от 0,1 до 1–7 %. Кроме того, в нефти может присутствовать сера в свободном состоянии или в виде сероводорода как составляющая природного газа.

Азотсодержащие – амины, пиридин, хинолин, пиррол, их производные и другие, содержание их изменяется от 0,001 до 0,4–1 %;

Порфирины – это азотистые соединения, в структуре которых расположены четыре пиррольных кольца, координационно соединен­ные с атомами ванадия или никеля. Содержание их в нефтях меньше 1 %;

Смолы и асфальтены – высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома (S, N₂, O₂). Содержание их в нефтях изменяется от 1 до 35 %.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300 ^оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится ≈ до 15 %.

В нефтях содержатся в малых количествах минеральные вещества, вода и механические примеси.

Состав нефти полностью определяет её физико-химические свойства. Нефти различных месторождений, и даже различных пластов одного место­рождения могут отличаться большим разнообразием свойств, вследствие изменчивости термобарической обстановки в пласте, химического состава жидкой и газовой фаз.

Плотность нефти

 

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

 

     ρ = m/v.                           (3.1)

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

На практике с целью уменьшения погрешности работают с относительными величинами. Под относительной плотностью (ρ^о) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности дистиллированной воды (ρ_в), определённой при 4 ^оС:

 

ρ^о = ρ_н/ρ_в.                          (3.2)

Величина плотности отражает состав (рис. 3.1) и является важной технологической характеристикой.

                      

                                             Число атомов углерода в молекуле

Рис. 3.1. Зависимости функций распределения относительной плотности от

           числа атомов углерода в молекуле для: 1 – н-парафинов; 2 – изопарафинов; 3 – циклопентанов; 4 – циклогексанов; 5 – ароматических

 

Следует различать величины плотности (ρ_н) и удельного веса (d_н) нефти. Удельным весом жидкости называют вес (G) её единицы объёма (d_н = G/v). Между ними существует следующая взаимосвязь: ρ = m/v = G/v·g = d_н·v/v·g  = d_н/g . Удельный вес не является физико-химической характеристикой вещества, так как зависит от места измерения.

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. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность дегазированной (сепарированной) нефти уменьшается.

Зависимость плотности нефти от температуры оценивается выражением

ρ(Т) = ρ₂₀·[1 + ζ (20 – Т)],                                  (3.3)

 

где ρ₂₀ – плотность нефти при 20 ^оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

 

Таблица 3.1

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 расчёте мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом за счёт физического Ван-дер-Ваальсовского взаимодействия – кулоновского, диполь-дипольного, ориентационного, индукционного, дисперсионного.

Параметр вязкости наиболее тесно отражает эти взаимодействия в силу своей природы и величина его коррелирует со степенью их проявления.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности и это наиболее полно проявляется при оценке вязкости.

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннее сопротивление жидкости её движению), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.3). Вязкость жидкости проявляется только при её перемещении.

Рис. 3.3. Движение двух слоёв жидкости

         относительно друг друга

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

 

,                                  (3.6)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.3);

  F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости;

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости;

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона (3.6):

· система СИ → [Па×с, мПа×с];

· система СГС → [Пз (пуаз) = г/(см × с), сПз (сантипуаз)] ;

· 1 сПз = 10^–3∙кг/м ∙с = 10^–3∙Па ∙с.

С вязкостью связан параметр текучести (j) – величина обратная вязкости:       

φ = 1/μ.                                   (3.7)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют (особенно в гидравлике) параметр – кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести:

 

                                 ν = μ/ρ                                   (3.8)

 Единицы измерения кинематической вязкости:

· система СИ→ [м²/с, см²/с, мм²/с];

· система СГС → [Ст (стокс), сСт (сантистокс)];

· 1сСт = 10^–2 Ст = 10^–6 м²/с = 1мм²/с.

При повышении давления величина вязкости несколько возрастает, но незначительно.

С возрастанием температуры вязкость нефти уменьшается, а с понижением – возрастает (рис. 3.4), особенно интенсивно при отрицательных значениях температуры.

Рис. 3.4. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения

          при насыщении ее газом

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углево­дородного газа (рис. 3.4), растворенного в ней. Чем выше молеку­лярная масса газа, растворенного в нефти, тем ниже её вязкость.

То есть, увеличение содержания газового компонента с большей молекулярной массой углеводорода (от СН₄ к С₄Н₁₀) существеннее влияет на величину понижения вязкости нефти. Это объясняется увеличением относительной доли неполярных углеводородов.

Вязкость нефти зависит от состава и природы растворённого газа.

Вязкость смесей ароматических УВ (аренов) больше вязкости смесей алканов. Поэтому нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие, чем нефти парафинового основания.

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов, больше полярных компонентов, тем выше её вязкость. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости товарных.

Величины вязкости и плотности для нефтяных систем коррелируют между собой. Более тяжелые нефти, как правило, и более вязкие.

Характер абсолютного изменения вязкости зависит от химического состава (рис. 3.5).

 

Рис. 3.5. Характер температурного изменения величины абсолютной

вязкости углеводородов: 1 – арен состава С₉; 2 – алкан С₉

 

Определение динамической вязкости жидкости весьма затруднительно. На практике определяют относительную вязкость, а по ней кинематическую и абсолютную. Относительная вязкость показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости при данной температуре больше или меньше вязкости воды (вязкость воды при 20 ^оС ≈ 1 сПз). Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметра Энглера. Определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре (t) ко времени истечения такого же объёма воды при Т = 20 ^оС. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность нефти, по уравнению (3.8) определяют динамическую вязкость (μ = ν·ρ) нефти при температуре (Т).

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого в ней газа. Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 3.6 а).

 

                         а                                                                 б

      Рис. 3.6. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а)

     и давления (б)

 

Повышение давления, ниже давления насыщения, приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 3.6 б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 3.6 б).

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти, например, новодмитриевской нефти более 10 раз, ромашкинской нефти в 5,5 раза (табл. 3.2).

По статистическим данным Г. Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется:

· от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с (около 25 % залежей);

· от 1 до 7 мПа×с (около 50 % залежей);

· от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

Таблица 3.2

Величины вязкость некоторых пластовых нефтей

Месторождение	Динамич. вяз­кость, мПа·с	Месторождение	Динамич. вяз­кость, мПа·с
Элк-Сити, США	0,14	Ухта	386,0
Сев. Линдсей, США	0,17	Соколовая Гора	1,4
Новодмитриевское	0,40	Ромашкинское	2,5
Сан-Мигуэлито, США	0,62	Хлебновка	3,0
Зольный овраг (девон)	0,90	Жирное	4,7
Ахтырское	1,16	Матцен-Бок флисс, Ав­стрия	2,8

 

Известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: залежи Ухтинского месторождения Коми (табл. 3.2), Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700–800 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

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 ( b _н ) или объёмной упругости:

  

,                                  (3.16)

где ∆V – уменьшение объёма нефти;

V – исходный объём нефти;

∆Р – увеличение давления.

Из выражения (3.16) следует, что коэффициент сжимаемости (β_н) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

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

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 3.10). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 3.10, 3.11).

С уменьшением пластового давления (рис. 3.11) 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.

 

Рис. 3.11. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения

Рис. 3.10. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

        

 

 

Таблица 3.3

Объёмный 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:

,                                    (3.17)

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

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 3.12).

 

 

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения, будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счёт её сжимаемости, что приводит к уменьшению объёмного коэффициента. Точка б (рис. 3.12) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи, сконденсировался и перешёл в жидкое состояние. Эта точка (б) соответствует давлению, при котором газ начинает выделяться из нефти – давление насыщения. Эта точка отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

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) – уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

 

    U = ((b – 1)/ b) ·100, %.                               (3.18)                                                     

    Иногда усадку нефти относят к объёму нефти на поверхности. Тогда величина усадки нефти оценивается как

 

U = (b – 1)·100, %.                                         (3.19)

    Усадка некоторых нефтей достигает 45–50 %.

                                                                                        Таблица 3.4

Свойства пластовых нефтей некоторых месторождений России и США

Месторождения	Тпл, оС	Рпл, МПа	Рнас, МПа	Гст, м3/м3	Об. коэфф, b	U, %
Песчаный умет	37	5,5	5,29	45,3	1,08	7,2
Хлебновка	23	7,05	7,05	50,5	1,12	10,7
Ромашкино	40	16,67	8,33	50,0	1,15	13,0
Ахтырское	58	15,88	14,8	96,7	1,28	21,8
Новодмитриевское, кумский горизонт	103	33,86	23,32	216,7	1,68	40,5
Элк-Сити, США	62	30,1	23,32	506,0	2,62	61,9

 

Рассмотрим пример.

Плотность нефти (ρ_н) при 15 °С равна 850 кг/м³, а относительная плотность газа по воздуху (ρ^о_г) составляет 0,9. Удельный газовый фактор (Г′) равен 120 м³/т, давление пластовое (Р_пл) = 15 МПа, пластовая температура (Т_пл) = 50 °С. Найти, как изменится объёмный коэффициент насыщения нефти газом в пластовых условий?

Реш ение. Пользуясь зависимостями на рис. 3.13, находим кажущуюся плотность газа (r_{г каж}) для величин относительной плотности газа (ρ^о_г), равной 0,9, и плотности нефти (r_н) равной 850 кг/м³.

    Кажущая плотность растворенного газа (r_г.каж) = 440 г/м³.

Вес газа (G_г), растворенного в 1 м³ нефти, оценивается по уравнению:

                                 G_г = Г′· r_н · r^о_г · G_в,

 

    где Г′ – газовый фактор, м³/т = 120 м³/т;

    r_н – плотность нефти, кг/м³ = 0,85 т/м³;

  – плотность газа относительная = 0,9;

    G_в – вес 1 м³ воздуха при Р = атмосферному и Т = 15 °С = 1,22 кг.

Вес газа составляет

    G_г = 120·0,85·0,9·1,22 = 112 кг ([м³/т]·[т/м³]·[кг]).

    Объём газа в жидкой фазе оценивается

    V = G_г/r_г.каж = 112/440 = 0,254 м³.

    Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен

    V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м³.

    Вес насыщенной нефти газом определяется

    G_нг = 850 + 112 = 962 кг.

 

Рис. 3.13. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей

           с различными плотностями

      

    Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:   r_нг = G_нг/V_нг = 962/1,254 = 767 кг/м³.

    Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть ещё две поправки:

· на изменение плотности за счёт сжатия под давлением (Drр);

· на изменение плотности за счёт расширения под влиянием температуры (Drt).

    Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим, используя зависимости рис. 3.14, для 15 МПа Þ Drр составляет 22 кг/м³.

    Поправку на расширение нефти за счёт увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рис. 3.15 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/м³ при 15,5 ^оС):

    Drt = 860–850 = 10 кг/м³.

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых давлений, температур и насыщения ее газом составит:      

    r'_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м³).       

                                     

             

        

                   Рис. 3.14. Изменение плотности нефти в зависимости от

                                пластового давления

   

 

Рис. 3.15. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры

      

    Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий, будет равен:

    b = V_пл/V_дег, b = r_дег/r_п = 850/755 = 1,126.

    То есть, каждый м³ нефти при нормальных условиях занимает в пластовых условиях объём 1,126 м³.

    Усадка нефти составляет U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Тепловые свойства нефтей

Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномально вязких или высокопарафинистых нефтей, зависит от их теплоёмкости. 

Под теплоёмкостью понимается количество теплоты, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или Кельвина → c = dQ/M·dT.

Величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относить к определенной температуре (с_t) или к интервалу температур. 

Для большинства нефтей величины теплоёмкости (с_t) лежат в пределах: 1500–2500 Дж/(кг·К) ≈ 350–600 кал/(кг·К) при температурах от 0 до 50 ^оС. Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К).

Для повышения температуры нефти объёма (V) c плотностью (ρ) от температуры (Т₁) до (Т₂) необходимо затратить количество (Q) энергии, равное:

Q =ρ·c·(Т₂ – Т₁)·V.                               (3.20)

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным.

Коэффициент теплопроводности (l) описывается законом теплопроводности Фурье и характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

 

.                                 (3.21)

Коэффициент теплопроводности (l) для нефтей находится в интервале 0,1–0,2 Вт/(м·К).

Теплота сгорания (теплотворная способность) характеризует количество тепла, выделившегося при полном сгорании 1 кг топлива до углекислоты и воды. Различают высшую (Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания.

Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива при наличии в нём влаги.

Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива за вычетом тепла, направленного на испарение воды и влаги.

Высшая теплота сгорания отличается от низшей на величину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся при сгорании углеводородов. Теплота испарения воды ≈ 600 ккал/кг, а количество воды в продуктах сгорания слагается из влаги топлива (W) и воды (9Н), образующейся при сгорании водорода (2Н₂ + О₂ = 2Н₂О). При сгорании 1 кг водорода образуется 9 кг воды. Разность между высшей и низшей теплотой сгорания составляет:

 

Q_в – Q_н= 600·(W + 9Н).                               (3.22)

Теплота сгорания растёт с увеличением молекулярной массы углеводорода и влажности. Наибольшей величиной теплотворной способности обладают бензины (≈11230 ккал/кг). При переходе к тяжёлым фракциям теплотворная способность снижается. Наименьшую величину теплоты сгорания имеют мазуты (≈ 10843 ккал/кг).

Теплоту сгорания определяют экспериментально сжиганием топлив в калориметрах или оценивают по эмпирическим формулам, например по формуле Д.И. Менделеева: Q = 81·С + 300·Н – 26·(O–S), ккал/кг (C, Н, О, S – содержание в топливе углерода, водорода, кислорода и серы в %) или Крэго → Q_в = 12400 – 2100·d² (d –удельный вес), Q_н = Q_в – 50,45·Н.

 

ПЛАСТОВЫХ ВОД

 

    По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95–98 %. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

    Состав пластовых вод разнообразен, зависит от природы эксплуатируе­мого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод (рис. 5.1):

· краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи – 1;

· подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью – 2;

· остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи – 3;

· промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропла­стками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегаю­щим в нефтяном пласте – 4;

· верхние – 5;

· нижние – 6.

 

 

Рис. 5.1. Схема размещения различных типов вод в                   разрезе месторождения

 

Первые 4 типа вод представляют собой единую гидродинамическую систему пласта.

Верхние и нижние (5, 6) воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам.

Как отмечалось выше, в продуктивных горизонтах нефтяных и газовых залежей величина остаточной водонасыщенности (S_o) составляет в среднем 6–35 % от объёма пор в коллекторах.

С приближением к зоне водонефтяного контакта (ВНК) количество воды постепенно увеличивается за счёт капиллярного подъёма. Процентное содержание остаточной воды может быть и выше.

При этом вода не вся находится в поровом пространстве, а образует, так называемые, переходные зоны (ПЗ), что наблюдается на некоторых месторождениях Западной Сибири: Советско-Соснинском (на границе Томской и Тюменской области), Суторминском (Ноябрьск), Приобском (Сургут) и других. Такие явления характерны для низкопроницаемых недонасыщенных пластов, малых малодебитных месторождений (Северовасюганское). Толщины ПЗ могут быть сопоставимы с толщинами продуктивных пластов, что создаёт серьёзные проблемы в разработке месторождений.

 

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 .                                  (5.1)

    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.                                        (5.2)

    Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

,                             (5.3)

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):

 

,                                    (5.4)

    где М_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

Рассмотрим пример. В одном литре воды содержатся ионы в количестве: Mg⁺² =21мг и Ca⁺² = 56 мг.

Найти общую жесткость.

Решение. Определим жесткость воды, обусловленную наличием в воде ионов магния и кальция. Воспользуемся формулами (5.1–5.4):

Ж = G (мг-экв/л), g = m/э, э = M/n,

где M – масса иона;

      n – валентность иона.

М_Мg = 24,3; э_Mg = 24,3/2 = 12,5 мг-экв;

М_Ca = 40,08; э_Ca = 40,08/2 = 20 мг-экв;

g_Mg = 21/12,15 = 1,72 мг-экв/л;         

g_Ca = m/э = 56/20,04 = 2,79 мг-экв/л;   

Ж_общ = g_Mg + g_Ca = 2,79 + 1,728 = 4,5181 (мг-экв/л).

 

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 м-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. Величины 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. 5.2). С возрастанием температуры вязкость пластовых вод уменьшается. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.

 

Рис. 5.2. Зависимости вязкости различного типа вод от температуры по В. И. Сергеевич и

Т. П. Жузе :

1 – вода Каспийского моря при 29,4 Мн/м²;

 2,3 – хлоркальциевый тип воды

Туймазинского месторождения при 19,6 Мн/м² и 29,4 Мн/м²;

4 – чистая вода при 29,4 Мн/м²

 

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

 

Сжимаемость

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

 

.                                      (5.6)

Вода – слабосжимаемая 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 (b_вг) можно приближённо оценивать по формуле

b_вг = b_в (1 + 0,05×Г),                             (5.7)

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

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

 

Объёмный коэффициент

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

 

b_{вода пл} = V_пл /V_с.у .                                            (5.8)

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

Рассмотрим пример. Пластовое давление (Р_пл) равно 35 МПа, пластовая температура (Т_пл) равна 120 °С.

Определить объёмный коэффициент пластовой воды, которая содержит 6 % солей.

Решение. Объёмный коэффициент пластовой воды (b_пл) равен объёмному коэффициенту дегазируемой воды (b_дег) в пластовых условиях с учетом поправок на содержание газа и минеральных солей.

Пользуясь зависимостями, представленными на рис. 5.3, определим объёмный коэффициент для дегазированной воды (b_дег) в пластовых условиях:

b_дег = f (Р_пл, Т_пл) = 1,042 (м³/м³).

Объёмный коэффициент воды насыщенный газом (b_г), также находим из зависимостей рис. 5.3:

b_г = f (Р_пл, Т_пл) = 1,052 (м³/м³).

Влияние растворенного в воде газа оцениваем по формуле (2.37):

a_пл = a_пр·(1 – k·М),   a_пл = 3,8·(1 – 0,033·6) = 3,05 м³/м³.

Величину поправочного коэффициента на минерализацию (k), в зависимости от температуры находим по табл. 2.5. Она равна 0,033.

 

Рис. 5.3. Зависимость объёмного коэффициента пластовой воды               от давления и температуры: 1 – вода, насыщенная растворённым газом; 2  – чистая вода

Объёмный коэффициент пластовой воды равен

 b = b_г + (b_г – b_дег)·a_пл/a_пp = 1,052 + (1,052 – 1,042)·3,05/3,8 = 1,05 (м³/м³).

Тепловые свойства

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

.                              (5.9)

 

Из формулы (5.9) следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды (∆V) при изменении её температуры (∆T) на 1 °С (К).

На основании экспериментальных данных известно, что в пластовых условиях величина теплового расширения воды колеблется в пределах (18–90)×10^–5 [1/°С]. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Электропроводность

    Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Соли пластовых вод – электролиты. Электролитом называются химические соединения, которые при взаимодействии с растворителем полностью или частично диссоциируют на ионы.

Электрические свойства пластовых вод имеют ионную природу. Пластовая вода проявляет электрические свойства.

Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 с через 1 см² поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 в на 1 см длины.

Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора (ρ):

 

               χ = L/(RS), χ =1/ρ,                                  (5.10)

 

где R – сопротивление раствора электролита, Ом;

  L – расстояние между электродами, м;

  S – поперечное течение сосуда, в котором находится раствор

  электролита, м².

Удельная электропроводность измеряется в (Ом·м)^–1, (Ом·см)^–1.

С увеличением минерализации пластовой воды удельная электропроводность её растёт. Удельная электропроводность (Ом·м)^-1 изменяется в диапазонах для:

· дистиллированной воды = 10^–3–10^–4;

· речной воды = 10^–1–10^–2;

· пластовой воды = 10^–1–1; морской воды = 3–4;

· воды с содержанием 5 % NaCl = 6,6;

· воды с содержанием 20 % NaCl = 20;

· нефтей = 0,5·10^–7–0,5·10^–6;

· газоконденсатов = 10^–10–10^–16.

     

Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями, как сво­бодная энергия поверхностного слоя жидкости на границе раздела фаз, работа поверхностного натяжения и сила поверхностного натяжения.

    Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свобод­ной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз:

 

Е = σ × S,                                 (6.1)

где σ – поверхностное натяжение;

S – суммарная поверхность двух фаз.

Устойчивость поверхности раздела фаз определяется ростом сво­бодной поверхностной энергии системы при увеличении площади по­верхности раздела:

dF/dS > 0.                                        (6.2)

Поверхностное натяжение характеризует работу образования но­вой поверхности в изотермических условиях:

 

A = σ × S.                                      (6.3)

 

Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачива­ния), или силу, препятствующую увеличению площади поверхности раздела фаз:

,                                      (6.4)

 

    где  – линия (контур) смачиваемости.

    Сила (F), приложенная к единице длины контура, ограничиваю­щего поверхность и направленная вдоль этой поверхности перпендику­лярно к контуру, называется поверхностным натяжением.

Межмолекулярные силы как бы создают поверхностную плёнку тол­щиной, равной радиусу сферы действия частиц. Эта плёнка подобна на­тянутой перепонке или оболочке из резины. Если она равномерно натя­нута, то на единицу длины в любом направлении нужно приложить рав­номерно распределенное, растягивающее, касательное к поверхности уси­лие, чтобы удержать её в натянутом положении.

Усилие натяжения поверх­ностной пленки, приходящееся на еди­ницу длины, называется поверх­ностным натяжением. Размерность поверхностного натяжения согласно его определе­нию выразится как отношение растягивающего усилия к длине → [мН/м], [мДж/м²].

Физический смысл величины поверхностного натяжения – это величина, которая характеризует меру некомпенсированности молеку-лярных сил на границе раздела фаз.

Величина поверхностного натяжения возрас­тает с увеличением разности между полярностями фаз, с уменьшением их взаимного растворения (диспергирования), их молекулярного сродства друг к другу.

Если между части­цами жидко­сти и твёрдого тела притяжение не происходит, жидкость под влиянием поверхностного натяжения и давления стремится иметь наименьшую поверхность – форму шара (опыт Плато). Так, небольшое количество ртути на поверхности стекла при­нимает лепёшкообразную форму, а очень маленькие капли принимают форму шара (рис. 6.1).

 

 

 Рис. 6.1. Формы капл и жидкости на поверхности твёрдого

           тела в зависимости от величины капли

Капли воды на поверхности стекла, покрытой предвари­тельно слоем парафина, твёрдого жира, принимают форму шариков, в то время как те же капли воды растекаются по всей поверхности чистого стекла.

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.

3. 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. 6. 2) и температуры для нефти такой же, как и у воды.

 

   Давление, МПа

Рис. 6.2. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского

              месторождения от давления на границе с метаном: 1 – Т = 60 ºС;

         2 – Т = 20 ^оС; 3 – с этан-пропановой смесью

 

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 (газом) уменьшается.

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. 6.2, кривая 3), количества растворенного газа, количества и природы полярных компо­нентов и других факторов.

Поведение величины поверхностного натяжения жидкости на границе с жидкостью зави­сит во многом от полярностей этих жидкостей.

Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с во­дой в пределах давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления (рис. 6.3) и температуры.

 

                                             Давление, МПа

Рис. 6.3. Зависимость поверхностного натяжения нефти Туймазинского

           ме­сторождения на границе с водой от давления при Т = 20 ºС

 

Это объясняется относительно небольшим и примерно одинако­вым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увели­чением давления и температуры, так что соотношение их остаётся по­стоянным.

Для высокополярных нефтей величины поверхностного натя­жения их на границе с водой будут уменьшаться. При наличии в нефти водорастворимых полярных компонентов поверхностное натяжение нефти на границе с водой уменьшается с ростом давления и темпера­туры, что связано с изменением растворимости полярных компонентов.

Сложный характер имеет зависимость поверхностного натяжения на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. 6.4). Это обусловлено изменением концентрации по­лярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.

    Давление, МПа

 

Рис. 6.4. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небит-

          даг­ского месторождения от давления на границе с водой

          при Т = 20 ºС: 1 – при насыщении обеих фаз метаном;

         2 – при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью

 

По результатам измерения величины поверхностного натяжения нефти на границе с водой, в зависимости от насыщения нефти газом, по ряду месторождений было получено, что величина σ может быть значительной и составлять 3–6 мН/м при изме­нении давления от 0 до 26,5 МПа.

Величина поверхностного натяжения вод на границе с нефтью зависит от солевого состава вод, от состава нефти, от наличия в воде и нефти поверхностно-активных веществ – нафтеновых кислот, смол, асфальтенов и других полярных соединений.

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).

Хлор-кальцевый 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.

Дистиллированная вода на границе с различными видами нефтей об­ладает ещё большим поверхностным натяжением, которое изменя­ется от 20 до 34 мН/м.

По величине поверхностного натяжения пластовых жидкостей на различных модельных поверхностях (аналогичных пластовым) можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодей­ствия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции, количест­венном и качественном составах полярных компонентов в жидкостях, интенсивно­сти проявления капиллярных сил.

Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жид­костью, двумя жидкостями можно измерить. Используется установка М. М. Кусакова, состоящая из источника давления, камеры высокого давления для измерения, каплеобразователя, коммуникаций, смесителя.

Поверхностное натяже­ние на границе раздела порода-жидкость, порода-газ измерить трудно. Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: исследованием явлений смачиваемо­сти и растекаемости, измерением работы адгезии и когезии, изучением теплоты смачивания.

Смачивание и краевой угол

    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. 6.5).

 

а                            б                          в

    Рис. 6.5. Различные случаи смачивания

 

Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания Q, образованного поверхностью твёрдого тела с каса­тельной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосно­вения с поверхностью (рис. 6.5, 6.6). Краевой угол (Q) 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. 6.6. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на раз­личных границах соприкасающихся фаз

        

    Предполагая, что краевой угол (Q) отвечает термодинамическому равновесию, получаем уравнение, впервые выведенное Юнгом:

 

σ_2,3 = σ_1,3 + σ_1,2×cosQ,                                (6.4)

откуда получается выражение для краевого угла (Q):

 

cos Q = (σ_2,3 – σ_1,3)/ σ_1,2.                                     (6.5)

В этих уравнениях (6.4, 6.5) величины σ_2,3 и σ_1,3 практически не­известны. Поэтому мерой смачивания жидкостями поверхности твёрдого тела служит величина краевого угла (Q). Значение Q не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твёрдого тела и соприкасающихся фаз. Поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью на границе, с которой значение поверхностного натяжения меньше, то есть разность полярностей между твёрдым телом и жидкостью минимальная. Поэтому щелочные воды (разд. 6.2) лучше смачивают поверхность кварца и других минералов, слагающих пласт, чем другие типы вод. Это связано с омылением органических кислот щелочами пластовых вод. Мыла, адсорбируясь на поверхности раздела "нефть–вода" и "порода–нефть–вода", способствуют гидрофилизации ("П —О − В") поверхнос-ти, то есть уменьшению избирательного смачивания.

Если σ_2,3 > σ_1,3, то 0 < cos Q < 1 или 0^о < Q < 90^о, из чего следует, что угол Q – ост­рый (0 < cos Q < 1), наступающий, а поверхность – гидрофильная. Если σ_2,3< σ_1,3, то –1 < cos Q < 0, из чего следует, что угол Q – ту­пой (90^о < Q < 180^о), отступающий, а поверхность – гидрофобная.

Существуют и переходные поверхности, амфотерные, которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, кварц, слюда, карбонаты, окислы, сульфаты. К гидрофобным поверхностям – парафин, озокерит, графит, жиры, воск, тальк, асбест, сера, сульфиды, чистые металлы.

По величине угла избирательного смачивания судят о качестве пластовых вод и их отмывающей и вымывающей способностях. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачивающие породу.

Большое влияние на значение угла смачивания оказывают про­цессы адсорбции, в связи с изменением полярности поверхности твёрдого тела, за счёт образования поверхностных сольватных полимо-лекулярных слоёв.

Процессы адсорбции полярных молекул нефти на поверхности горных пород имеют большое значение при избирательном смачивании их водой и нефтью. Нефтесодержащие породы по своей природе в значительной степени гидрофильны. Несмотря на это коллектора нефти гидрофобизированы ("П − О—") ей и часто очень плохо смачиваются водой.

На величину краевого угла смачивания влияют: молекулярные свойства поверхности твёрдого тела и соприкасающихся фаз, свойства адсорбированных слоёв (за счёт явлений адсорбции), давление и температура. Зависимости Q = f(P) и Q = f(Т) сложно выявить в чистом виде. Они могут быть возрастающими или убывающими от преоблада­ния того или иного фактора, в частности от адсорбционных процессов.

При стандартных условиях значения угла смачивания пропорцио­нально поверхностной активности нефти. Измерение краевого угла смачивания используют оптические методы

 

Гистерезис смачивания

Гистерезис – отставание, запаздывание изменения физической величины, характеризующей состояние тела от изменения другой физической величины, определяющей внешние условия.

Гистерезис смачивания – явление, заключающееся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении периметра капли по поверхности твёрдого тела.

Явления статического гистерезиса смачивания тесно связаны с процессами адсорбции, которые зависят от природы поверхностного слоя. Мерой статического гистерезиса смачивания может служить величина, равная разности косинусов углов:

 

 cosQ = (σ_2,3 – σ_1,3)/ σ_1,2 = В, ∆В = В_2,1–В_1,2.              (6.14)

Эта разность получается при различном порядке смачивания твёрдой поверхности жидкостями 1 и 2. Величина ∆В зависит от среды (1 или 2), которой вначале была смочена поверхность. В присутствии адсорбционного слоя статический гистерезис смачивания резко возрастает.           

В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз, отличные от рассмотренных выше (разд. 6.4). Процессы смачивания описывают неравновесные процессы и зави­сят не только от природы поверхностей, но и от скорости и направления движения фронта жидкости (менисков) в капиллярных каналах.

Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть из­менение угла смачивания при передвижении по твёрдой поверхности трёхфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

· направления движения периметра смачивания, то есть от того, проис­ходит ли вытеснение с твёрдой поверхности воды нефтью или нефти водой;

· скорости перемещения трёхфазной границы раздела фаз по твёрдой поверхности;

· шероховатости твёрдой поверхности;

· адсорбции на поверхности веществ.

За счёт вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трёхфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зави­симости от скорости и направления движения периметра смачива­ния жидкостью поверхности пород (менисков жидкости, рис. 6.7) в каналах и трещинах.

 

 

Рис. 6.7. Схема изменения углов смачивания при изменении направления дви­жения мениска в капиллярном канале

 

Угол, образующийся при вытеснении нефти водой (Q₂₁), принято называть наступающий, а угол, образующийся при вытеснении воды нефтью (Q₁₂) – отступающий. Углы смачивания отступающий (Q₁₂), наступающий (Q₂₁) и статический (Q)  всегда находятся в соотношении

                     

                              Q₂₁ > Q > Q₁₂.                                        (6.15)                               

 

Угол смачивания зависит от того, происходит ли вытеснение с твёрдой по­верхности воды нефтью или нефти водой. С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды вследствие гистерезисных явлений наступающий угол смачива­ния возрастает и может стать больше 90^о, если даже в статических условиях поверхность капилляра гидрофильна.

Причины гистерезиса недостаточно изучены. Некоторые исследо­ватели считают, что гистерезис обусловлен силами трения, так как он возникает на шеро­ховатых поверхностях. На полированных поверхно­стях гистерезис про­является слабо.

Большинство исследователей считают, что явления гистерезиса имеют молекулярную природу. При вытеснении из пор нефти водой приходится удалять с твёрдой поверхности адсорбированные молекулы полярных компонентов нефти. Поэтому возникает дополнительное сопротивление растеканию воды по поверхности. В зависимости от порядка смачивания значение этих сил сопротивления неодинаково, чем и обусловлено различие отступающих и наступающих углов.

 

НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

 

Вскрытие пласта и начало его эксплуатации определяют динамический период в истории залежи. Закономерности изменения параметров пласта, движения нефти, газа, воды зависят от первоначальных параметров залежи, условий разработки и  её эксплуатации.

Источники пластовой энергии

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит за счёт проявления упругих сил скелета пласта и насыщающих пористую среду флюидов и зависит от запасов пластовой энергии.

Запас пластовой энергии зависит от пластового давления. Начальное пластовое давление, до начала разработки залежи, как правило, связано с глубиной залегания пласта: Р_пл Þ f(Н_пл).

На продуктивный пласт оказывает влияние горное давление. Оно слагается из вертикального горного давления (Р_z = ρ_ж·g·Н), бокового горного давления Р_x = n·Р_z, на небольших глубинах и при условии что оно равномерно распределено составляет часть вертикального давления, где n – коэффициент бокового распора, который оценивается:

 

 n =ν/(1 – ν),                                             (7.1)

где ν – коэффициент Пуассона, характеризует упругие свойства породы.

В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается за счёт видов и запасов пластовой энергии:

· напора краевых вод;

· напора газа, сжатого в газовой шапке;

· энергии газа, растворенного в нефти и воде и выделяющегося из них при снижении давления;

· упругости сжатых пород;

· гравитационной энергии.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтя­ных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, то есть когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

Силы, действующие в залежи

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде про­порциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. В отличие от движения жидкости в трубах характер её течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия пере­мещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 7.1).

 

 

Рис. 7.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре

 

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шаро­образную форму, оказывая при этом давление (Р) на плёнку воды между стенками капил­ляра и столбиком нефти:

 

,                                        (7.2)

 

где s – поверхностное натяжение на границе "нефть–вода";
R – радиус сферической поверхности столбика нефти;

r – радиус её цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока плёнка не достигнет равновесного состояния. Эти плёнки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформи­руются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

    Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений – капиллярное давление:

.                             (7.3)

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем – эффект Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики.

Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление

 

 Р = 2σ·(1/R₁ – 1/R₂),                                    (7.4)

где R₁ и R₂ – радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной части канала.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. – 541 с.

2. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1982. – 311 с.

3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989. – 245 с.

4. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. – М.: Недра, 1987. – 152 с.

5. Гафаров Ш. А. и др. Физика нефтяного пласта: Учебное пособие. – Уфа: УГТНУ, 1999. – 86 с.

6. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1992. – 269 с.

7. Требин Г.Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М. Нефти месторождений Советского Союза. – М.: Недра, 1980. – 583 с.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

                                         

Введение............................................................................................	3
1. Коллекторские свойства горных пород.....................	5
1.1. Типы пород-коллекторов............................................................	5
1.2. Залегание нефти, газа и воды.....................................................	7
1.3. Гранулометрический состав горных пород..............................	12
1.4. Пористость...................................................................................	14
1.4.1. Виды пористости...............................................................	15
1.4.2. Структура порового пространства...................................	17
1.5. Проницаемость............................................................................	20
1.5.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде...	21
1.5.2. Радиальная фильтрация пластовых флюидов................	24
1.5.3. Классификация проницаемых пород...............................	25
1.5.4. Оценка проницаемости продуктивного пласта..............	26
1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости...................	29
1.5.6. Виды проницаемости........................................................	34
1.6. Насыщенность коллекторов.......................................................	36
1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов.	38
1.8. Удельная поверхность.................................................................	42
1.9. Свойства трещинного коллектора..............................................	44
1.10. Карбонатность горных пород...................................................	45
1.11. Набухаемость пластовых глин.................................................	45
1.12. Механические свойства горных пород....................................	47
1.13. Тепловые свойства горных пород ...........................................	50
2. Состав и физико-химические свойства прироДных газов.......................................................................	54
2.1. Состав природных газов..............................................................	54
2.2. Аддитивный подход к расчёту физико-химических      свойств углеводородных газов...................................................	56
2.3. Способы выражения состава......................................................	59
2.4. Уравнение состояния..................................................................	60
2.5. Состояние реальных газов..........................................................	63
2.6. Вязкость газов..............................................................................	68
2.7. Растворимость газов в нефти и воде..........................................	70
2.8. Эффект Джоуля–Томсона	77
2.9. Упругость насыщенных газов....................................................	78
3. Состав и физико-химические свойства нефти......	82
3.1. Состав нефти................................................................................	82
3.2. Физико-химические свойства нефти.........................................	85
3.2.1. Плотность нефти................................................................	86
3.2.2. Вязкость нефти...................................................................	88
3.2.3. Реологические свойства нефтей.......................................	93
3.2.4. Газовый фактор пластовой нефти....................................	95
3.2.5. Давление насыщения нефти газом...................................	97
3.2.6. Сжимаемость нефти..........................................................	98
3.2.7. Объёмный коэффициент нефти........................................	100
3.2.8. Тепловые свойства нефтей................................................	104
3.2.9. Электрические свойства нефтей.......................................	105
3.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи.......	106
4. Фазовые состояния углеводородных систем........	108
4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем......	108
4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей............................	110
4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе....................................	112
5. Состав и физико-химические свойства пластовЫХ вод............................................................................	118
5.1. Химические свойства пластовых вод........................................	119
5.1.1. Минерализация пластовой воды......................................	119
5.1.2. Тип пластовой воды..........................................................	120
5.1.3. Жесткость пластовых вод.................................................	120
5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов................	122
5.2. Физические свойства пластовых вод.........................................	123
5.2.1. Плотность...........................................................................	123
5.2.2. Вязкость..............................................................................	123
5.2.3. Сжимаемость......................................................................	124
5.2.4. Объёмный коэффициент...................................................	125
5.2.5. Тепловые свойства.............................................................	126
5.2.6. Электропроводность..........................................................	126
5.3. Характеристика переходных зон...............................................	127
6. МОЛЕКУЛЯРНО–ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ–ГАЗ–ВОДА–ПОРОДА....................................	128
6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации.............................	128
6.2. Поверхностное натяжение..........................................................	129
6.3. Смачивание и краевой угол........................................................	134
6.4. Работа адгезии, теплота смачивания........................	138
6.5. Гистерезис смачивания......................................	138
6.6. Свойства поверхностных слоёв пластовых жидкостей……...	140
7.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ………………………..………………………............	142
7.1. Источники пластовой энергии…………………………………	142
7.2. Силы, действующие в залежи……………………………….....	143
7.3. Поверхностные явления при фильтрации жидкостей………..	145
7.4. Общая схема вытеснения нефти из пласта водой и газом…...	145
7.5. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирова­ния залежи……………………………………………………..	147
7.6. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред……………………………………………....	150
7.7. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой……………………………………………………………	151
СПИСОК Литературы.....................................................................	152

 

[u1]Стала известна или известна более 4 тысяч лет

[u2]На 80-е годы 20 века

[u3]Значительным иистощением запасов

[u4]Какого всего???

[u5]В настоящее время или возрастал до настоящего вренмени

[u6]Это всё в скобки

[u7]-

[u8]исправить

[u9]исправить

[u10]абзац

Н.А. Сваровская

ФИЗИКА ПЛАСТА

Учебное пособие

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов 650700 Нефтегазовое дело

Томск 2003

               

УДК 622.279

    Сваровская Н. А. Физика пласта: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2003. – 156 с.

 

    Приведены основные сведения о фильтрационно-ёмкостных, физико-механических и тепловых свойствах горных пород, составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов, насыщающих породы-коллекторы. Описаны теоретические основы процессов фазовых переходов углеводородных систем, поверхностно-молекулярные явления, происходящие в пласте, свойства системы нефть-газ-вода-порода, определяющие фильтрацию пластовых флюидов из пористых сред.

    Пособие подготовлено на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений ТПУ и предназначено для студентов направления 650700 Нефтегазовое дело.

 

Печатается по решению редакционно-издательского совета Томского политехнического университета

 

Рецензенты:

Пешков В.Е. – к.г.-м.н., директор Томского отделения СНИИГГиМС

Панков В.Н. – к.ф.-м.н., с.н.с., заведующий лабораторией разработ- ки и проектирования нефтяных месторождений ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК"

 

Темплан 2003

 

    Томский политехнический университет, 2003

 

 

ВВЕДЕНИЕ

    Нефть (nafta – греческое, neft – турецкое, персидское) известна людям более четырёх тысяч[u1] лет. На заре цивилизации нефть не играла большой роли в технике и быту. До нас дошли сведения о том, что нефть применялась греками, египтянами, ассирийцами для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), для изготовления туши, в военном деле ("греческий огонь"), для освещения жилых помещений и смазки колёс.

Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила за последние сто лет. В настоящее время развитие техники и промышленности невозможно представить без использования нефти и продуктов её переработки. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива (автомобильный и авиационный бензины, реактивное, дизельное топливо и прочие виды), смазочные масла, битумы для дорожных покрытий, сажа для резиновой промышленности, электродный кокс, полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные продукты.

Незаменимым сырьём для нефтехимической промышленности являются газы: попутные, природные, нефтепереработки.

    Максимальная добыча нефти, около 600 млн т в год на территории бывшего СССР, приходилась на 80-е 20 века[u2] в основном за счёт ввода в эксплуатацию высокодебитных месторождений Западной Сибири. К концу прошлого столетия объёмы добываемой нефти сократились и стабилизировались на отметке 303–305 млн т в год.

В настоящее время эксплуатируемые крупные месторождения, определяющие объёмы добычи нефти, приближаются к последним ста­диям разработки. Состояние их характеризуется значительным истощением запасов, преждевр[u3] еменным обводнением, изношенностью систем сбора и трубопроводного транспорта до 50–80 %.

Перспективные направления в нефтедобыче будут определяться уровнем мировых цен на нефть, налоговой политикой в нашей стране, научно-техни­ческими достижениями в разработке и эксплуатации месторождений, качеством разведанной сырьевой базы. Скачок цен на нефть в новом веке на рынках мира благоприятно повлиял на экономику России. В ян­варе 1999 года цена нефти за баррель составляла 10,21–10,42 доллара, а к первому октября она увеличилась до 22,66–23,10 долларов. Важным стимулом для роста добычи нефти являлись высокие цены на нефть в 21 веке[u4] . Этот фактор способствовал экспорту российской нефти в страны дальнего зарубежья. В 2000 году он составил более 144 млн т и устойчиво возрастал до настоящего времени[u5] .

Для прироста добычи нефти в России Правительством РФ были приняты Постановления о мерах по вводу в эксплуатацию бездейст­вующих, контрольных, находящихся в консервации скважин на нефтя­ных месторождениях и обеспечения гибкого, стимулирующего налого­обложения в части:

· эксплуатации месторождений с истощёнными и трудноизвлекае­мыми запасами (дебит 0,1–1 т/сут), которые составляют более 50 % от общего количества текущих извлекаемых запасов с помощью но­вых технологий;

· освоения и ввода в эксплуатацию малодебитных месторождений (в среднем на одно мелкое месторождение приходится менее 1 млн т нефти), и в России их открыто более 1400 месторождений[u6] ;

· ввода в разработку месторождений с низкопроницаемыми коллекто­рами (0,05 мкм²).

Реализовать намеченные перспективы развития нефтедобывающего комплекса и поддерживать уровень добычи нефти в России в 315–330 млн т в год невозможно без получения новых данных относительно нефтяных и газовых пластов – коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, современных знаний о природе пластовых флюидов, их физико-химических свойствах, фазовых состояниях углеводородных систем в пласте и поиска методов их извлечения.

Процесс развития нефтяной промышленности России требует применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств, а это всё зависит от состояния от­раслевой и академической науки, и не только нефтегазового комплекса, но и нефтегазового машиностроения.

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.

На комплексе знаний, полученных при изучении данного курса, основываются подходы грамотного проектирования методов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, выбора тех или иных технологий искусственного воздействия на залежь, внедрения но­вейших методов повышения компонентоотдачи пластов.

Настоящее учебное пособие посвящено описанию свойств порис­тых сред, насыщающих их жидкостей и газов, и использованию этих знаний в практических расчётах.

Автор выражает признательность и искреннюю благодарность профессорам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторож­дений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина И. Т. Мищенко, Н. Н. Михай­лову, И. И. Дунюшкину за полезные замечания и конструктивные пред­ложения, способствовавшие улучшению качества пособия.

коллекторские Свойства горных пород

Типы пород-коллекторов

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

Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры, полученные в процессе разрушения более древних пород (осадочных, магматических, метаморфических) и выпавшие механическим или химическим путём.

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Породы сложены из почти параллельных слоёв (пластов) различных минералов, отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. Осадочные породы по происхождению делятся на обломочные, химические, органические и смешанные.

Обломочные породы образовались в результате отложения обломков или кусочков разрушенных пород: валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины и другие.

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или как результат химических реакций протекающих в земной коре.

Породы органического происхождения являются окаменелыми останками животных и растительных организмов: известняки, мел и другие.

Породы смешанного происхождения сложены из минералов обломочного, химического и органического происхождения: мергели, глинистые и песчаные известняки.

Магматические (изверженные) породы образовались в результате застывания магмы и имеют, обычно, кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится. К ним относятся базальты, граниты и другие.

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры: сланцы, мрамор, яшмы и прочие.

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.

Тип коллектора определяется природой, структурой и геометрией порового пространства. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным (терригенный, обломочный), трещинным и смешанного строения.

К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.

В Томской области нефтяные месторождения приурочены к песчаникам и большей частью имеют гранулярный тип коллектора.

Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещинный тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено 50 % открытых запасов нефти, а в России – 12 %.

На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст.

Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые.

В Западной Сибири на участках ряда месторождений отмечается трещинно-пористые типы коллекторов: Герасимовское, Талинское и другие месторождения. Особенно такой тип коллектора характерен для палеозойских нефтей.