2688

Коллекторские свойства горных пород

Практическая работа

География, геология и геодезия

коллекторские Свойства горных пород Типы пород–коллекторов Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Под горной породой понимается естественный твердый минера...

Русский

2013-01-06

2.73 MB

221 чел.

коллекторские Свойства горных пород

1. Типы породколлекторов

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. По происхождению (генезису) горные породы подразделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки, мергели), изверженные (магматические) и метаморфические.

Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.

Статистика опыта разработки 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, основные коллекторы нефти и газа породы осадочного происхождения. 

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

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

В чисто трещиноватых коллекторах, сложенных преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. Трещиноватый тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США.

На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст. Такой тип коллектора отмечен на участках ряда месторождений Западной Сибири (Талинское месторождение и другие).

1.1. Типы породколлекторов

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. По происхождению (генезису) горные породы подразделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки, мергели), изверженные (магматические) и метаморфические.

Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.

Статистика опыта разработки 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, основные коллекторы нефти и газа породы осадочного происхождения. 

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

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

В чисто трещиноватых коллекторах, сложенных преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. Трещиноватый тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США.

На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст. Такой тип коллектора отмечен на участках ряда месторождений Западной Сибири (Талинское месторождение и другие).

1.2. Залегание нефти, газа и воды

Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками непроницаемых пород, состоящих из глин (глинистые сланцы, породы с высоким содержанием глинистого цемента), солей, особенно сульфатных,  эвапоритов (гипс, ангидрит и другие).

Покрышка   литологическое тело (пласт, пачка, свита и др.) расположенное над коллектором нефти или газа и препятствующее фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты.

Многообразие условий залегания нефти, газа, газоконденсата и геологического строения залежей безгранично. Различают следующие типы ловушек.

  1.  Структурные антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола

Рис. 1. 1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане:

1.  нефтенасыщенные породы;

2. водонасыщенные колпектора;

3.  непроницаемые породы (покрышки)

и другие (рис. 1.1).

    Литологические, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окружающих коллектор нефти литологически ограниченные за счёт стратиграфического несогласия, когда одни породы замещаются другими (рис. 1.2-1.3), литологически экранированные за счёт тектонических процессов, приводящих к тектоническим, дезъюнктивным нарушениям (рис. 1.4);

Рис. 1.2. Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой:

 

- линия замещения коллекторов

Рис. 1.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б): +  породы фундамента;  # кора выветривания

Рис. 1.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых дезъюнктивных несогласий

  1.  Залежи в рифогенных образованиях (рис. 1.5).

       Рис. 1.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (б)

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи встречаются редко. В основном это Талинское месторождение (Красноленинский свод), пласт Ю11 Калатушного месторождения, выклинивающийся на западном склоне средневасюганского мегавала. Литологически экранированные залежи выявлены в Баженовской свите на Салымском месторождении и встречаются в пластах Б16 нижнемелового возраста.

Залежи литологического типа в основном распространены в Приуралье, в которых песчаные пласты девонского возраста выклинивают на склонах структур Ромашкинское, Оренбургское, Ишимбаевское и др. месторождения.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта давление, температура, распределение нефти, газа и воды в залежи находятся в термодинамическом состоянии, установившемся с момента формирования залежи.

Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято назвать пластовым давлением.

Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей её жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Давление, создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря  их подвижности, называется гидростатическим пластовым давлением.

Как правило, оно связано с глубиной залегания пласта: Рпл. = f (Нпл.). По данным Г.Ф. Требина более 50 % залежей залегают на глубине от 1250 до 2250 м, пластовое давление для глубин до 2500 м подчиняется эмпирической зависимости:

Рпл.  Н·сж/10 Рпл.  0,105 · Н [атм] Рпл.  Н/100 [МПа]    (1.1)

где Рпл. среднее пластовое давление в залежи (1 Па = 0,102 атм);

     Н средняя глубина залежи (мощность пласта), м;

     сж плотность жидкости (плотность воды 1 г/см3).

       То есть, начальное пластовое давление (до начала разработки залежи) или статическое, зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального пластового давления используется для оценки особенностей гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь нефти.

       Пласты, для которых соблюдаются равенства (1.1) называются пластами с нормальным гидростатическим давлением (нормальным пластовым давлением). Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с поверхностью земли.

       На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной Украины, Чечено-Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями, которые в 1,5-2 раза выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего они приурочены к складчатым районам. Однако пластовое давление может быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления отличные от гидростатического приурочены к аномальным.

       Давление, создаваемое горными породами, называется геостатическим давлением. Величина геостатического давления (Рг.)  оценивается по формуле:

            Рг  0,1·сг.п.+ж·Н,          (1.2)

где сг.п.+ж средняя пористость горной породы и насыщающей её жидкости.

Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы, стремиться её уплотнить. С увеличением глубины уплотняющее давление (Рупл.) растёт. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового давления в процессе разработки залежи:

                               Рупл.= Рг.  Рпл.               (1.3)

Температурный режим нефтяных месторождений важный фактор, влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов (например, вязкость), растворимость газа в нефти и разработку месторождений.

Повышение температуры происходит закономерно с глубиной. Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом. Известно, что при погружении в глубину горных пород температура возрастает примерно на 1о на каждые 30 м. Величина градиента зависит от состава пород, фильтрации термальных вод, абсолютной глубины, химико-минералогических явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений величина геотермического градиента колеблется на 10-60 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического градиента (около 25-35 м) тяготеет к "горячим" районам. Значения пластовых температур для нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30о до 67о С.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Основные коллекторские свойства горных пород вмещать (ёмкость коллектора, обусловленная пористостью горной породы) и пропускать (фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

- гранулометрическим (механическим) составом пород;

- пористостью;

- проницаемостью;

- насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

- удельной поверхностью;

- капиллярными силами;

- механическими свойствами;

- тепловыми свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

1.3. Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрическим составом горных пород называют количественное (массовое) содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды: пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удерживающие флюиды  в пласте и другие.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных (10–3-10–5 см) до галечника и валунов. Гранулометрический состав нефтесодержащих пород в основном представлен частицами размером от 1 до 0,01 мм в диаметре. По размерам зерен классифицируют структуры обломочных пород на следующие:

- псефитовую, с размером зерен более 2 мм;

- псаммитовую, с преимущественным размером частиц от 2 до 0,1 мм;

- алевритовую, включающую частицы размером 0,1-0,01 мм;

- пелитовую, с размером зерен менее 0,01 мм.

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов. Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород. Ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псефитов и псаммитов (породу последовательно просеивают через сита с уменьшающим диаметром отверстий), а седиментационный анализ используют для алевритов и пелитов. Результаты анализа гранулометрического состава пород представляют в виде таблиц или диаграмм (рис. 1.6), секторы которых показывают содержание различных фракций. Путём суммирования в последовательном порядке процентного содержания каждой фракции, строят интегральную (кумулятивной) кривую (рис. 1.7).

           

Рис. 1.6. Изображение состава в виде гистограммы и диаграммы   

 

 Рис. 1.7. Гистограмма гранулометрического состава образца (слева): d – диаметр частиц, γ = - 10 lg d и интегральная кривая суммарного состава

По построенной интегральной кривой определяют две важные величины: коэффициент однородности (неоднородности) и так называемый действующий диаметр или эффективный размер зерен (dЭф).

Для пород со средней и высокой цементацией применяют метод исследования в шлифах под микроскопом (см. лабораторный практикум).

1.4. Пористость

       Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). 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), промежутки между плоскостями наслоения это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
  2.  Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, 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 (2-5) это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

1.4.1. Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объёма всех пор (Vпор):

.                (1.4)

       Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (Vсообщ. пор):

.                 (1.5)

Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф) характеризует фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация (Vпор фильтр.):

               (1.6)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, величины коэффициентов общей и эффективной пористости примерно равны (рис. 1.8.).

Рис. 1.8. Среднезернистый кварцевый песок юрского возраста месторождения Джаксымай, Эмба, mэф - 22,31

Для пород, содержащих большое количество цемента, между коэффициентами эффективной и общей пористости наблюдается существенное различие. В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп  mo  mэф.         (1.7)

       Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться от нескольких процентов до 52 % (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

3,5-29,0

Известняки

до 33

Доломиты

до 39

Известняки и доломиты, как покрышки

0,65-2,5

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);

- 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, в основном, это внутренние поры.

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 последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

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

1.4.2. Структура порового пространства

Структура порового пространства определяется и зависит от:

- гранулометрического состава пород;

- формы и размера зёрен по мере уменьшения величины зерен пористость, как правило, возрастает за счет возрастания частиц неправильной формы, зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости;

- укладки зёрен, например, при кубической укладке сферических зерен пористость составляет  47,6 %, при более плотной ромбической укладке  25,96 % (рис. 1.9);

Рис. 1.9. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а менее плотная кубическая укладка; б более компактная ромбическая укладка

- сортировки зёрен, чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость;

- однородности и окатанности зёрен порода, содержащая более однородные и окатанные зерна, имеет более высокую пористость;

- степени и типа цементации  (рис. 1.10, 1.11);

- степени трещиноватости горных пород;

- характера и размера пустот.

Характер цементации (рис. 1.10, 1.11) может существенно изменять пористость породы. Типы цементации порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов. А радиус зерен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и, как правило, не определяет величины пористости.

Рис. 1.10. Разновидности цемента горных пород

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, общая и открытая пористость зависят от факторов:

- давления (Рг), которое испытывают на себе породы;

- от плотности пород, количества цемента и типа цементации;

- глубины залегания и, как правило, пористость пород падает с увеличением глубины залегания, в связи с их уплотнением (Рупл.) под действием веса вышележащих пород (рис. 1.12.), с увеличением глубины уплотняющее давление растёт, а вместе с этим уменьшается пористость породы (Рупл.  m).

Рис. 1.12. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. песчаники; 2. глины

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. лабораторный практикум).

.5. Проницаемость

       Проницаемость  это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

       Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Все горные породы обладают пористостью, а, следовательно, и проницаемостью. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы, включая и породы с низкой субкапиллярной пористостью.

Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы, некоторые соли и др.). Считается, что флюиды движутся к скважинам в основном по порам, с диаметром более 1 мкм.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же 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, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией, соли (особенно сульфаты за счет способности поглощать воду и увеличивать свой объём), некоторые эвапориты, плотные доломиты и известняки.

Фильтрация идет, в основном, через крупные поры. Хорошими коллекторами нефти являются те породы, поры которых представлены в основном каналами и трещинами.

1.5.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Darcy H. французский учёный, в 1856 году изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.15), установил линейную зависимость между объёмным расходом жидкости (скоростью фильтрации) от градиента давления.

Рис. 1.15. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок

Согласно эксперименту Дарси, скорость фильтрации чистой воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

,                 (1.8)

       где Q объёмный расход воды;

v линейная скорость воды;

F площадь сечения, F = d2/4;

L длина фильтра;

k коэффициент пропорциональности.

Вода однородная система. Нефть, пластовая вода, газ в пластовых условиях многокомпонентные, неидеальные системы. С точки зрения химии компоненты таких систем взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее фильтрацию нефти (пластовой воды, газа) содержит параметр вязкость, учитывающий неидеальность системы (взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы):

               ,                (1.9)

       где  вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.8), который называется коэффициентом проницаемости (kпр.): k kпр..

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения (1.9):

,                (1.10)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2, в системе СГС в см2, в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) в Д (дарси), т.е. для разных систем единиц измерения величина его характеризует площадь (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Размерность параметров уравнения Дарси

Параметры

уравнения

Размерность

СИ

СГС

НПГ

Объёмный дебит, Q

м3

см3

см3

Площадь поперечного сечения фильтра, F

м2

см2

см2

Длина фильтра, L

м

см

см

Перепад давления, P

Па

дн/см2

атм

Вязкость жидкости, µ

Па·с (мПа·с)

дн·с/см2

спз (сантипуаз)

Коэффициент проницаемости,  kпр.

м2 (мкм2)

см2

Д (дарси)

       

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости это величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м3/сек.

Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси (Д), если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью в 1 сантипуаз (спз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2, перепаде давления 1 атм, расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.

Выражение вязкости в спз имеет и физический смысл. Вязкость воды при 20о С равна 1,005 спз, т. е. 1спз и величину kпр.= 1,02 см2/108 назвали Дарси. 

1 Д = 1,0210-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2.      (1.11)

Приведённые выше уравнения 1.8-1.10 справедливы при условии движения плохо сжимаемой (несжимаемой) жидкости при линейно-направленном потоке.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Поэтому при расчете проницаемости по газу следует учитывать средний расход газа в условиях образца, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца, используя закон БойляМариотта. Если расширение газа при линейном прохождении его через образец происходит изотермически, следует учитывать средний объёмный расход (Vср):

           При Т = const,    P·V = const                            (1.12)

                                                                 Vcр· Pср = Vо · Pо = V1· P1 = V2 · P2,                 (1.13)

                     Pср = (P1 + P2)/2,                                       (1.14)

    Vcр = Vо · Pо / Pср = 2 · Vо· Pо / (P1 + P2).                     (1.15)

Средний объёмный расход газа будет равен изменению линейной скорости фильтрации объёма газа (Vср) за время (продолжительность) прохождения газа (t) через породу:

 ,                                  (1.16)

       Уравнение для количественной оценки коэффициента проницаемости горных пород при линейной фильтрации газа запишется с учетом выражений 1.10 и 1.16:

,                                        (1.17)

       Уравнения 1.9, 1.17 применимы при описании линейного, плоскопараллельного потока фильтрации жидкости и газа через породу.

1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде

       Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (рис. 1.16).

Рис. 1.16. Схема радиального притока жидкости в скважину

       Фильтрация жидкости и газа в таком образце происходит в радиальном направлении, от наружной поверхности к внутренней. Если площадь боковой поверхности цилиндра обозначить через (F), то она оценивается как: F=2rh. Уравнение Дарси для радиальной фильтрации нефти (пластовой воды) будет иметь следующий вид:

.           (1.18)

       После интегрирования, дебит при радиальной фильтрации жидкости можно оценить выражением:

.          (1.19)

       Оценить коэффициент проницаемости горной породы при радиальной фильтрации жидкости можно по уравнению 1.20:

.                        (1.20)

       А выражение для оценки коэффициента проницаемости горной породы при радиальной фильтрации газа запишется соответственно с учетом уравнений 1.17 и 1.19:

                     = .          (1.21)

       В выражениях 1.20-1.21 параметры характеризуют:

мж, мг вязкость жидкости и газа;

Qж расход жидкости;

rн и rв наружный и внутренний радиусы кольца;

, Qг  расход газа при среднем и атмосферном давлениях в образце;

Рн, Рв  давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца;

h высоту цилиндра.

1.5.3. Классификация проницаемых пород

По величине коэффициента проницаемости (мкм2) для нефтяных месторождений выделяют 5 классов коллекторов:

  1.  очень хорошо проницаемые (kпр > 1);
  2.  хорошо проницаемые (kпр  0,1-1);
  3.  средне проницаемые (kпр  0,01-0,1);
  4.  слабопроницаемые (kпр  0,001-0,01);
  5.  плохопроницаемые (kпр < 0,001).

Классификация коллекторов газовых месторождений по величине коэффициента проницаемости включает 1-4 классы.

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г.И.) различают следующие виды коллекторов: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.

В реальных условиях редко встречаются пласты, однородные по проницаемости на всём протяжении. Нефтяной пласт неоднороден и состоит, как правило, из продуктивных пропластков разной проницаемости. Коллекторы нефти и газа меняются по минералогическому составу, физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников, пропластки песка иногда без какихлибо закономерностей переходят в глинистые породы. Поэтому коэффициент средней проницаемости пласта () оценивается с учётом проницаемости пропластков и направления фильтрации.

1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости

Рассмотрим случай линейно-горизонтальной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных слоев или пропластков пористой среды (рис. 1.17), разделенных между собой бесконечно тонкими непроницаемыми перегородками, различной мощности и проницаемости.

       

Рис. 1.17. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости

Средняя величина коэффициента проницаемости пласта будет оцениваться с учетом мощности продуктивных пропластков, через которые идет фильтрация флюидов:

,                (1.22)

где  – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость i-го пропластка; hi – мощность (высота) i-го пропластка.

Рассмотрим пример. Рассчитать величину среднего коэффициента проницаемости пласта, состоящего из нескольких изолированных пропластков для условий:

Дано:   № уч-ка         hi, м           ki, мД                 

              1                  6               100        

              2                 4,5              200

              3                  3                300

              4                 1,5              400

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение.  = (100 · 6 + 200 · 4,5 + 300 · 3 + 400 · 1,5)/(6 + 4,5 + 3 + 1,5) = 200 (мД).

                  

     При горизонтально-линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон пористой среды различной проницаемости (рис. 1.18), средняя величина коэффициента проницаемости такого пласта рассчитывается с учетом протяженности (длины) фильтрации флюидов по уравнению:

                                ,                (1.23)

               где – средняя проницаемость пласта; ki  проницаемость i-го пропластка; Li – длина i-го пропластка; Lобщ = ∑Li – общая длина пласта. 

Рис. 1.18. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости

Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для горизонтально-линейной фильтрации жидкости, имеющего несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон различной проницаемости с учетом условий:

Дано: № уч-ка       Li, м          ki, мД

1               75              25

2               75              50                        

3              150            100

4              300            200                        

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение. = (75 + 75 + 150 + 300) / (75 /25 + 75 / 50 +150/100  + 300 /200) = 600 / 7,5 = 80 (мД).

               При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.19), средняя величина коэффициента проницаемости пласта оценивается с учетом радиуса контура радиальной фильтрации флюидов через продуктивные пропластки по выражению:        

,                (1.24)

       где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость зон; ri – радиус i-той зоны; rc – радиус скважины; rk – радиус контура питания.

Рис. 1.19 Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости

Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для случая радиальной фильтрации жидкости с учетом условий:

Дано: № уч-ка          ri,м             ki, мД                        

1                 75               25                

2                150              50                        

3                300             100

4                600             200

rc = 0,15 м,        rk = 600 м.

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение.   = lg (600 / 0,15)/{[lg (75 / 0,15)]/25 + [lg (150 / 75)] /50 + [lg (300 / 150)] / 100 + [lg (600 / 300)] / 200} = 30,4 (мД).

1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости

       Теоретически доказано, что для хорошо отсортированного, окатанного, однородного материала (например, кварцевый мономиктовый песок, представленный на 90 % одним минералом) проницаемость не зависит от пористости.

Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются и более проницаемыми.

       Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеальной пористой среды можно оценить из соотношений законов Пуазейля и Дарси.

Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через пористую среду, которая представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной (L), равной длине пористой среды:

,                (1.25)

где   r радиус порового канала;

L длина порового канала;

n число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F площадь фильтрации;

вязкость жидкости;

Р перепад давления.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация, можно представить следующим образом:

.                (1.26)

С учетом 1.26, уравнение 1.25 можно переписать следующим образом:                                

,                (1.27)

и сравнить его с уравнением Дарси ().         

Приравняв правые части уравнений, после сокращения подобных членов получим выражение для взаимосвязи проницаемости, пористости и радиуса порового канала:

.                (1.28)

Выражение 1.28 используется при проведении прогнозных и модельных расчетах коэффициента проницаемости для образцов кернового материала с известной пористостью. Измерения показали, что радиусы пор, по которым в основном происходит движение жидкостей, находится в пределах от 5 до 30 мкм.

Из уравнения 1.28 следует, что радиус (размер) порового канала можно оценить:

.                 (1.29)

       Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов (в мкм) будет рассчитываться по выражению:

.                (1.30)

       Уравнения 1.28-1.30 характеризуют взаимосвязь между пористостью, проницаемостью и радиусом порового канала и справедливы только для идеальной пористой среды, например, для кварцевого песка.

       Для реальных коллекторов оценка радиуса порового канала производится с учётом структурных особенностей порового пространства пород. Обобщенным выражением для этих целей является эмпирическое уравнение Ф.И. Котяхова:

,                (1.31)

где r радиус пор;

структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства.

       Значение  оценивают для модельных сред путём измерения электрического сопротивления пород. Для керамических, пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным,  изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

.                (1.32)

Для оценки взаимосвязи коэффициента проницаемости от радиуса порового канала при фильтрации жидкости только через каналы, капилляры (поры круглого сечения) используются соотношения уравнений Пуазейля и Дарси:

       

     и      .                (1.33)

       Причем, пористая среда представляет собой систему трубок. Общая площадь пор, через которые идет фильтрация флюидов, оценивается как:

F = р·r2. Величину р можно представить как р = F/r2. Подставив эту величину в уравнение Пуазейля (1.33, левое выражение) и сократив одинаковые параметры в выражениях (1.33, левом и правом) получим корреляционную взаимосвязь между коэффициентом проницаемости породы от радиуса порового канала:

.               (1.34)

       Если r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д] (1Д 1,02·10–8 см2 или =1,01327), то вводится соответствующий коэффициент пересчета 9,869·10–9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через капилляр оценивается эмпирическим выражением:

kпр = r2/(8·9,869·10–9) = 12,5 · 106 r2.         (1.35)

Оценка взаимосвязи коэффициента проницаемости от высоты поровой трещины при фильтрации жидкости только через трещиноватые поры оценивается из соотношений уравнений Букингема и Дарси.

       Потеря давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

,            (1.36)

где h высота трещины;

v линейная скорость фильтрации жидкости.        

Выразив из уравнения Дарси величину перепада давления (P = v·м·L/kпр.), приравняв правые части с 1.36 и сократив одинаковые параметры получим выражение:  

.                (1.37)

С учетом того, что h измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д], вводится соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10–9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через трещину оценивается:

kпр = h2/(12 · 9,869·10 –9) = 84,4 · 105·h2.             (1.38)

       Уравнения 1.35 и 1.38 используется для теоретической оценки коэффициентов проницаемости для конкретного вида пор.

       Рассмотрим пример. Через кубик породы размером 10·10·10 см, с проницаемостью 10 мД фильтруется жидкость при линейной режиме вязкостью 1 спз, при градиенте давления (Р/L), равном 0,25 атм/м (0,0025 атм/см). Определить дебит?

Решение. Рассмотренный случай субкапиллярной фильтрации, то есть фильтрация равномерная и проходит через всю площадь образца, имеющего субкапиллярную пористость. Дебит (Q1)составит:

 = 100 · 0,01 · (0,0025 /1) = 0,0025 см3/сек.

Если в этом кубике будет один канал диаметром 0,2 мм той же длины, что и кубик, то при том же градиенте давления дебит фильтрующейся жидкости через этот канал будет:

= 12,5 · 106· (0,02 /2)2 · р · (0,02 /2)2 · 0,00025 = 0, 001 см3 /сек

       Следовательно, при наличии в кубике одного канала и субкапиллярной пористости, т. е. при наличии неравномерной фильтрации суммарный дебит (Q3) фильтрующейся жидкости составит:

Q3 = Q2 + Q1 = 0,001 + 0,0025 = 0,0035 (см3/сек).

Суммарный дебит (Q3) имеет величину на 40 % больше чем при субкапиллярной фильтрации (Q1).

       Если в кубике вместо канала имеется трещина высотой 0,2 мм и шириной 10 см, ее влияние на общий дебит жидкости, фильтрующийся через породу, будет существенным:

 = (84,4 ·105 · (0,02)2 · 0,02 · 10 · 0,0025) / 1 = 1,688 см3/сек.

       А суммарный дебит (Q5) с учетом субкапиллярной фильтрации (Q1) составит:

Q5 = Q4 + Q1 = 1,688 + 0,0025 = 1,6905 (см3/с).

       По сравнению с первым случаем дебит увеличится в 675 раз.

Пример свидетельствует о большом влиянии наличия каналов и особенно трещин в породе на объём фильтрующейся жидкости.

На практике проницаемость породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. лабораторный практикум).

1.5.6. Виды проницаемости

       При разработке нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа, или совместное движение двух, трехфазного потока одновременно. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

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

  1.  отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;
  2.  полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

    Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газнефть, нефтьвода, водагаз, газнефтьвода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит 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 проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k', % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

        k'Н = (kН / k) ·100 %;       k'В = (kВ / k) · 100 %,         (1.39)

где kН и kВ  фазовые проницаемости для воды и нефти;

     k абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

1.6. Насыщенность коллекторов

       Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).

       Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.

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

Однако, эта 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 др.

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

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

,         (1.40)

где VВ, VН, VГ  соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора ст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

Пст =  Vсоб. пор  Vв. ост..                   (1.41)

В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллекторадин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.      

       Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.                        (1.42)

       Для газонефтяных месторождений соответственно:

SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 (SB + SH).           (1.43)

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

1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов

В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:

1. движение нефти и воды в нефтяных залежах;

2. движение газированной нефти трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.

Характеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды проиллюстрируем на примере фильтрации нефти и воды через песок (рис. 1.20).

Рис. 1.20. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства

Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза, за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил.

Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы и др.

При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 1.20), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 1.20) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще выше.

Из выше сказанного следует, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.

Кроме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением).

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 1.21-1.22.

Рис. 1.21. Зависимость относительной проницаемости песка (а) и песчаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности

Анализ приведенных зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.

Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов ~ 60 %, песчаников ~ 30 %. Жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при обводнённости до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Рис. 1.22. Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенности

При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 2530 %, газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость для него (k'Г) равна нулю. Однако наличие свободного газа, выделившегося из нефти в пласте, отрицательно влияют на условия ее фильтрации.

При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти.

Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 %, снижается для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 70 %, для песчаников до 60 %.

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рисунке 1.23, где представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы.

Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно, двух и трёхфазное движение.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно, двух, и трёхфазного потока.

Рис. 1.23. Области распространения одно , двух и трёхфазного потоков, в которых содержится: 1 5 % воды; 2 5 % нефти; 3 5 % газа

При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.

       При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

       Области, отвечающие двухфазным потокам (газ-вода, газ-нефть, воданефть) промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника.

       Область существования трехфазного потока (совместного движения в потоке всех трех фаз) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 30 %.

1.8. Удельная поверхность

Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимают суммарную поверхность всех ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд. = F/V, м23).

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её  выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.

Тем не менее 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 происходит 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, движущийся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), 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 удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер (классификация, стр. 13) считается, что удельная поверхность однородной породы составляет: для псаммитов менее 950 м23, для алевритов 950-2300 м23, для пелитов более 2300 м23.

Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно, в силу её неоднородности. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 900-2100 м23.

Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие "фиктивный грунт". Под фиктивным грунтом предполагается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке (см. рис. 1.9). В 1 м3 породы (V) такой структуры полная поверхность шаров составит площадь(S) и удельную поверхность соответственно:

S = 6·(1-m)/d,         Sуд. = S/V                (1.44)

где  S площадь поверхности, м2;

      m пористости, м3;

      d диаметр, м;

      Sуд.  удельная поверхность, м23.

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 зависящих от величин пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по одному из вариантов формулы Козени:

Sуд. = 7·105·(m·m)/(kпр.).         (1.45)

       Или по выражению, предложенному К.Г. Оркиным:

Sуд. = с·m·(m/kпр.),                 (1.46)

       где с поправочный коэффициент, который учитывает отклонения формы частиц от шарообразной и зависит от величины эффективного диаметра частиц (dэф.) для реальных коллекторов (см. рис. 1.7).

1.9. Коллекторские свойства трещиноватых пород

       Емкость продуктивных коллекторов и промышленные запасы нефти в нём определяются преимущественно ёмкостью трещиноватого коллектора, объёмом трещин. Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Большинство исследователей ёмкость трещиноватого коллектора связывают с пустотами трех видов:

  1.  межзёрновым поровым пространством, пористость которого составляет 2-10 % полезной ёмкости трещиноватого коллектора;
  2.  кавернами и микрокарстовыми пустотами, пористость которых может достигать 13-15 % полезной ёмкости трещиноватого коллектора;
  3.  пространство самих трещин.

Причём, пространство самих трещин составляет десятые и сотые доли процента относительного объёма трещиноватой породы. Трещиноватая ёмкость пород несоизмеримо мала с объёмом добываемой из них нефти. Например, 1015 % трещиноватого пустотного объёма, фильтруют до 8090 % объёмов жидкости. Исходя из основных коллекторских свойств, обуславливающих ёмкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные типы:

  1.  коллектора кавернозного типа, ёмкость которых слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и со скважиной системой микротрещин;
  2.  коллектора трещиноватого типа, ёмкость которых определяется в основном системой трещин;
  3.  коллектора смешанного типа, в том числе и порово-трещиноватые, ёмкость которых представляет сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного с поровым видом.

Качество трещиноватого коллектора характеризуют такие параметры, как: густота трещин, интенсивность и плотность трещиноватости пород, раскрытость трещин, зависящие от литологических свойств пород, трещинная пустотность и проницаемость. На величину раскрытости трещин влияют процессы их происхождения. Величина раскрытости трещин колеблется в пределах 1480 мкм. Как правило, на больших глубинах она составляет 1020 мкм. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.

При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости коллектора увеличивается при уменьшении его мощности, за счет веса вышележащих пород.

Параметры трещиноватых пород определяются по результатам изучения кернов и по данным исследования скважин на приток.

1.10. 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 др. 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 проницаемости призабойной зоны (увеличения величины вторичной пористости), а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом (см. лабораторный практикум). Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3 + 2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O.                 (1.47)

       По объёму, выделившегося газа (CO2), вычисляют процентное (весовое) содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

1.11. Набухаемость пластовых глин

       Многие глинистые составляющие горных пород при фильтрации воды способны набухать. Набуханием называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объёма последней.

Пластовые глины встречаются в коллекторах не только в виде прожилок, пропластков, но 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.

Глины-минералы продуктивных коллекторов состоят, в основном, из каолинитовых (Al2O3·2SiO2·H2O или Al2·[Si2O5]·(OH)4), монтмориллонитовых (Са, Na)·(Al, Mg, Fe)2·[(Si, Al)2O5]2·(OH)2·nH2O), гидрослюдистых (ионы Na+, Ca+, H+- воды, межслоевых промежутков трехслойных глин замещены на ионы К+) и хлоритовых (Mg, Fe+)3·[Al·Si3·O10]·(OH)2·3·(Mg, Fe+)· (ОH)2 глин. Содержание их в продуктивном пласте изменяется от долей  процента до 30 %  и более.

Интенсивность набухания глин зависит от химического состава воды в поровом пространстве, концентрации солей в ней, состава обменных ионов, условий соприкосновения воды с породой, минералогического, гранулометрического состава пород, структуры породы, характера её внутренних связей. Интенсивность набухания увеличивается с уменьшением минерализации воды.

Интенсивность набухания возрастает с увеличением концентрации катионов в ряду: Li > Na > K > Mg > Ca > Sr > Ba > Al > Fe. Наибольшее набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.

Интенсивность набухания возрастает с увеличением разрушения структуры породы, за счет нарушения внутренних связей глинистых частиц (см. рис. 1.13, 1.14). Набухание глин объясняется процессом гидратации. Вода проникает в каналы глин и, адсорбируясь на их поверхности, создаёт поверхностные плёнки. Так как удельная поверхность глин значительна, глины могут набухать очень сильно. Частицы глин могут смещаться относительно друг друга и разрушаться. Процесс набухания глин может приводить и к полному их разрушению. Породы, склонные к набуханию характеризуются:

- увеличением объёма образца породы;

- увеличением влажности набухшего образца;

- увеличением величины давления, развиваемого набухшим образцом.

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

1.12. Механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость  свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

Горные породы в недрах земли находятся в напряженном состоянии,

вызванным собственным весом пород (Рг  геостатическое давление). Пластовое давление жидкости разрушает минеральный скелет пород, которые испытывают давление, равное разности между горным и пластовым давлениями (Рупл.= Рг.  Рпл.). При извлечении нефти на поверхность пластовое давление (Рпл.) падает, а давление на минеральный скелет пород (Рупл.) увеличивается. При снижении пластового давления, объём жидкости будет увеличиваться, а объём порового пространства будет уменьшаться. Установлено, что с падением пластового давления объём порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих условий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород (рис. 1.24).

При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию. Пористость коллектора уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород формирующих пласт. Изменяется структура самой пористой среды.

Поэтому, общепринятым считается мнение, что горные породы при условиях залегания в месторождениях имеют меньшие значения ФЕС по сравнению с параметрами, определенными на поверхности. По результатам исследований пористость песчаников уменьшается на 20 % при давлениях около 15 МПа, пористость плотных аргиллитов уменьшается на 6 % при том же давлении.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука, то есть относительная деформация пород пропорциональна изменению пластового давления:

                 ,                 (1.48)

где   вс коэффициент объёмной упругости пористой породы;

вп коэффициент сжимаемости пор;

Vо начальный объём образца породы;

ДVп изменение объёма пор;

P изменение пластового давления;

m коэффициент пористости.

Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объёмной упругости) породы, пласта, пор, твердой фазы и пористой среды.

Коэффициент объёмной упругости пористой породы (вс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (вn) и на пористость пород:

вn = вс/mo,                 (1.48)

где mo пористость при начальном напряженииупл. min).

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объёмной упругости  пористой среды (вс) и наименьшего напряжения (Рупл. min):

m = mo· [1 вп· упл. Рупл. min)] = mo вс· упл. Рупл. min)],     (1.49)

Величина коэффициента объёмной упругости пористой среды (вс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,32,0 ·10–10 м2/н (0,32,0 ·10–4 МПа-1).

В нефтепромысловой практике часто используется коэффициент упругоёмкости пласта (в*):  

в* = m · вж + вс,                        (1.50)

       где вж коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.  

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Мелкозернистые породы, как правило, обладают более высокой прочностью, чем породы того же минералогического состава, но сложенные кристаллами больших размеров. Весьма прочны породы волокнистого строения. Большое влияние на прочность пород оказывает состав цемента. Однако высокая прочность зерен еще не означает, что порода будет оказывать большое сопротивление различным видам деформаций. Песчаники с глинистым цементом относятся к группе пород с низкой прочностью на сжатие. Примесь глины в известняках также понижает их прочность. Песчаники, цементирующим веществом которых служит кремнезем или известковый цемент, обладают повышенной прочностью.

Осадочным породам обычно присуща анизотропия (зависимость свойства от направления его измерения) в механических свойствах. Например, прочность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает прочность, измеренную в направлении, перпендикулярном напластованию.

Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов, при искусственном воздействии на породы призабойной зоны скважин..

Пластичность  изменение формы породы при воздействии на них различных нагрузок, без появления видимых трещин. Последние характеризуют хрупкость породы. Часто пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы. Механизм пластических деформаций может быть различен, как результат межзерновых и трансляционных движений (смещение атомов внутри отдельных кристаллов вдоль плоскостей, известных под названием плоскостей скольжения) или явлений перекристаллизации.

Пластические свойства при высоких давлениях особенно ярко проявляются у глин, пород, содержащих в значительных количествах глинистые минералы, солей.

При значительном снижении пластового давления происходят необратимые пластические деформации.  

Установлено, что с течением времени нарушенное поле естественных напряжений вокруг нефтяных скважин в значительной мере восстанавливается, и давление на обсадные трубы нефтяных скважин после окончания бурения возрастает, что объясняется проявлением ползучести и пластичности некоторых горных пород.

1.13. Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.

Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1:

,                (1.51)

где M масса породы;

     dT прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.

Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):

                        dQ = с · М · dT.                    (1.52)

Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды.

Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость в пород нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,42 кДж/ (кгК).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления)  характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

.                (1.53)

Коэффициент температуропроводности (α) горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород, вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (L) и объёмного (V) теплового расширения.

Коэффициенты линейного (L) и объёмного (V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

,                (1.54)

       где L и V начальные длина и объём образца.

Взаимосвязи тепловых свойств горных пород выражаются соотношениями:                 

 ,            ,                 (1.55)

где б коэффициент температуропроводности, м2/с;

коэффициент теплопроводности, Вт/(м · К);

с удельная теплоёмкость, Дж/(м · К);

с плотность породы, кг/м3.

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами (табл. 1.3). Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.

Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды, ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности более низка, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.

Таблица 1.3

Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

Горная порода

с, кДж/(кгК)

,

Вт/(мК)

103,

м2

L105,   1/К

Глина

0,755

0,99

0,97

Глинистые сланцы

0,772

154-218

0,97

0,9

Доломит

0,93

1,1-4,98

0,86

Известняк кристаллический

1,1

2,18

0,5-1,2

0,50,89

Известняк доломитизированный

1,51

Кварц

0,692

2,49

1,36

1,36

Мергель

0,915-2,18

Песок (сухой)

0,8

0,347

0,2

0,5

Песок с влажностью 20-25 %

3,42

Песчаник плотный

1,27-3,01

0,838

1,39

0,5

Пластовые флюиды: Нефть

2,1

0,139

0,0690,086

Вода

4,15

0,582

0,14

Температуропроводность пород не зависит от минерализации пластовых вод. Температуропроводность и теплопроводность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает на 10-50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.

2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ        

Природные газы это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

       Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных  агрегатных состояниях газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.

       В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится 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 составом нефти, газа и температурой в пласте.

2.1. Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН44Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.).

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. 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 группу сухих газов.

Таблица 2.1

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

СО2

Относит. плотность

СевероСтаврополь-ское

98,9

0,29

0,16

0,05

0,4

0,2

0,56

Уренгойское

98,84

0,1

0,03

0,02

0,01

1,7

0,3

0,56

Шатлыкское

95,58

1,99

0,35

0,1

0,05

0,78

1,15

0,58

Медвежье

98,78

0,1

0,02

1,0

0,1

0,56

Заполярное

98,6

0,07

0,02

0,013

0,01

1,1

0,18

0,56

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 7595 % (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

СО2

Относит. 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

88,28

5,29

2,42

1,00

2,52

0,48

0,01

0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 3585 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С2 и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 2040 %, реже доходит до 60 % (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %

Месторож-

дение

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

3838

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

Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе. Коэффициент сухости (kсух.) пропорционален содержанию метана:

.                (2.2)

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

Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения,  около 98,8 объёмных %.

Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (kжирн) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:

               (2.3)

       Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.

2.2. Способы выражения состава

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

       Массовая (весовая) доля (gi) величина, нормированная на 1 (в долях) или на 100 % и характеризует, отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы:

                 (2.4)

       Молярная (мольная) доля (Ni) величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует, отношение числа молей i-го компонента (ni) к общему числу молей компонентов в системе:

               ,                (2.5)

где mi  масса i-го компонента;

Мi  молекулярный вес i-го компонента.

Из соотношений 2.42.5 легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов:

               (2.6)

       Объёмная доля  величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует долю (Vi), которую занимает компонент в объёме системы. С учетом выражений 2.42.6 можно выразить взаимосвязь объёмной доли с массовыми и мольными долями:

 (2.7)

Для идеального газа соблюдается соотношение: объёмная доля компонента (Vi) равна мольной доли компонента (Ni), т. е. Vi = Ni, как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объёмов, плотностей, парциальных давлений и др.

Рассмотрим пример. Дан объёмный состав нефтяного газа (Vi, %):

CH4 – 61,3 %; C2H6 – 15,4 %; C3H8 – 12,1 %; ∑C4H10 – 6,8 %; ∑C5H12 – 4,4 %.

Найти: массовый состав (gi, в долях) газа?

Решение. Для идеального газа величины объёмных (Vi) и мольных (Ni) долей равны. Для расчета состава газа в массовых долях воспользуемся выражением (2.6). Учитывая молекулярные массы (кг/кмоль) компонентов нефтяного газа: CH4 – 16; C2H6 – 30; C3H8 – 44; C4H10 – 58; C5H12 – 72, найдем:

               gCH4 = 61,3 16 / (61,316 + 15,430 + 12,1 44 + 6,858 + 4,472) = 980,8 / 2686,4 = 0,365,

               gC2H6 = 15,4  30 / 2686,4 = 0,172,

               gC3H8 = 12,1  44 / 2686,4 = 0,198,

               gC4H10 = 6,8  58 / 2686,4 = 0,147,

               gC5H12 = 4,4  72 / 2686,4 = 0,118.

       Сумма всех долей массового состава равна 1.

2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов

       Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды смесь углеводородов от С1 до С4: метан, этан, пропан, изо-бутан и н-бутан. С точки зрения физики к газам можно применять законы для идеальных систем.

То есть нефтяной газ это идеальная система. 

С точки зрения химии идеальным называется газ силами взаимодействия между молекулами которого можно пренебречь.

С точки зрения термодинамики идеальным называется газ, для которого справедливы равенства:

(Е / V)T = 0,          z = P·V/Q·R·T = 1,         (2.8)

где Е внутренняя энергия парообразования, Дж/моль;

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

С точки зрения математики это аддитивная система. Следовательно, для оценки свойств нефтяного газа (при нормальных или стандартных условиях) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):

,                (2.9)

где Ni  мольная доля;

gi  весовая доля;

Vi  объёмная доля;

Пi  параметр i-го углеводорода или неуглеводородного компонента.

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

Для идеальных газов давление смеси газа равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

,                        (2.10)

       

где Р давление смеси газов;

рi  парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

,                (2.11)

.                (2.12)

То есть парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

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

       ,                (2.13)

       где V объём смеси газов;

Vi  объём i-го компонента в смеси.

или аналогично уравнениям 2.112.12 объём компонента газа можно оценить:

.                (2.14)

Как аддитивную величину рассчитывают и плотность смеси газов:

,                (2.15)

где сi  плотность iго компонента;

Ni  мольная доля iго компонента.

Молекулярная масса смеси рассчитывается по принципу аддитивности для смесей, состав которых выражен в мольных или объёмных долях  по формуле 2.14 (левое выражение). Для смесей, состав которых выражен в массовых процентах по формуле 2.14 (правое выражение):

.                (2.16)

               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).

Найти молекулярную массу смеси (Мсм).

Дано:     Vi, м3     Mi, кг/моль

C3H8               100         44

i-C4H10      75         58

n-C4H10        75         58

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

250 м3 – 100 %,

100 м3 – Х %;

               Х = 100100 / 250 = 40 (%) или VC3H8 = 0,4 (в долях);

       i-C4H10 X %  X = 75100 / 250 = Vi-C4H10 = 30 % = 0,3 (в долях);

       n-C4H10 – 30 %          Vn-C4H10 = 30 % = 0,3 (в долях).

               Зная, что Vi = Ni, и зная молекулярные массы компонентов смеси: C3H8 – 44; C4H10 – 56, рассчитаем величину Mсм:

       Mсм =  MiNi = 440,4 + 580,3 + 580,3 = 17,6 + 17,42 = 52,4 (кг/моль).

2.4. 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 используется давление, температура, объём.

Состояние газа при нормальных и стандартных условиях описывается уравнением МенделееваКлапейрона:

,                (2.17)

       где Р абсолютное давление, Па;

V объём, м3;

Q количество вещества, кмоль;

Т абсолютная температура, К;

R универсальная газовая постоянная, Пам3/(кмольград).

На основе уравнения состояния газа можно рассчитать много параметров для системы нефтяного газа: плотность, мольный объём, количество молекул, число молекул, парциальные давления и др., если рассматривать уравнение состояния газа для 1 моля, т.е., Q = 1 моль. С учетом этого, уравнение состояния газа можно преобразовать следующим образом:

 

P·V = ∑N·R·T.                 (2.18)

При ∑N = 1 моль, следует, что: P·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:

P·V·M = m·R·T.         (2.19)

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

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

Рассмотрим пример. Дан один моль метана CH4.

Найти его плотность?

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

          1.  CH4 (н.у.) = 16/22,414 = 0,717 (г/л);

         2. CH4 (с.у.) = 16/24,055 = 0,665 (г/л).

Плотность смеси газовых компонентов рассчитывают с учетом средней молекулярной массы смеси газа (Mсм), как отношение его молекулярной массы к его мольному объёму (Vм). Например, при нормальных условиях (н.у.) она будет рассчитываться по выражению:

см = Mсм / 22,414.                 (2.21)

Из расчетов и из выражений 2.20, 2.21 следует, что плотность газа с возрастанием температуры будет уменьшаться, а с возрастанием давления (2.20) будет расти.

Рассмотрим другой пример. Определить плотность метана СН4 при избыточном давлении, например при давлении 3,5 атм и температуре 0°С. Решение. В этом случае общее давление в системе будет равно:

               Р = (3,5 + 1) = 4 (атм).

Зная, что молекулярная масса метана = 16 г/моль, универсальная газовая постоянная (R) = 0,08206 атмл/(Кмоль), а температура (T) = 273,15 К, найдем плотность метана:

 

CH4 = Р·М / R·T = (3,5 + 1)·16 /0,08206 ·273,15 = 3,21 (г/л).

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

.                (2.22)

При нормальных условий (н.у.) плотность воздуха (свозд)  1,293; при стандартных условий (с.у.)  - свозд  1,205.

Если плотность газа (со) задана при атмосферном давлении = 0,1013 МПа, то пересчёт её на другое давление (Р) при той же температуре для идеального газа производится по формуле:

.                (2.23)

               

               Рассмотрим пример. Для условий задачи, рассмотренной выше (см. пример раздела 2.2) можно рассчитать абсолютные () и относительные (сосм) плотности смеси, используя правое выражение (2.16) для расчета молекулярной массы:

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

                = 26,874 (кг/кмоль);

                cv = 26,874 / 22,41 = 1,119 (кг/м3);  

                сосм (н.у.) = 1,119 / 1,293 = 0,927.        

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

V = R ·T / P.                 (2.24)

Отсюда, мольный объём при давлениях равному 1 атм или близких к 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, R = 0,08206 атм·л/(К·моль);

     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 при условиях задачи:

Vн.у. = 0,08206273,15 = 22,414 (л),

Vс.у. = 0,08206293,15 = 24,055 (л).

 

Любой газ при нормальных условиях (н.у.  Т = 0оС и Р = 760 мм рт. ст.) занимает объём равный 22,414 м3, а при стандартных (с.у. Т = 20 оС и Р = 760 мм рт. ст.) объём равный 24,055 м3.

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

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для описания поведения газов при давлениях близких к атмосферному  (от 1 до 1012 атм) и при температурах до 20оС. При повышенном давлении газ сжимается и его состояние отличается от поведения идеальных газов.

2.5. Состояние реальных газов

       При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.

Для учёта этого взаимодействия уравнение 2.17 на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком ВандерВаальсом и др.). Однако на практике используется уравнение МенделееваКлапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

,                (2.26)

       где Q количество вещества, моль;

              z коэффициент сверхсжимаемости газа (см. 2.8).

       Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения МенделееваКлапейрона для высоких давлений.

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

z = f (Тприв, Рприв),                 (2.27)

       где Тприв приведенная температура;

 Рприв приведенное давление.

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

Тприв.. = Тпл. / Тср. кр;    Р прив. = Рпл. / Рср. кр;    Vприв. = Vпл. / Vср. кр.    (2.28)

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

        (2.29)

                  (2.30)

Критическая температура  температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние (табл. 2.4.).

Критическое давление  давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние (табл. 2.4).

               Таблица 2.4

Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов

п./п.

Компонент

ТКРi, оК

РКРi,

0,1 МПа

zКРi

1.

Метан, СН4

190,7

45,8

0,290

2

Этан, С2Н6

306,0

48,5

0,285

3

Пропан, С3Н8

369,8

43,4

0,277

4

Изо-бутан, i-С4Н10

407,2

37,2

0,283

5

н-Бутан, n-С4Н10

425,2

35,7

0,274

6

Изо-пентан, i-С5Н12

461,0

32,8

0,268

7

н-Пентан, n-С5Н12

470,0

33,0

0,269

8

Гексан, С6Н14

508,0

29,6

0,264

9

Гептан, С7Н16

540,3

27,0

0,259

10

Азот, N2

126,1

34,6

0,291

11

Двуокись углерода, СО2

304,2

74,96

0,274

12

Сероводород, Н2S

373,6

88,9

0,268

Существуют графики (рис. 2.1), эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.

Рис. 2.1 Коэффициенты сжимаемости z углеводородных газов, в зависимости от приведённых параметров

При содержании неуглеводородных компонентов в составе нефтяных газов (N2, СО2, Н2S) следует вводить поправки в рассчитанное значение коэффициента сверхсжимаемости по правилу аддитивности:

z = NN2· z N2 + (1- NN2) · zув,                 (2.31)

где NN2  молярная доля азота в смеси газов;

zN2, zув  коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов.

Для определения величин zN2 используются специальные графики (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Зависимость коэффициента сжимаемости азота от давления и температуры

Зная коэффициент сверхсжимаемости (z) и объём, занимаемый газом при нормальных условиях, можно оценить его объём при пластовых условиях по закону БойляМариотта:

.                (2.32)

       Отношение объёма газа при пластовых условиях (Vпл.) к объёму газа при нормальных условиях (Vo) называется объёмным коэффициентом (b) газа:

.                (2.33)

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма, занимаемого газом при нормальных условиях на пластовые условия и наоборот, например, при подсчёте запасов.

Рассмотрим пример. Дан мольный состав (Ni) газа:

Дано:          Ni, доли      Pкр, атм    Ткр, К  Ni  Piкр, атм  Ni  Tiкр, К

СН4                   0,8319        47,32            191             39,2         158,0

С2H6                 0,0846         49,78            305             4,2            25,8         

C3H8                 0,0437         43,38            370             1,9            16,2

-C4H10           0,0076         38,25            407             0,3              3,1

n-C4H10         0,0168         38,74            425             0,6              7,1

i-C5H12                   0,0057         33,89             461             0,2              2,6

n-C5H12         0,0032         34,10             470             0,1              1,5

C6H12            0,0063         30,52             508             0,2              3,2

Определить какой объём будет занимать 1000 м3 газа (при н. у.) для пластовых условий: Р = 100 атм, Т = 50°С?

Решение. Используя данные таблицы, мы можем найти коэффициенты сжимаемости (z) и объёмный коэффициент газа (b) для пластовых условий.

               Рассчитаем приведенное температуру (2.27) и давление (2.28) для нашего состава и пластовых условий:

Tпр = (50 + 273,15) / (Ni Tiкр) = 323,15 / (0,8319 · 91 + 0,0846 · 305 + 0,0437 · 370 + 0,0076 · 407 + 0,0168 · 425        + 0,0057 · 461 + 0,0032 · 470 + 0,0032 · 470) = 323,15 / (158 + 25,8 + 16,2 + 3,1 + 7,1 + 2,6 + 1,5 + 3,2) = 323,15 / 217,5 = 1,48.

Рпр = 100 / (NiPiкр) = 100 / (0,8319 · 47,32 + 0,0846 · 49,78 + 0,0437 · 43,38 + 0,0076 · 38,25 + 0,0168 ·38,74 + 0,0057 · 33,8 + 0,0032 · 34,1 + 0,0063 · 30,52) = 100 / (39,2 + 4,2 + 1,9 + 0,3 + 0,6 + 0,2 + 0,1 + 0,2) = 100 / 46,7 = 2,14.

               По графикам (рис. 2.1) находим значение z, как функцию z = f(Тпр. =1,48) и f(Pприв=2.14) при определяем z. Для нашего случая величина z = 0,81.

       Объём газа в пластовых условиях определяем, используя закон Бойля–Мариотта:

               Vпл = zVo(273,15 + t°)  Po / (273,15Pпл),

               Vпл = 0,811000323,151 / (273,15100) = 9,58.

               Объёмный коэффициент газа оценивается отношением объёмов газа в пластовых условиях к объёму газа при н.у.:

               b = Vпл/Vo = z(273,15 + t°)Po / (273,15Pпл),

               b = 9,58 / 1000 = 0,81323,151 / (273,15100) = 0,00958.

2.6. Вязкость газов

Вязкость газа характеризует способность газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость () и кинематическую вязкость () газов. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Вязкость углеводородного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза (спз) 10 мкПа·с.

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

Неуглеводородные компоненты природного газа: гелий, азот, углекислый газ, сероводород, воздух - более вязкие составляющие. Величина вязкости для них изменяется от 0,01 до 0,025 спз. При низких давлениях и температурах динамическая вязкость газа зависит от средней длины пробега молекул газа (), от средней скорости движения молекул () компонентов газа и от плотности газа:

,                (2.34)

       где   плотность газа;

  средняя длина пробега молекулы;

  средняя скорость молекул.

С возрастанием температуры средняя длина свободного пробега молекулы и средняя скорость движения молекулы увеличиваются, а, следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение плотности (рис. 2.3).

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

Рис. 2.4. Зависимость вязкости газов от давления при различных температурах

Повышение давления от 0,1 до 1 МПа (рис. 2.4) не влияет на величину вязкости газа, поскольку уменьшение средней длины пробега молекулы и средней скорости движения молекулы компенсируется увеличением плотности. Однако эти закономерности при давлениях выше 3,0 МПа (более 30 атм) изменяются. Газ приближается к области критических давлений и температур и переходит в жидкое состояние. Вязкость жидких систем описывается законом Ньютона и для нее характерны свои закономерности.

2.7. Растворимость газов в нефти и воде

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

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

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

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

или ,        (2.35)

где Vж  объём жидкости-растворителя;

коэффициент растворимости газа;

Vг  объём газа, растворённого при данной температуре;

Р давление газа над поверхностью жидкости

К константа Генри (К = f()).

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

.                         (2.36)

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

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м3 газа СО и СО2 на 1 т пластовой воды.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

Рис. 2.5. Изотермы растворимости газов при температуре 50оС в нефтях:

1. ромашкинская (Р);

2. сураханская (С);

3. небитдагская (Н);

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

Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массы газового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природы.

Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых углеводородов. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри.

Из эксперимента известно, что при давлении 35 атм и температуре 35°С нефтяной газ растворяется в воде в количестве (Vг/Vж) = 1 м33. Однако, при повышении давления в 10 раз до 350 атм растворимость газа увеличилась всего в 4 раза и составляет 4 м33. Это объясняется тем, что с повышением давления растворимость газов () в воде увеличивается, согласно закону Генри.

Однако с увеличением давления возрастает и растворимость солей в воде, то есть увеличивается минерализация воды. При увеличении минерализации (М), растворимость газов в воде уменьшается (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Изменение растворимости природного газа в воде в зависимости от минерализации

Этим и объясняется отклонение зависимости растворимости углеводородов в воде от линейного вида, и при повышенных давлениях не подчинению закону Генри (рис. 2.7).

                

Рис. 2.7. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях: 1,2 дистиллированная вода; 3,4 2 М раствор NaCl

Растворимость углеводородного газа в минерализованной воде оценивается по эмпирической формуле:

пл = пр  (1 – k  М),             (2.37)

где пл – растворимость нефтяного газа в пластовой воде, м3 м3;

пр – растворимость нефтяного газа в пресной воде (рис. 2.8);

     k – поправочный коэффициент на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5)

     М – содержание солей, %.

Таблица 2.5

Значения поправочных коэффициентов на минерализацию в зависимости от температуры

Температура, оС

20

38

66

93

121

Коэффициент, k

0,091

0,074

0,050

0,044

0,033

Рис. 2.8. Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от температуры при различных давлениях

               

Рассмотрим пример. Определить растворимость углеводородных газов в пластовой воде при давлении 105 атм, температуре 35°С и минерализации 30000 мг/л (3 %).

Решение. Для определения растворимости углеводородных газов в пластовой воде пользуемся формулой 2.37. Находим значение коэффициента растворимости газа в пресной воде используя рис. 2.8.  При температуре 5оС и давлении 105 атм величина = 2,16 м33. Величина поправочного коэффициента оцениваем на основе данных таблицы 2.5, k ≈ 0,07. Растворимость углеводородного газа в пластовой воде рассчитываем по 2.37:

 

)рт = 2,16 · (1 – (0,0 7 · 3) = 2,16 · 0,79 = 1,7 (м33).

Растворимость газа зависит от температуры. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум (рис. 2.9). Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления.

Рис. 2.9. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления при 0oС

Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4-5·10-5 м3/(м3·Па).

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому оно заменяется на ступенчатое дегазирование, используется многократное (ступенчатое) разгазирование.

       В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазировании

       Коэффициент разгазирования определяется как количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу. Коэффициент разгазирования при контактном способе разгазирования будет меньше, чем при дифференциальном способе разгазирования.

 

Рис. 2.10. Зависимость количества растворенного в нефти газа от давления при: 1. – контактных процессах растворения и дегазации; 2. – дифференциальном растворении; 3. – дифференциальной дегазации

       

При дифференциальном способе разгазирования нефти количество газа, остающегося в растворенном состоянии (условия по давлению разгазирования одинаковые) будет больше, чем при контактном способе (рис. 2.10). Это связано с преимущественным переходом    в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением метана из системы при дифференциальном способе разгазирования нефти в паровой фазе увеличивается содержание тяжелых углеводородов, что вызывает повышение растворимости их в нефти.

       При движении газа по пласту наблюдается так, называемый, дроссельный эффект  уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом ДжоуляТомсона:

Т = · Р,     (2.38)

       где Т изменение температуры

 коэффициент ДжоуляТомсона (зависит от природы газа, давления, температуры);

Р изменение давления.

       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.

2.8. Упругость насыщенных газов

       Упругость насыщенных паров углеводородов характеризует то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние. У индивидуальных углеводородов в чистом виде упругость паров (Q) есть функция только температуры: Q =ѓ (Т). Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры, и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Аналогично с ростом молекулярной массы углеводорода, величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах (рис. 2.11).        

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

Зависимость упругости пара от температуры: Q =ѓ (Т) нелинейная функция. Для ее линеаризации шкала упругости пара принята логарифмической, и это создает удобства для пересчета величины упругости пара при нужной температуре. Анализ зависимостей представленных на рис. 2.11 свидетельствует, что давление паров метана наибольшее. При нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия), так как его критическая температура (Ткр.) = 82,4о С (190,75 К).

       На рис. 2.12, а изображены зависимости объёма жидкого и парообразного пропана. При сжатии от точки М до точки А имеется перегретый (ненасыщенный) пар, зависимость объёма жидкости от давления при конкретной температуре имеет гиперболическую форму.

Рис. 2.10. Зависимости давления от объёма и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) при температурах, К: 1. 283; 2. 293; 3. 303; 4. 313; 5. 323.

       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 и есть упругость насыщенного пара газового компонента при данной температуре. 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 кривую упругости насыщенных паров, представляющую зависимость давления от от температуры испарения данной жидкости (рис. 2. 12, б).

У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры и общего давления смеси: Q = ѓ (Т, Рсм.). Величина её зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от их мольных концентраций. Общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента и это влияние учитывается по закону Рауля:

                         Р = рi и         (2.39)

где Р общее давление;

     рi  парциальное давление i-го компонента;

     Qi  упругость паров i-го компонента;  

     Nxi  мольная доля i-го компонента в жидкости.

       Упругость паров смеси компонентов повышается с увеличением общего давления. Это влияние ничтожно при низких давлениях ( до 1 МПа), а при высоких давлениях упругость паров резко увеличивается.

групповой и вещественный составы нефти.

Основными элементами состава 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 ее содержание может доходить до 5-7 %, во многих нефтях серы практически нет);

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 %.

Из других элементов в нефти присутствуют - железо, магний, алюминий, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и другие. Однако, содержание их менее 1 %.

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

       Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 217782) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

       Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

       Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

       Различают следующие основные фракции нефти:

28-180СС широкая бензиновая фракция;

140-200С уайтспирит;

180-320С широкая керосиновая фракция;

150-240С осветительный керосин;

180-280С реактивное топливо;

140-340С дизельная топливо (летнее);

180-360С дизельная топливо (зимнее);

350-500С широкая масляная фракция;

380-540С вакуумный газойль.

Под групповым составом нефти (фракции) понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов, гетероатомных соединений.

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

Углеводороды представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов.

Парафиновые углеводороды (алканы) насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 30-70 %. Различают алканы нормального строения (н-алканы-пентан и его гомологи), изостроения (изоалканы-изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С1 до С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5 С16, составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы состава С17 С53 и более, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой CnH2n, бициклические CnH2n-2, трициклические CnH2n-4, тетрациклические CnH2n-6. Содержание нафтеновых углеводородов в нефтях может колебаться от 25 до 75 %. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения ее молекулярной массы.

Ароматические углеводороды (арены) соединения, в молекулах которых присутствуют циклические углеводороды с рсопряжёнными системами. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50 %. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен и его гомологи и другие.

Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафинонафтенового, парафиноароматического, нафтеноароматического. В основном, это твёрдые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой (парафинового основания), парафинонафтеновой, нафтеновой, нафтеноароматической, ароматической

Гетероатомные соединения углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы или неметаллы. К ним относятся:

  1.  кислородсодержащие  фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание их в нефтях колеблется от 0,1 до 1 %, иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может доходить до 2-3 %;
  2.   серосодержащие  меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., 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;
  3.   азотсодержащие  амины, пиридин, хинолин, пирролы, их производные и др., содержание их изменяется от 0,001 до 0,4-1 %;
  4.   порфирины  это азотистые соединения, в основе структуры которых расположены четыре пиррольных кольца координационно-соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание их в нефтях меньше 1 %;
  5.   смолы и асфальтены высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома, содержание их в нефтях изменяется от 1 до 35 %.

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

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

Состав полностью определяет физико-химические свойства нефтей. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

3.2. Физикохимические свойства нефти

Физикохимические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.

3.2.1. Плотность нефти

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

с = m / v.                         (3.2)

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

Под относительной плотностьюо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (сн) к плотности воды (сВ), определенной при 4оС:

со = сн / сВ.                         (3.3)

Величины плотность нефти (сн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 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 нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (с, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:

с(Т) = с20 · [1 + ж (20 Т)],                 (3.4)

где с20  плотность нефти при 20оС;

      ж коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

Таблица 3.1

Значения коэффициента объёмного расширения

с, кг/м3

ж, 1/оС

с, кг/м3

ж, 1/оС

800-819

0,000937

900-919

0,000693

820-839

0,000882

920-939

0,000650

840-859

0,000831

940-959

0,000607

860-879

0,000782

960-979

0,000568

880-899

0,000738

980-999

0,000527

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20оС (с20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?

Решение. Воспользуемся выражением (3.4) получим:

С10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 10)] = 876,8 кг/м3.

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

                             с (Р) = с20 · [1 + в · (Р 1)]                 (3.5)

или                         с (Р) = с20 · [1 + (Р 1) / К],                 (3.6)

где с20  плотность нефти при стандартных условиях;

в коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (в) составляет 0, 00078 МПа-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/в) составляет 1,3 · 109 Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (3.6) и получим:

С6,0 = 870 · [1 + (6,0 0,1) · 106 / 1,3 · 109] 874 кг/м3.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 3.1) и температур, количества растворённого газа.

Рис. 3.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину  её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

       В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.

3.2.2. Вязкость нефти

Вязкость важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Нефть – неидеальная система.

С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского (кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное) взаимодействия.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.

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. 

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

,                (3.7)

где А площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.2);

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;.

м коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

система СИ [Пас, мПас];

система СГС [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(смс)].

С вязкостью связан параметр  текучесть () величина обратная вязкости:                                

.                (3.8)

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.

                               .                (3.9)

Единицы измерения кинематической вязкости:

система СИ 2/с, см2/с, мм2/с];

система СГС [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а при повышении давления несколько возрастает, но незначительно.

С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности  величина вязкости возрастает.

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис. 3.3).


Рис. 3.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН4 к С4Н10, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).

Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.

С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С5Н12 и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

Вязкость смесей 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 вязкость.

Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.

Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

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 20о С 1 спз). Относительная вязкость определяется вискозиметром Энглера (см. лабораторный практикум). При помощи вискозиметра Энглера определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре t ко времени истечения такого же объёма воды при 20о С. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность жидкости  по 3.8 определяют динамическую вязкость (м =н ·с) нефти при температуре t.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 3.4. а). 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. 3.4. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 3.4. б).

По 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) и от 5 до 30 мПас (около 25 %).

Рис. 3.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (м 700-800 мПа×с), залежи Ухтинского месторождения Коми (м 2300 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

3.2.3. Реологические свойства нефтий

           Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурномеханические свойства нефтей.

В уравнении 3.7 координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (г) слоев, деформацию. Соотношение F/A есть величина касательного напряжения (ф), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

       

                                       dг/dt = ф/м.                 (3.10)

 

       Уравнение 3.10, описывающее связь между касательным напряжением (ф) и скоростью сдвига (dг/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 3.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (м) зависит только от температуры, давления.

Рис. 3.5. Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (м) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

ф = фо + м* (d г/dt),                         (3.11)

 

       где фо  динамическое напряжение сдвига;

м*  кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dг/dt = ѓ(ф).

       Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (ф) от модуля скорости деформации (dг/dt):

ф = К(dг/dt)n,                 (3.12)

где К мера консистенции жидкости;

n показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 3.6.

При n = 1, уравнение 3.12 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 3.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур,  высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 3.6) относится к бингамовским пластикам пластическая жидкость.

Рис. 3.6. Виды линий консистентности: 1. бингамовские пластики; 2. псевдопластики; 3. ньютоновские жидкости; 4. дилатантные жидкости

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (ф), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (фо). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

3.2.4. Газосодержание нефтей

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го):

 Свойства нефти = f (Го),        Го = f (Тпл, Рпл, Рнас).   (3.14)

Количество, которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и  от давления насыщения газонефтяных залежей.

Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:

Го = Vг/Vн,                        (3.13)

       где Vг  объём выделившегося газа из объёма нефти (Vн) при н.у.

Соотношение (3.13) описывает величину полного газосодержания (Го). Величина газового фактора (Го) характеризует количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). Различают газовый фактор объёмный [м33] и весовой [м3/т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

В газонефтяных залежах может на 1 м3 нефти содержаться до 1000 м3 газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м3 конденсата может приходиться до 900-1100 м3 газа (газоконденсатный фактор).

По данным Требина Г.Ф. около 50 % залежей из 1200 имеют газовый фактор от 25 до 82 м33. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м33, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м33.

3.2.5. Давление насыщения нефти газом

        Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения нефти газом.

       Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

       Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 3.7.).

Рис. 3.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

3.2.6. Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости () или объёмной упругости:         

.                 (3.14)

       Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 3.8), давления (рис. 3.9), состава нефти и газового фактора.

      

Рис. 3.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

Рис. 3.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости ( 0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

3.2.7. Объёмный коэффициент нефти

       С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

,                (3.15)

       где Vпл  объём нефти в пластовых условиях;

 Vдег  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. 3.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 3.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2.        Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

,                (3.16)

       Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Го) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.

Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 3.11, находим кажущуюся плотность газа (г.к.) для величин относительной плотности газа (ρог) равной 0,9 и плотности нефти (н) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (г.к) = 440 кг/м3 (0,44 кг/л). Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти оценивается по уравнению:

Gг = Го  н  ог Gв,

     где Го – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т;

н – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3,

 ог – плотность газа относительная = 0,9,

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

   

Вес газа составляет: Gг = 120  0,85  0,9  1,22 = 112 кг ([м3/т]  т/м3][кг]).

Рис. 3.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

       

               Объём газа в жидкой фазе оценивается:

               V = Gг/г.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3

               Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3

               Вес насыщенной нефти газом определяется:

Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

               Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

нг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).

               Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (р) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (t).

               Поправку на сжимаемость нефти (р) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм р составляет 22 кг/м3.

Рис. 3.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (t) находим, используя зависимости рисунка 3.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5 оС):

 t = 860–850 = 10 кг/м3.

               Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

'нг = нг + нг + t = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).

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

                  b = Vпл/Vдег,         b = дег/п = 850/755 = 1,126.

Рис. 3. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

               То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:

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

3.2.8. Тепловые свойства нефтей

Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномольновязких 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. Для большинства нефтей величина теплоёмкости (с) лежит в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) 350-600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К)

Для повышения температуры нефти объёма (V), c плотность. (с) от температуры (Т1) до значения (Т2) необходимо затратить количество (Q) энергии, равное:

Q =с · c · (Т2 - Т1) · V.                (3.17)

Однако величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур.  

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэффициент теплопроводности () 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:

.                (3.18)

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

Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

3.2.9. Электрические свойства нефтей

Нефть диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (е) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается, что если у вещества е < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости изменяются в следующих диапазонах: для воздуха 1 1,0006; для нефти 1,86 2,38; для нефтяного газа 1,001 1,015; для смол и асфальтенов 2,7 2,8; для воды 80 80,1.

С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl равной 5,6 % диэлектрическая проницаемость воды равна 69,1, а при концентрации NaCl равной 10,7 % диэлектрическая проницаемость уменьшится до 59.

Электрические свойства зависят от содержания асфальто-смолистых веществ в нефти и с увеличением их содержания можно говорить и об электрической проводимости нефти. Величина удельной электропроводности (г, ом·м-1) нефтей изменяется в диапазоне 0,5 · 10-70,5 · 10-6; газоконденсатов и светлых нефтепродуктов 10-10  10-16 [ом· м]-1.

3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи

       Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

- Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

- Темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;

- Наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2С6);

- Молекулярная масса нефти;

- Вязкость нефти.

4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок двухфазной газожидкостной области, левый участок жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

       С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Рис. 4.1. Диаграмма фазового состояния чистого этана

       Для индивидуальных углеводородов граничным давлением (при данной температуре) между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров, при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью. Давление, при котором газ начинает конденсироваться, называется давлением насыщения для газа.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р

Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.

       В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.

Изотермическое сжатие системы будет приводить к конденсации сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют наклон (рис. 4.3, а). С появлением в системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление температура" (рис. 4.3, б).

     

Рис. 4.3. Диаграммы фазового состояния бинарных систем: а. - зависимость "давление удельный объём" для смеси н-С5Н12  н-С7Н16; б. диаграмма "давление-температура" для смеси C2Н6  н-С7Н16

       

       Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.

       Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин. Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации. Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.

Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Го) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (Ко) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор - представляет собой отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству стабильного конденсата в м3. Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.

Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле при данных температурах и давлениях, называются сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.

4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе

       Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

       Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

.                (4.1)

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

       Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление Pi, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

.                (4.2)

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Рнас. пара) или упругости пара (Qi) этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:

или ,         (4.3)

где Qi  упругость паров компонента;

    Nxi  мольная доля компонента;

    piнас. пара  давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. И это равновесное состояние двухфазной системы (газовой и нефтяной фаз) описывается законом Дальтона-Рауля:

;                (4.4)

Уравнения (4.4), описывающее равновесное состояние двухфазной системы позволяет рассчитать состав равновесной газовой фазы для известного состава жидкой фазы и наоборот найти равновесный состав жидкой фазы для известного состава газовой фазы и находящейся с ней в контакте.

 Рассмотрим пример. Найти состав равновесной газовой фазы, если мольный состав (в долях) жидкой фазы следующий: С3Н8 – 0,2; i-C4H10 – 0,3; n-C4H10 – 0,5. Температура смеси 25 °С. Давления насыщенных паров (упругости паров) углеводородов взяты из справочных данных: QС3Н8 – 9,2 атм, Qi-С4Н10 – 3,7 атм, Qn-С4Н10 – 2,8 атм.

Решение. Определим общее давление в системе:

P = (Nxi  Qi) = 0,2  9,2 + 0,3  3,7 + 0,5  2,8 =

1,84 + 1,11 + 1,4 = 4,35 (атм).

Воспользуемся соотношением (4.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:

 Nyi = Nxi  Qi / PNС3Н8 = 0,2  9,2 / 4,35 = 1,84 / 4,35 = 0,423;

 Ni-С4Н10 = 0,3  3,7 / 4,35 = 1,11 / 4,35 = 0,255;

 Nn-С4Н10 = 0,5  2,8 / 4,35 = 1,4 / 4,35 = 0,332;

 Nyi = 0,423 + 0,255 + 0,332 = 1.

Уравнение:

 P = (Nxi  Qi) или P = (Nxi  Рi нас.пара)                       (4.5)

называется уравнением начала однократного (контактного) испарения. Оно характеризует давление, при котором кипит смесь при данной температуре. Температура учитывается в этом уравнении в неявном виде, так как упругости паров (давление насыщенных паров) компонентов зависят от температуры.

Рассмотрим пример. Найти состав компонентов равновесной жидкой фазы, если известен объёмный состав (Vi, доли) газовой фазы: C3H8 – 0,6; i-C4H10 – 0,3; n-C4H10 – 0,10. Температура смеси 25°С.

Решение. Зная что Vi = Ni, а упругости паров компонентов (Qi) взятые из справочных данных равны: QС3Н8 – 9,2 атм, Qi-С4Н10 – 3,7 атм, Qn-С4Н10 – 2,8 атм, находим общее давление в системе:

P = (Nxi / Nyi  Qi),         Nxi = 1,

               P = 1/ (Nyi / Qi) = 1/(0,6 / 9,2 + 0,3 / 3,7 + 0,1 / 2,8) =

                                        = 1/ (0,065 + 0,081 + 0,036) = 1/0,182 = 5,5 атм.

               Находим концентрации компонентов равновесной жидкой фазы:

NxС3Н8 = NyС3Н8  P / QС3Н8 = 0,6  5,5 / 9,2 = 0,065  5,5 = 0,357,

   Nxi-С4Н10 = Nyi-С4Н10  P / Qi-С4Н10 = 0,3  5,5/3,7 = 0,81  5,5 = 0,455,

        Nxn-С4Н10 = Nyi-C4H10  P / Qn-C4H10 = 0,1  5,5 / 2,8 = 0,036  5,5 = 0,198,

Nxi = 1 = 0,357 + 0,455 + 0,198.

Уравнение:

  P = 1/ (Nyi / Qi) или P = (Nxi  Рi нас.пара)               (4.6)

 

называется уравнением конца однократного испарения или уравнением начала однократной конденсации. Оно характеризует величину упругости паров (давления насыщенных паров) углеводородной смеси при данной температуре, при которой кипит смесь при данной температуре.

       Уравнения равновесия (4.4), начала однократного испарения (4.5), начала конденсации (4.6) описывают поведение простых углеводородных смесей при низких давлениях и температурах. Для практических промысловых расчетов использовать их затруднительно, так как они не учитывают влияние давления и состава смеси на величину давления паров углеводородов, находящихся в смеси. Поэтому, для практических расчетов используют не упругости паров углеводородов (давления паров), взятые в чистом виде, а константы равновесия, характеризующие отношение:

 

,                 (4.7)

где Кi  константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.

       Оценить состав газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз можно на основе уравнения материального баланса, записанного для одного моля нефтегазовой смеси (Nzi):

 ,                (4.8)

       где L мольная доля жидкой фазы;

V мольная доля паровой фазы;

Nzi  мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

       Так как (Nzi) = 1, то сумма мольной доли жидкой фазы (L) и мольной доли паровой фазы (V) равна: V + L = 1. Отсюда следует:

V=1 L.         (4.9)        

Используя уравнения (4.8) и (4.9) получим выражение для оценки мольной доли компонента жидкой фазы:

,        (4.10)

       или

,         (4.11)

и для оценки мольной доли компонента газовой фазы:

.                (4.12)

Величины: V и L оцениваются и уточняются методом последовательных проб и приближений.

Рассмотрим пример. Дан состав газонефтяной смеси (Nzi, доли). Рассчитать равновесные составы газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз для режимных параметров: давление Р = 2,45 атм и температура Т = 4,4°С. Доли жидкой составляющей L = 0,521, газовой составляющей V = 0,479.

Дано:         Nzi, доли               Кpi        

C1               0,3396                61        

С2               0,0646                 9        

С3              0,0987                2,2        

С4                0,0434                0,61        

С5                        0,032                 0,157        

С6                0,03                   0,035        

С7                       0,3917               0,0032        

P = 2,45 атм;        t° = 4,4°C;   L = 0,521;        V= 0,479.

Найти: Nxi, Nyi.        

Решение. Крi = f (T, P), для условий задачи находим табличные значения констант фазовых равновесий и рассчитываем состав газовой и жидкой фаз.                

                     Nxi = Nzi / (L + V  Kpi);

Nyi = Nzi / (L / Kpi + V);

Nx1 = 0,3396 / (0,521 + 0,479  61) = 0,01;

Ny1 = 0,3396 / (0,521 / 61 + 0,479) = 0,69;

Nx2 = 0,0646 / (0,521 + 0,479  9) = 0,01;

Ny2 = 0,0646 / (0,521 / 9 + 0,479) = 0,12;

Nx3 = 0,0987 / (0,521 + 0,479  2,2) = 0,06;

Ny3 = 0,0987 / (0,521 / 2,2 + 0,479) = 0,13;

Nx4 = 0,0434 / (0,521 + 0,479  0,61) = 0,05;

Ny4 = 0,0434 / (0,521 / 0,61 + 0,479) = 0,03;

Nx5 = 0,032 / (0,521 + 0,479  0,157) = 0,05;

Ny5 = 0,032 / (0,521 / 0,157 + 0,479) = 0,01;

Nx6 = 0,03 / (0,521 + 0,479  0,035) = 0,05;

Ny6 = 0,03 / (0,521 / 0,035 + 0,479) = 0,002;

Nx7 = 0,3917 / (0,521 + 0,479  0,0032) = 0,75;

Ny7 = 0,3917 / (0,521 / 0,0032 + 0,479) = 0,002;

Nxi = 0,98; 

Nyi = 0,984.

       Уравнение (4.8) при наличии достоверных данных о константах фазовых равновесий углеводородов при различных условиях существования смесей имеет широкое прикладное значение в практике разработки месторождений, нефтедобычи, подготовки скважинной продукции и в нефтепереработке.

5. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

       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 и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод:

подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

промежуточные (между пропластками);

остаточные (вода оставшаяся со времён образования залежи).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Как отмечалось выше в продуктивных горизонтах нефтяных и газовых залежей остаточная водонасыщенность составляет в среднем 6-35 % от объёма пор в коллекторах. С приближением к зоне водонефтяного контакта (ВНК) количество воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. 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-Соснинское (на границе Томской и Тюменской области), Суторминское (Ноябрьск), Приобское (Сургут) и др. Такие явления характерны для низкопроницаемых недонасыщенных пластов. Толщины ПЗ могут быть сопоставимы с толщинами продуктивных пластов, что создает серьезные проблемы в разработке месторождений.

5.1. Химические свойства пластовых вод

Пластовые воды характеризуются набором свойств влияющие на процессы вытеснения нефти, так как она часто являясь вытесняющим агентом нефти из пласта, а следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти, на процессы подъема нефти на поверхность, на процессы сбора и подготовки скважинной продукции.

5.1.1. Минерализация пластовой воды

Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л, мг/л, г/м3, кг/м3. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество (Q) солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

рассолы (Q > 50 г/л);

солёные (10 < Q < 50 г/л);

солоноватые (1< Q < 10 г/л);

пресные (Q ≤ 1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах.

В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:

анионы: OH; Cl; SO42–; CO32–; HCO3;

катионы: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+;

ионы микроэлементов: I; Br;

коллоидные частицы SiO2; Fe2O3; Al2O3;

нафтеновые кислоты и их соли.

Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90 % от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Максимальная растворимость СаСО3 в воде наблюдается при 0оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО4·2О) в воде наблюдается при 40оС. С дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается. С увеличением парциального давления СО2 растворимость СаСО3 возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО3 и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и на процесс их выпадения.

5.1.2. 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 - CO32–, или бикарбонат - HCO3 аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты хлориды, обусловленный наличием Cl аниона.

5.1.3. Жесткость пластовых вод

Соли пластовых вод влияют, и определяет 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 (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) 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:

Жо = Жк + Жнк                (5.1)

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

Жк, Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (gi):

Жо = gi                        (5.2)

       Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

,                (5.3)

где mvi  концентрация i-го иона в воде (мг/л);

эi  эквивалент i-го иона.

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

,                        (5.4)

       где Мi  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 обусловленную наличием в воде ионов магния и сальция. Воспользуемся формулами 5.1–5.4:

Ж =G (мг -экв/л),   g = m / Э,      Э = Mn / Nn,

где Mn - масса иона;

             Nn - валентность иона.

ММg = 24,3;          ЭMg = 24,3 /2 = 12,5 мг-экв;

МCa = 40,08;         ЭCa = 40,08 / 2 = 20 мг-экв;

gMg = 21/12,15 = 1,72 мг-экв/л;                 ЖMg = 1,728 мг - экв/л;

gCa = m/э = 56/20,04 = 2,79 мг-экв/л;         ЖCa = 2,79 мгэкв/л;

Жобщ = ЖСa + ЖMg = 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 мг-экв./л;

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

жёсткая вода более 6 мг-экв./л.

Жесткость пластовой воды и ее группа по жесткости определяется экспериментально-расчетным путем (см. разд. "Практикум для самостоятельной работы").

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.

5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов

Содержание водородных ионов в воде определяется показателем концентрации водородных ионов (рН), которое равно отрицательному логарифму концентрации ионов водорода:

 ,                         (5.5)

где Сн+  концентрация ионов водорода.

В зависимости от величины рН воды подразделяются на следующие:

нейтральные (рН = 7);

щелочные (pH > 7);

кислые (pН < 7).

Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды.

Рассмотрим пример. Пользуясь данными ионного произведения воды (Kb), при различных температурах (табл. 5.1), рассчитать реакцию пластовой воды при температуре 33°С.

Таблица 5.1

Величины ионного произведения воды при различных температурах

t,ºC

Kb·10-14

t,ºC

Kb·10-14

t,ºC

Kb·10-14

t,ºC

Kb·10-14

0

0,112

25

1,01

60

9,61

150

234

5

0,186

30

1,47

70

21,0

165

315

10

0,293

35

2,09

80

35,0

200

485

15

0,452

40

2,92

90

53,0

250

550

18

0,570

45

4,02

100

59,0

20

0,680

50

5,47

122

120,0

Решение. Находим ионное произведение (Kb) для температуры 33°С:

Оценим концентрацию ионов водорода:

Рассчитаем показатель ионов водорода (pH), характеризующий реакцию воды:

Величина рН немного меньше 7, значит реакция пластовой воды слабокислая.

Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.

5.2. Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод.

5.2.1. Плотность

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 10101210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений 10071014 кг/м3; для палеозойских 10401048 кг/м3; сеноманские воды 10101012 кг/м3.

5.2.1. Плотность

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 10101210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений 10071014 кг/м3; для палеозойских 10401048 кг/м3; сеноманские воды 10101012 кг/м3.

5.2.2. Вязкость

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатными и они приблизительно в 1,52 раза больше вязкости чистой воды (рис. 5.1). С возрастанием температуры вязкость уменьшается. От давления вязкость зависит двояко: в области низких температур (0-32о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32о С возрастает.

Рис. 5.1. Зависимость 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

5.2.3. Сжимаемость

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

.                (5.6)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,710-10 до 5,010-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле:

вг = в (1+0,05S),                (5.7)

        где S количество газа, растворённого в воде, м33.

5.2.4. Объёмный коэффициент

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

                        .                 (5.8)        

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

Рассмотрим пример. Определить объёмный коэффициент пластовой воды, которая содержит 6 % солей. Пластовое давление (Рпл) равно 350 атм, пластовая температура (Тпл) равна 120°С.

Решение. Объёмный коэффициент пластовой воды (bпл) равен объёмному коэффициенту дегазируемой воды (bдег) в пластовых условиях с учетом поправок на содержание газа и минеральных солей. Пользуясь зависимостями, представленными на рисунке 5.3, определим объёмный коэффициент для дегазированной воды (bдег) в пластовых условиях:

bдег = f (Рпл, Тпл.) = 1,042 (м33).

Рис. 5.3 Зависимость объёмного коэффициента пластовой воды от давления и температуры

Объёмный коэффициент воды насыщенной газом (bг) так же находим из рис. 5.3:

bг = f (Рпл, Тпл) = 1,052 (м33).

Влияние растворенного в воде газа оцениваем по формуле 2.37:

пл = пр  (1 – k  М),         пл = 3,8  (1 – 0,033  6) = 3,05 м33,

а величину k – поправочного коэффициента на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5) – 0,033;

Объёмный коэффициент пластовой воды равен:

b = bг + (bгbдег) пл /пp = 1,052 + (1,052 – 1,042)  3,05 / 3,8 = 1,05 (м33).

5.2.5. 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 1С (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.

5.2.6. 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 имеют ионную природу, и пластовая вода, содержащая соли проявляет электрические свойства. 

Удельная электропроводность (ч) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L). Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора с:

       ч = L / (RS),     ч =1/с.                         (5.10)

Удельная электропроводность имеет размерность в системе СИ [ом· м]-1, в системе СГС [ом·см]-1. С увеличением минерализации воды удельная электропроводность ее растет. Удельная электропроводность изменяется в диапазонах: у дистиллированной воды = 10-3-10-4; у речной воды = 10-110-2; у пластовой воды = 10-11; морской воды = 34; воды с 5% содержанием NaCl = 6,6; воды с 20% содержанием NaCl = 20; нефтей = 0,5 · 10-70,5 · 10-6; газоконденсатов = 10-10  10-16 [ом· м]-1.

5.3. Характеристика переходных зон

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем хуже она растворяется в воде и тем меньше в ней растворено воды.

Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт, и возрастает растворимость нефти в воде. Особенно этот эффект усиливается с возрастанием в нефти смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и других высоко-полярных соединений.

В зоне водонефтяного контакта за счёт взаимодействия воды и нефти происходят изменения. Чёткой границы вода-нефть не существует, так называемое, "зеркало" не образуется. На границе водонефтяного контакта (ВНК) происходит диспергирование одной фазы в другую. За счёт диспергирования воды в нефть и нефти в воду, т. е. диспергирования их друг в друга образуется так называемая "переходная зона", высота которой зависит от величины полярности нефти, содержания в ней смол, асфальтенов, нафтеновых кислот, гетероатомных и других высоко-полярных соединений.

6. ПОВЕРХНОСТНОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТВОДАНЕФТЬГАЗ

6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации

       Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поверхность поровых каналов в 1 м3 породы может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.

       На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы.

Под природой поверхности понимаются гидрофильность способность вещества смачиваться водой и гидрофобность способность вещества не смачиваться водой.

Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз, и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации

       Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поверхность поровых каналов в 1 м3 породы может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.

       На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы.

Под природой поверхности понимаются гидрофильность способность вещества смачиваться водой и гидрофобность способность вещества не смачиваться водой.

Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз, и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

6.2. Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, работа поверхностного натяжения, сила поверхностного натяжения и

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

Е =   S,       (6.1)

где   поверхностное натяжение;

S суммарная поверхность двух фаз.

Поверхностное натяжение характеризует работу, образования 1 см2 новой поверхности в изотермических условиях:

A =   S.                (6.2)

Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

,                (6.3)

       где   линия смачиваемости.

Физический смысл величины поверхностного натяжения характеризует меру некомпенсированности молекулярных сил

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 составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.

        Коэффициент поверхностного натяжения зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

       Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.

С увеличением давления 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.

Общий характер изменения величины поверхностного натяжения с изменением температуры и давления для нефти такой же, как и у воды (рис. 6. 1).

Рис. 6.1. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского

месторождения от давления на границе с метаном: 1. Т = 20єС; 2. Т = 60єС; 3.  с этан-пропановой смесью

Однако, количественные изменения зависят от многих дополнительных факторов: химического состава нефти, состава газа (рис. 6.1, кривая 3), количества растворенного газа, количества и природы полярных компонентов и др.

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

Поведение величины жидкости на границе с жидкостью зависит во многом от полярности жидкостей.

Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с водой в пределах давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления (рис. 6.2) и температуры. Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остаётся постоянным.

Рис. 6.2. Зависимость поверхностного натяжения нефти Туймазинского месторождения на границе с водой от давления

при Т = 20єС

Для высоко-полярных нефтей её поверхностное натяжение на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры.

Сложный характер имеет зависимость поверхностное натяжение на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. 6.3). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.

Величина  по ряду месторождений в зависимости от насыщения нефти газом может быть значительной:  3-6 мН/м при изменении давления от 0 до 26,5 МПа.

Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, двумя жидкостями можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость, порода-газ измерить трудно.

Рис. 6.3. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления на границе с водой

при Т = 20єС:

1. при насыщении обеих фаз метаном;

2. при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью

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

6.3. Смачивание и краевой угол

       Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие не смешиваемые 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.

       Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания , образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 6.4).

Рис. 6.4. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз

       

       Краевой угол  измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 твёрдое тело.

       Предполагая, что краевой угол  отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:

2,3 = 1,3 +1,2  cos,                (6.4)

откуда получим выражение для краевого угла :

.        (6.5)

Если 2,3 > 1,3, то 0 < cos < 1, из чего следует, что угол  острый (наступающий), а поверхность – гидрофильная. Если 2,3 > 1,3, то 1 < cos < 0, из чего следует, что угол   тупой (отступающий), а поверхность – гидрофобная.

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

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям парафины, жиры, воск, чистые металлы.

Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.

6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания

       Поверхностные явления описываются также работой адгезии.

       Адгезия прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия  явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.

       Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:

Wa = 1,2 + 2,3 1,3.                (6.6)

       Используя соотношения 6.4 и 6.6, мы получим уравнение Дюпре-Юнга:

Wa = 1,2 ·(1+cos).                (6.7)

       Из соотношения:

2,3  1,3= 1,2·cos                (6.8)

следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину 1,2·cos, которую принято называть натяжением смачивания.

       Работа когезии Wк характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.

       Из уравнения 6.7 следует, что на отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cos=0) затрачивается работа, необходимая для образования двух жидких поверхностей 2жг(1,2), т.е.:

                                                     Wк = 2·ж г,               (6.9)

где 2·жг поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.

       Это значит, что при полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твёрдого тела, а происходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании 1,2  1,3.

       Подставив в уравнение Юнга значения работ адгезии и когезии, получим:

               (6.10).

       Из этого уравнения 6.10 следует, что смачиваемость жидкостью твёрдого тела тем лучше, чем меньше работа когезии (и поверхностное натяжение жидкости на границе с газом).

       Для характеристики смачивающих свойств жидкости используют также относительную работу адгезии z = Wа/Wк.

       Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений  теплота смачивания.

Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое теложидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно изменяется от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости.

Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твёрдую поверхность.

       Если через q1  обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2  обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполняться соотношение:

       

(q1/ q2) > 1,     а для гидрофобных:         (q1/ q2) < 1.          (6.11)

6.5. Кинетический гистерезис смачивания

       Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения жидкости (менисков жидкости, рис. 6.5) в каналах и трещинах.

Рис. 6.5. Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале: 

1 наступающий, 

2  отступающий углы смачивания при движении водо-нефтяного мениска в цилиндрическом канале с гидрофильной поверхностью (  статический угол смачивания)

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

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

скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;

шероховатости твердой поверхности;

адсорбции на поверхности веществ.

Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

75826. Гимнастическая терминология 2.4 MB
  Любое из упражнений многофункционально и располагает возможностями избирательного и регламентированного воздействия на функции разных органов и систем организма, двигательные и психические способности.
75827. Источники и ход эмбрионального развития вторичной почки. Формирование нефрона 405.38 KB
  Первичная почка формируется из большого числа сегментных ножек( до 25), расположенных в области туловища зародыша. Сегментные ножки отшнуровываются от сомитов и спланхнотома и превращаются в канальцы первичной почки.
75828. ПСИХОЛОГИЯ ЛЮБВИ 67 KB
  Любовь по Шекспиру «безумство от угара», по Пушкину «веселье жизни хладной». Многие великие умы человечества пытались постичь природу и сущность любви. Однако до сей поры никто так и не вывел универсальную формулу любви, лекарство от нее и не объяснил, почему она возникает, и почему исчезает.
75829. Инструментарий технологии программирования 19.18 KB
  Инструментарий технологии программирования обеспечивает процесс разработки программ и включает специализированные программные продукты являющиеся инструментальными средствами разработчика которые поддерживают все технологические этапы процесса проектирования программирования...
75831. Правление Елизаветы 98.38 KB
  Группировка Елизаветы находилась в оппозиции. Нолькен в сотрудничестве с послом Шетарди должны были «убрать» группировку Елизаветы. Версаль жаждал прекращения союза России и Австрии, поэтому любой неверный шаг и разоблачение Франции в заговоре с участием Екатерины могло обернуться для них плохими последствиями.
75833. Вивчення генетичної ефективності лазерного випромінювання як нового фізичного фактора 79.27 KB
  До числа таких факторів відноситься лазерне випромінювання. Робота з рослинами передбачає не тільки отримання відповіді на питання про генетичне дії лазерного випромінювання а й у разі наявності генетичних ефектів використання його в якості мутагенного фактора в селекції.