8479

Нафтогазова механіка. Конспект лекцій

Конспект

География, геология и геодезия

У роботі подані загальні положення, що вивчаються даною дисципліною, та її звязок з іншими дисциплінами, стан нафтогазовидобувної галузі та проблеми нафтогазовидобутку..

Украинкский

2013-02-12

790.76 KB

147 чел.

У роботі подані загальні положення, що вивчаються даною дисципліною, та її зв'язок з іншими дисциплінами, стан нафтогазовидобувної галузі та проблеми нафтогазовидобутку.

Розглянуті основні властивості гірських порід – колекторів нафти і газу та детально висвітлені параметри, що їх характеризують, і існуючий зв'язок між ними. Охарактеризовані пластові вуглеводні та вода, їх фізико-хімічні властивості, фазові перетворення вуглеводневих систем, а також молекулярно-поверхневі процеси, які відбуваються на границях розділу фаз.

Наведена класифікація та характеристика режимів роботи нафтових і газових покладів, коефіцієнт нафтогазовилучення та чинники, що на нього впливають. Коротко подана класифікація, призначення та фізичні основи і критерії застосування методів підвищення нафтогазоконденсато-вилучення.

З    М   І   С  Т

Передмова

6

                                   1

Нафтогазова механіка як наука, її розвиток та зв'язок з іншими дисциплінами

8

2

Стан розвитку нафтогазової галузі та проблеми нафтогазовидобутку

15

2.1

Короткі відомості про Земну кору

20

3

Природні колектори нафти і газу та їх основні властивості

22

3.1

Гранулометричний склад порід-колекторів

26

3.2

Пористість

30

3.2.1

Залежність пористості від кладки зерен, тиску та температури

33

3.3

Неоднорідність колекторських властивостей пласта

35

3.4

Фізико-механічні властивості гірських порід

38

3.5

Теплові властивості гірських порід

42

3.6

Акустичні властивості гірських порід

43

3.7

Проникність

47

3.7.1

Абсолютна проникність

49

3.7.2

Проникність тріщинуватих порід

54

3.7.3

Залежність проникності від пористості та розміру пор

57

3.7.4

Фазова (ефективна) проникність

60

3.7.5

Відносна проникність

62

3.8

Питома поверхня гірських порід

66

4

Пластові вуглеводні

71

4.1

Склад та фізичні властивості нафт

74

4.1.1

Густина пластової нафти

85

4.1.2

В’язкість пластової нафти

86

4.1.3

Структурно-механічні властивості аномально-в´язких нафт

87

4.1.4

Фотоколориметрія нафти

92

4.2

Природний газ. Cклад та властивості природного газу

95

4.2.1

Склад та класифікація природних газів

97

4.2.2

Фізико-хімічні властивості вуглеводневих газів

102

4.2.3

Стан та параметри газових сумішей

104

4.2.4

Вміст важких вуглеводнів у суміші

106

5

Фазові перетворення вуглеводневих систем

108

5.1

Склад та характеристика рідкої суміші

108

5.2

Газовий конденсат

116

5.3

Газогідрати

117

6

Склад та фізико-хімічні властивості пластових вод

121

6.1

Залишкова вода

121

6.2

Підземні води

123

6.3

Основні властивості пластових вод та параметри, що їх характеризують

125

7

Молекулярно-поверхневі явища та капілярні процеси

130

8

Режими роботи нафтових і газових покладів

138

8.1

Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають

141

8.2

Визначення нафтовилучення промисловими методами

148

8.3

Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень

149

9

Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовилучення пластів

153

9.1

Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення

161

9.1.1

Методи збільшення нафтовилучення, пов’язані з системою розробки нафтового покладу

161

9.1.2

Циклічна дія на пласт під час заводнення

162

9.1.3

Зміна напрямків фільтраційних потоків

164

9.1.4

Встановлення оптимальних величин репресії і депресії на пласт

165

9.1.5

Часткове зниження тиску нижче тиску насичення нафти

165

9.2

Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення пластів

166

9.2.1

Методи для покращення заводнення

168

9.2.2

Методи підвищення нафтовилучення

175

9.3

Газові методи збільшення нафтовилучення пластів

181

9.3.1

Застосування сухого вуглеводневого газу

182

9.3.2

Застосування збагаченого і зрідженого газу

182

9.3.3

Застосування газу високого тиску

183

9.3.4

Застосування інших газів і сумішей

184

9.3.5

Газоводяна дія на пласти

184

9.4

Теплові методи підвищення нафтовилучення пластів

189

9.4.1

Застосування нагрітої води

189

9.4.2

Застосування пари

190

9.4.3

Застосування внутрішньопластового горіння

191

9.5

Критерії застосування методів підвищення нафтовилучення

193

9.6

Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів

198

9.6.1

Оцінка технологічного ефекту

198

9.6.2

Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів

201

Перелік використаних джерел

203


ПЕРЕДМОВА

Нафтова і газова промисловість – одна з основних потужних галузей народного господарства багатьох держав. Частка нафти і газу в паливно-енергетичному балансі країн безперервно зростає.

Досягнення нафтової і газової промисловості пов’язані з розвитком нафтогазопромислової геології, геофізичних досліджень, техніки і технології буріння, видобування, транспортування, технології розробки родовищ, а також хімічної переробки вуглеводнів.

Процеси розробки і експлуатації нафтових, газових і газоконденсатних родовищ тісно пов’язані з закономірностями фільтрації вуглеводнів і води в гірських породах, які складають продуктивні пласти. Тому властивості гірських порід і пластових флюїдів визначають раціональну технологію розробки покладів нафти і газу та економічні показники їх вилучення з надр.

Матеріали даної дисципліни служать основою, на якій ґрунтуються всі наступні спеціальні дисципліни, що визначають фахову кваліфікацію спеціаліста, який працює в області розробки та експлуатації нафтових, газових і газоконденсатних родовищ. За методами досліджень та складу матеріалу, що розглядається, курс «Нафтогазогазової механіки» близький до курсів «Нафтогазопромислова геологія», «Фізика», «Фізична і колоїдна хімія».

Основні задачі, які розв’язує «Нафтогазова механіка», полягають у вивченні колекторських і фільтраційно-ємнісних властивостей гірських порід, фізичних і фізико-хімічних властивостей пластових рідин і газів в умовах їх залягання, що постійно змінюються в процесі розробки родовищ, та у вивченні фізичних основ підвищення нафтогазоконденсато-вилучення колекторів.

Автор виражає щиру подяку канд.техн. наук Ліскевичу Є.І. за добірку матеріалу та вказані зауваження щодо покращення подачі окремих параграфів.


1 НАФТОГАЗОВА МЕХАНІКА ЯК НАУКА, ЇЇ РОЗВИТОК  ТА ЗВ'ЯЗОК З ІНШИМИ ДИСЦИПЛІНАМИ

Нафтогазова механіка (раніше «Фізика нафтового і газового пласта») – це наука, яка вивчає фізичні властивості нафтових і газових колекторів, фізико-хімічні властивості пластових рідин, газів та газоконденсатних сумішей та їх фільтрацію в породах-колекторах, методи, закони та прилади для визначення їх параметрів, а також фізичні основи і обладнання для піднімання флюїдів на поверхню та методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення пластів.

Знання даної дисципліни необхідне і сприяє вивченню необхідних для спеціаліста-нафтовика чи згодом наукового співробітника таких дисциплін, як «Підземна гідрогазомеханіка», «Буріння нафтових і газових свердловин», «Технологія та техніка видобування нафти і газу», «Технологія розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ», «Збір та підготовка нафти і газу на промислах», «Обладнання нафтових і газових промислів», «Транспортування промислової продукції».

Процеси розробки та експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних родовищ тісно пов’язані із закономірностями фільтрації вуглеводнів та води в гірських породах, з яких складені продуктивні пласти. Тому знання властивостей гірських порід та пластових рідин, закономірності взаємодії їх між собою та з поверхнею гірських порід визначає раціональну технологію розробки покладів нафти і газу, а також економічні показники їх вилучення з надр.

Останнім часом все частіше до експлуатації залучаються родовища, які залягають на значній глибині. Це явище закономірне, оскільки розвідка та розробка корисних копалин взагалі і, зокрема, нафти, газу чи газового конденсату звичайно здійснюється від поверхні, а потім в глибину. Ця тенденція, очевидно, буде зберігатись і в майбутньому. Тому необхідно приділяти  належну увагу методам аналізу властивостей гірських порід та пластових флюїдів в умовах високих тисків та температур.

Надзвичайно гострою залишається проблема росту ступеня вилучення з надр нафти, газу та газового конденсату.

Рух рідини та газу в пластах виникає щоразу, коли починають видобувати нафту чи газ, чи обидва ці компоненти разом. Цей рух має специфічні особливості, що відрізняє його від руху рідин та газів у трубах чи відкритих руслах, і називається фільтрацією. Знати особливості цього руху в пористому чи тріщинному середовищі необхідно для здійснення успішної розробки нафтових і газових родовищ.

Процес вилучення нафти і газу з пласта супроводжується фізико-хімічними явищами, що виникають у нафто- чи газонасиченому пласті. Так, якщо рух рідини відбувається через порові звуження, всередині гірської породи виникають поверхневі явища на стінках каналів, які зумовлені взаємодією між молекулами рідини та твердого тіла. При зміні пластового тиску природний газ може розчинятися в пластовій рідині (нафті) або виділятись з неї.

Започаткував розвиток даної науки французький інженер-дослідник Анрі Дарсі. Ним був виконаний перший обґрунтований гідравлічний розрахунок водопроводу в          м. Діжоні (Франція) у 1840 р. Результати своїх дослідів і спостережень та встановлений ним лінійний закон фільтрації (нині основний закон фільтрації – закон Дарсі) були опубліковані у 1856 р.

Після цього вчений І.Дюпюї розробив питання гідравлічного обґрунтування дослідного закону Дарсі та запропонував  його використання в продуктивних пластах. В кінці ХІХ ст. Ч.Сліхтер опублікував ґрунтовне дослідження з питань геометрії порового середовища. Значний внесок у розвиток теорії фільтрації рідин через пористе середовище вніс М.М.Павловський.

Засновником нафтогазової підземної гідромеханіки став Л.С.Лейбензон.

Дослідження американських вчених Маскета, Мура, Шапюіза, Херста та ін., що здійснювались у 30-х роках минулого століття, довели необхідність врахування пружності пластових флюїдів при зміні пластових умов, як і пружність скелету нафтогазовміщуючої породи. Ними були закладені основи сучасної теорії пружного режиму нафтового пласта та режиму розчиненого газу.  Необхідно також виділити дослідження Е.Б.Чекалюка в галузі підземної гідротермодинаміки.

Широкого розмаху набули дослідження з питань нафтогазової механіки в роботах А.Хупера (Франція), А.Шайдеггера (Канада), Н.Крістеа (Румунія) та ін.

Одним з головних досягнень в галузі підземної нафтогазової механіки було встановлення основних сил, які рухають нафту чи газ до вибоїв свердловин, що означає опанування вченням про джерела пластової енергії та режими роботи нафтових, газових та газоконденсатних родовищ. У створення цього вчення значний внесок зробили вчені Маскет, Віков, Ботсет, Леверетт, Лейбензон, Крилов, Кусаков, Ребіндер, Чарний, Щелкачов та багато інших.

У 50-х роках минулого століття в значній мірі почала вирішуватись проблема розробки нафтових родовищ зі змішаними режимами – водонапірному та розчиненого газу. Тоді ж почали інтенсивно розвиватись методи визначення параметрів пластів з використанням гідродинамічних досліджень свердловин.

Розвиток проектування, аналізу та регулювання процесів розробки нафтових родовищ вимагав використання складних математичних методів та обчислювальних засобів. Якщо у 30-50 рр. ХХ ст. в розрахунках використовували головним чином наближені методи вирішення задач підземної гідромеханіки, то в кінці 50-х та в 60-х стали застосовувати числові методи вирішення задач фільтрації пластових рідин та газів.

Процес таких досліджень триває постійно, не припиняючись і  сьогодні.

Хоча довгий час заводнення було основним методом дії на нафтові пласти, та все ж у 50-і роки минулого століття стало очевидним, що таким способом неможливо повністю вирішити проблему максимального вилучення нафти з надр, особливо під час розробки родовищ  з високов’язкими та високопарафінистими нафтами. Були здійснені фундаментальні дослідження і розроблені інженерні рішення, які стали основою розвитку теплових методів розробки нафтових родовищ і які були пов’язані з нагнітанням у продуктивні пласти теплоносіїв та з внутрішньопластовим  горінням. В той же час у всьому світі велика увага приділялась розвитку фізико-хімічних методів підвищення видобутку нафти з надр. До цих методів належать витіснення нафти вуглеводневими розчинниками, двоокисом вуглецю, розчинами поверхнево-активних речовин, полімерів, міцелярно-полімерними розчинами та ін.

Для ефективної розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ необхідно володіти не тільки загальними відомостями про геометричні розміри (площа та потужність) продуктивних пластів в умовах залягання, але й детальними даними про їх структуру, колекторські властивості та ступінь нафтогазонасичення. Ці відомості дозволяють найбільш точно підрахувати запаси нафти, газу чи конденсату, обґрунтовано скласти технологічну частину  проекту розробки та визначити техніко-економічні показники розробки в цілому та протягом кожного з років.

Вивчення структури порового простору порід, їх пористості, проникності та водонафтогазонасиченості здійснюється за даними аналізів зразків порід, що відібрані під час буріння свердловин. Не зважаючи на видиму досконалість визначення вказаних параметрів і на їх широку розповсюдженість, ці аналізи не завжди дають можливість вирішувати поставлені завдання з необхідною точністю. Причинами тут є:

- незначне винесення керну під час проходження пластів існуючими колонковими долотами, що не дає можливості повністю вивчити розріз свердловини і, особливо, колекторів нафти і газу. Крім цього, найбільш пористі і проникні породи часто не піднімаються на поверхню, що створює невідповідну істині уяву про колектор;

- відібрані зразки порід (керни) мають незначні розміри і не дають можливості одержати повну уяву про колектор;

- під час відбору керну порушується його структура, що знижує точність визначення значень параметрів, що характеризують колекторські властивості;

- в більшості випадків не вдається встановити склад флюїду, що заповнює пористе середовище, тобто визначити початкову водонафтогазонасиченість продуктивних пластів.

Тому на допомогу приходять геофізичні методи визначення параметрів продуктивних горизонтів. Існують чіткі залежності між фізичними властивостями (питомим електричним опором, електрохімічною природною чи наведеною активністю, радіоактивністю, швидкістю проходження сейсмічних хвиль) та колекторськими властивостями (пористістю, проникністю, питомою поверхнею) і нафтогазонасиченістю гірських порід.

Точність визначення колекторських властивостей та нафтогазонасиченості за геофізичними даними в більшості випадків залежить від ступеня вивченості фізичних властивостей гірських порід даного родовища та якості реєстрації фізичних параметрів, що вимірюються в свердловинах.

Нафтогазова механіка – це наука, що інтенсивно розвивається. Подальший її розвиток пов’язаний із застосуванням нових технологій вилучення нафти з надр, нових методів розпізнавання характеру проходження внутрішньопластових процесів, з розвитком методів детального вивчення будови пластів та пористого середовища, характеру поверхні пластів-колекторів, зміни та причини змін змочуваності поверхні порових каналів, характеру процесів, що протікають в порах пласта під час реалізації різних методів підвищення ступеня вилучення нафти з пластів, з вивченням процесів на фізичних та математичних моделях пластів з подальшою їх апробацією та реалізацією в промислових умовах.

У курсі «Нафтогазова механіка» комплексно використовуються важливі положення геології, фізики, хімії, фізико-хімії нафтогазового пласта, підземної гідрогазомеханіки, механіки та термодинаміки гірських порід, технології експлуатації свердловин та систем видобутку.

Контрольні запитання

  1.  Що вивчає «Нафтогазова механіка»?
  2.  Хто започаткував «Нафтогазову механіку» як науку?
  3.  Як називається рух рідин та газів по поровому та тріщинному простору?
  4.  Назвіть вчених, що внесли значний вклад у розвиток даної науки.
  5.  У які роки почали використовувати заводнення продуктивних пластів?
  6.  З якими дисциплінами пов’язана «Нафтогазова механіка»?
  7.  Назвіть основні причини низької точності лабораторних аналізів відібраних зразків для вивчення колекторських властивостей гірських порід.
  8.  Що необхідно знати для ефективної розробки покладів вуглеводнів?

      

2 СТАН РОЗВИТКУ НАФТОГАЗОВОЇ ГАЛУЗІ

 ТА ПРОБЛЕМИ НАФТОГАЗОВИДОБУТКУ

У сучасному світі нафта, газ та продукти, які з них одержують, мають досить широкий вжиток. Їх використання має значний вплив на науково-технічний прогрес нашого століття тому, що вони є основними енергоносіями. Практично немає такої галузі економіки, де б не використовувались нафта, газ та продукти їх переробки. Вони - «кров» сучасної економіки. Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80 країнах, досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд.т нафти та приблизно        2 трлн.м3 газу.

На сьогоднішній день в Україні гостро стоїть проблема енергоносіїв, таких як нафта і газ, оскільки в Україні в останні роки видобувається біля 4 млн.т  нафти та 17-18 млрд.м3 природного газу. Малий видобуток зумовлений виснаженням старих родовищ, невеликим введенням в розробку нових родовищ та  значною тривалістю їх освоєння. Для нормального функціонування економіки країни необхідно 48-55 млн.т нафтопродуктів та 65-70 млрд.м3 газу, тобто необхідно значно більше, ніж видобувається.

На даний час в Україні розвідано дуже багато нафтових і газових родовищ на суші, а також проводиться інтенсивний пошук і розвідка родовищ на морі і акваторіях морів, де за прогнозами вчених лежить перспектива розвитку нафтогазової промисловості. Крім того, великі надії покладаються на великі глибини, де можливе знаходження нафти і газу. Гостро стоїть проблема збільшення ступеня вилучення нафти з пластів на старих родовищах, але це питання є дуже складним для вирішення.

Поглянемо на цю проблему ширше. Відомо, що переважна більшість нафти у світі видобувається за допомогою нагнітання в продуктивні пласти води. Разом з тим, більшість дослідників процесу витіснення нафти водою звертають увагу на нерівномірність розподілу залишкової нафти в пласті. Остання перебуває в пластах у вигляді крапель, плівок, а також мікро- та макроціликів нафти. Навіть в умовах максимальної оптимізації заводнення половина запасів нафти залишається в пласті.

Актуальність проблеми видобутку хоча б частини залишкової нафти вимагає створення нових методів та технічних засобів для підвищення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації розробки нафтових родовищ. Оскільки можливості зміни дії на пласти досить обмежені, то збільшення нафтовилучення закономірно  пов`язується  з фізичною та хімічною дією на пластову систему.

Фізична дія базується на покращенні процесу витіснення нафти за рахунок зниження її в’язкості (нагнітання розчинників, теплоносіїв та ін.). Хімічна дія на пластову систему базується на зміні взаємодії фаз , які витісняють і які витісняються, з породою (зміна змочуваності), а також між собою (зміна міжфазного натягу). Фізичні та хімічні методи дії на пласта носять переважно комплексний характер.

У міру зростання розуміння механізму та особливостей процесу заводнення нафтових родовищ почали наполегливо шукати способи підвищення його ефективності. Але для того, щоб здійснювати науково обґрунтовану цілеспрямовану роботу в цьому напрямку, необхідно знати або хоча б мати достатню уяву про величину та стан залишкових запасів з одного боку та про комплекс сил та процесів, що відбуваються в надрах, з іншого.

За даними експертних оцінок залишкова нафта розподіляється таким чином:

  1.  У слабопроникних прошарках та на ділянках, які обійшла вода – 27 %.
  2.  У застійних зонах однорідних пластів – 17 %.
  3.  У лінзах, в які не потрапили свердловини – 16 %.
  4.  У вигляді плівок – 31 %.
  5.  Біля місцевих непроникних екранів – 9 %.

Більша частина залишкової нафти (60-65 %) не охоплена процесом заводнення або не дренується через високу макронеоднорідність пластів, що розробляються. Підвищити повноту виробку пласта за рахунок цієї нафти можна шляхом вдосконалення існуючих систем і технологій розробки.

Друга частина залишкової нафти (35-40 %) залишається в обводнених колекторах через їх макронеоднорідність, нестійку фільтрацію, дію різних фізичних та фізико-хімічних факторів і може підлягати повторній консолідації. Залишкова нафта в природних умовах у обводнених зонах пласта може перебувати одночасно в різних станах. Характер її розподілу залежить від структури порового простору та фізико-хімічних властивостей фаз, що стикаються.

На склад залишкової нафти впливає початкова диференціація її властивостей, яка, в свою чергу, визначається  такими геологічними та геохімічними факторами, як: глибина залягання продуктивних пластів, фаціально-літологічні властивості пластів, умови залягання, гідрогеологічні умови.

Значний вплив на зміну властивостей пластової нафти може створювати вода, що нагнітається. Тому властивості залишкової нафти можуть значно відрізнятись від властивостей нафти, що була видобута. Разом з тим, дане твердження вимагає подальшого вивчення.

Всі відомі методи збільшення нафтовилучення передбачають пересування та мобілізацію залишкової нафти в обводнених зонах пласта. Мобілізації залишкової нафти можна добитись збільшенням співвідношення гідродинамічних сил (в’язкості та швидкості нагнітання) і капілярних сил (міжфазного натягу і пористості). Необхідно мати на увазі, що тут діють гравітаційні та пружні сили.

Слід відзначити, що всі процеси в пластах самі по собі відбуваються дуже повільно. Активізувати процес мобілізації та консолідації залишкової нафти і є основним завданням різних методів підвищення нафтовилучення.

Оскільки залишкова нафта в пластах перебуває у різноманітному стані, то значно відрізняються і властивості цієї нафти, змінюються колекторські властивості пластів, насиченість пластових рідин газом і, безперечно, не може бути єдиного універсального методу підвищення ступеня вилучення нафти.

Розвиток методів вилучення нафти з надр, як і будь-якого технологічного процесу, відбувається в двох напрямках: горизонтальному та вертикальному.

Рух технологічного процесу горизонтально відбувається шляхом його вдосконалення, що підвищує ефективність або покращує економічні показники, але не змінює його основи, механізму процесу. Наприклад, протягом більш як 50-ти років відбувається розвиток та вдосконалення штучного заводнення: покращується розміщення нагнітальних та видобувних свердловин, як і  технологія і техніка нагнітання води, умов експлуатації свердловин, розвиваються способи контролю та регулювання видобутку нафти і т.п. Коли ж усі вдосконалення вичерпують себе, то виникає необхідність переходу на нову, якісно вищу технологію.

Науково-технічний прогрес визначається рухом технології у вертикальному напрямі, тобто переходом на  якісно нову ступінь, ефективнішу, яка відрізняється від попередньої механізмом процесу.

Так, методи дії на нафту за допомогою міцелярних розчинів, двоокису вуглецю, внутрішньопластового горіння, пари характеризуються значно складнішими та якісно ефективнішими процесами, ніж заводнення. А от такі методи, як дія розчинами поверхнево-активних речовин низької концентрації, полімерів, водогазових сумішей є покращеними модифікаціями заводнення, оскільки вони тільки покращують витісні властивості води, хоча і супроводжуються досить складними процесами адсорбції, деструкції молекул,  зміною фазових проникностей і т.п.

Слід підкреслити, що розвиток технології вилучення нафти у вертикальному напрямі повинен пройти такі обов’язкові фази:

  1.  Фундаментальні дослідження.
  2.  Прикладні дослідження.
  3.  Розробка технології.

2.1 Короткі відомості про земну кору

Оскільки переважна більшість процесів, які вивчаються в курсі «Нафтогазової механіки», відбуваються в земній корі – частині земної кулі,  то нагадаємо деякі відомості про неї.

Земна куля складається з декількох зон (оболонок), розташованих концентрично навколо центрального ядра:

  1.  Газова оболонка – атмосфера.
  2.  Водна оболонка – гідросфера (світовий океан).
  3.  Зовнішня кам`яна оболонка – літосфера (земна кора).
  4.  Внутрішня оболонка – мантія.

Площа земної поверхні, зайнятої водою, складає 70,8 %, а суші – 29,2 % всієї поверхні Землі.

Головна роль гідросфери в циклі геологічних явищ на Землі полягає в утворенні осадових порід.

Потужність зовнішньої кам’яної оболонки (земної кори) під континентами коливається від 30 до 70 км, а під океанами – до 7-9 км. На континентах земна кора переважно складається з гранітів та гнейсів і називається сіалічною оболонкою, сіаллю (Si + Al). Середня густина сіалічної оболонки - 2700 кг/м3.

Границя між земною корою і мантією називається границею (поверхнею) Мохоровичича. На цій границі різко змінюється склад і фізичні властивості гірських порід. Мантія складає оболонку Землі до глибини 2900 км.

Радіус ядра Землі - 3470 км, яке складається з нікелистого заліза густиною 9800 кг/м3.На глибині 2900 км тиск складає 135000 МПа, а в центрі Землі – 547000 МПа. На цій глибині (2900 км) зменшується швидкість розповсюдження повздовжніх сейсмічних хвиль з 13 до 8 км/с.

Заміри Земної кулі за останні 2000 років показали, що діаметр Землі щорічно збільшується на 22 м. Але період розширення Землі змінюється її стискуванням, що супроводжується інтенсивним гороутворенням. В результаті взаємодії зовнішніх та внутрішніх геологічних процесів виникають всі геологічні явища на Землі, утворюються різні гірські породи та материки в їх сучасній формі і поступово змінюється вигляд планети Земля.

Контрольні запитання

  1.  Який щорічний світовий видобуток вуглеводнів?
  2.  Який щорічний видобуток вуглеводнів в Україні останніми роками та їх споживання?
  3.  Які етапи проходить розвиток технологій видобування вуглеводнів?
  4.  Як розподіляється залишкова нафта?
  5.  З яких оболонок (зон) складається Земна куля?
  6.  Як називається границя між земною корою і мантією?
  7.  Що таке сіалічна оболонка?
  8.  Чим характеризується границя Мохоровичича?


3 ПРИРОДНІ КОЛЕКТОРИ НАФТИ І ГАЗУ

ТА ЇХ ОСНОВНІ ВЛАСТИВОСТІ

         

Для здійснення раціональної системи розробки та організації ефективної експлуатації нафтогазоносних пластів необхідно знати їх фізичні та колекторські властивості, фізико-хімічні властивості флюїдів (нафти, газу та води), які в них вміщуються, умови їх розподілу в пласті, гідрогеологічні та гідродинамічні прояви. Під час видобутку вуглеводнів в процесі розробки та експлуатації продуктивних пластів велике значення має знання пластових тисків і температур та їх вплив на зміну властивостей пластових рідин та газів. Ці властивості переважно визначаються шляхом проведення лабораторних аналізів відібраних кернів та проб флюїдів з вибоїв свердловин. Значну роль у вивченні фізичних властивостей колекторів та характеру насичення їх нафтою і газом відіграють дані електро- та радіоактивного каротажу, акустичного та термокаротажу.

Гірські породи, які здатні вміщувати у своїх порожнинах нафту, газ і воду і віддавати їх під час розробки родовищ, називаються колекторами. Це - теригенні (піски, алеврити, пісковики, алевроліти, деякі глинисті породи) і карбонатні породи. Абсолютна їх більшість (біля 99 %) осадового походження, що утворилися в результаті руйнування магматичних порід і життєдіяльності організмів. У земній корі вони разом з оточуючими їх щільними породами утворюють складки або пастки, у яких скупчуються вуглеводні. Деколи колекторами бувають магматичні та метаморфічні породи (1 %). З визначення колектора випливає, що вони повинні мати ємність, тобто систему порожнин – пор, тріщин і каверн, - яка називається пористістю. Пустоти, як правило, з’єднані між собою, що дозволяє з породи видобувати нафту і газ.

За характером пустот всі колектори поділяють на 3 типи:

  1.  гранулярні (порові) – тільки уламкові гірські породи;
  2.  тріщинуваті – будь-які гірські породи, але переважно карбонатні;
  3.  змішаної будови.

До першого типу відносяться колектори, що сформовані піщано-алевритовими породами, поровий простір яких складається з міжзернових пустот. Подібна будова порового простору і в деяких різновидах вапняків та доломітів.

Тріщинуваті колектори складені переважно карбонатними відкладами і сланцями, поровий простір яких створюється системою тріщин. Породи між тріщинами являють собою щільні слабопроникні  нетріщинуваті масиви, поровий простір яких практично не залучений до процесів фільтрації.

На практиці частіше трапляються тріщинуваті колектори змішаного типу, поровий простір яких складений системою тріщин і поровим простором блоків, а також кавернами і карстами. Тому останні залежно від пустот різного розміру діляться на підкласи: тріщинувато-пористі, тріщинувато-кавернозні, тріщинувато-карстові та ін.

Близько 60 % світових запасів нафти зосереджено в піщаних пластах і пісковиках, 39 % - у карбонатних відкладах і тільки 1 % - у вивітрілих метаморфічних та вивержених породах, тобто осадові породи – основні колектори нафти і газу.

Пористе середовище, яке акумулює вуглеводні, характеризується колекторськими властивостями, враховуючи які  визначають запаси вуглеводнів, практичну цінність родовищ та продуктивність свердловин.

У зв’язку з різноманітністю умов формування осадових порід колекторські властивості пластів різних родовищ можуть змінюватись в широких межах. Характерною особливістю більшості колекторів є шаруватість їхньої будови і зміна в усіх напрямках властивостей порід, товщин та інших параметрів, тобто так звана анізотропія.

Рух рідин та газів в поровому та тріщинному просторі порід-колекторів прийнято називати фільтрацією.

Фільтраційно-ємнісні властивості порід-колекторів нафти і газу характеризуються такими основними показниками:

1) гранулометричним (механічним, кількісним) складом;

2) пористістю;

3) механічними властивостями (пружність, пластичність, опірність розриву, стиснення та інші види деформацій);

4) тепловими та акустичними властивостями;

5) питомою поверхнею та карбонатністю;

6) проникністю;

7) капілярними властивостями (кут змочування та розтікання, робота адгезії та когезії, теплота змочування, міжфазний поверхневий натяг, капілярний тиск);

8) насиченістю порід водою, нафтою і газом.

Перелічені властивості тісно пов’язані з хімічним складом породи, структурними та текстурними особливостями.

Існує 2 поняття структури, які тісно пов’язані між собою:

1) структура порового простору породи – скільки і якого розміру порових каналів є в породі;

2) структура породи, яка визначається переважно величиною та формою зерен. За розмірами зерен розрізняють такі структури:

псефітову (розмір зерен або уламків більше 2 мм);

псамітову (розмір зерен 0,1-2,0 мм);

алевритову (розмір частинок 0,1-0,01 мм);

пелітову (розмір частинок менше 0,01 мм).

До текстурних особливостей породи відносять шаруватість, характер розміщення мінералів, взаєморозташування та кількісне співвідношення цементу і зерен породи та ін. Цементуючим матеріалом служать породи хемогенного походження (карбонати, окисли і гідрооксиди, сульфати).

Велике значення для пояснення цілого ряду процесів та явищ, що відбуваються у пористому та тріщинному середовищі, має знання механічного або гранулометричного складу породи-колектора.

У відповідності з густинами нафта і газ розташовуються у підвищених частинах антиклінальної структури, які майже завжди підстилаються пластовою (підошовною або крайовою) водою. Разом з тим, і в самих покладах вуглеводнів поровий простір частково заповнений залишковою (реліктовою, зв’язаною) водою, яка залишилась там в процесі утворення родовища під впливом капілярних і поверхневих сил у вигляді плівок на гідрофільних ділянках мінералів, у тонких капілярах та в місцях контакту зерен. Зустрічаються поклади вуглеводнів з вмістом залишкової води від 2-3 до 65-70 %, а в більшості випадків вона займає 15-25 % від об’єму пор породи.

      3.1 Гранулометричний склад порід-колекторів

Гранулометричним (механічним) складом породи називають кількісний (масовий) вміст у ній частинок різного розміру (дисперсності).

Від ступеня дисперсності мінералів залежать багато властивостей гірських порід: пористість, проникність, питома поверхня, капілярні властивості та ін.

Дисперсність (роздрібненість) частинок сцементованих порід вивчають на шліфах під мікроскопом. Несцементовані та слабосцементовані пісковики піддають гранулометричному аналізу, розділяючи породи на фракції, тобто дезінтегрують породу.

Оскільки розміри зерен породи зумовлюють їх загальну поверхню, яка контактує з нафтою, то від гранулометричного складу залежить кількість нафти, що залишається в продуктивному пласті у вигляді плівок на поверхні зерен, а також у вигляді капілярно втриманої нафти на породі після закінчення її видобування.

Поряд із звичайними зернистими мінералами в природі досить широко розповсюджені глинисті та колоїдно-дисперсні мінерали з розмірами частинок менше 0,1 мкм. Через значну їх загальну поверхню склад мінералів впливає на процеси поглинання аніонів та катіонів (процеси адсорбції, ступінь набухання порід у воді). Для більшості нафтогазовмісних порід розміри зерен 0,01- 1 мм.

Механічний склад несцементованих і слабосцементованих порід визначають ситовим та седиментаційним аналізами.

Ситовий аналіз сипучих або дезінтегрованих порід застосовується для роз'єднання (дезінтеграції) та розділення піску на фракції 0,05 мм і більші. Вміст менших за розмірами частинок визначають методом седиментації.

Ситовий аналіз проводиться з використанням набору каліброваних дротяних, капронових або шовкових сит з отворами 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 та 0,25 мм. Зверху ставиться сито з найбільшими отворами. Для аналізу звичайно беруть наважку породи в 5 г, дезінтегрують, просівають її на ситах протягом 15 хв. і зважують кожну фракцію, що залишилась на ситах.

Седиментаційний розподіл частинок на фракції відбувається через відмінність швидкостей осідання частинок різних розмірів у в’язкій рідині. Щоб концентрація частинок не впливала на швидкість їх осідання в дисперсному середовищі масовий вміст твердої фази не повинен перевищувати 1 %.

Швидкість осідання частинок в рідині при седиментаційному аналізі визначають за формулою Стокса:

.

(3.1)

Як видно з наведеної формули, для розрахунків необхідно знати густину зерен породи та рідини, кінематичну в’язкість рідини та діаметр частинок.

Результати гранулометричного складу зображають у вигляді таблиць, графіків, гістограм, циклограм, інтегральної кривої сумарного складу та розподілу зерен породи за розмірами (рисунки 3.1 і 3.2).

           

Масова доля фракції, %

Рисунок 3.1 - Крива розподілу зерен породи за розмірами (1) і гістограма (2)

Сумарна масова доля фракції %

  

Рисунок 3.2–Крива сумарного гранулометричного складу зерен породи

За даними гранулометричного складу можна виділяти різні породи: глини, алеврити, піски, а також визначають питому поверхню порід та судять про їх неоднорідність. Слід зауважити, що із збільшенням величини питомої поверхні породи переважно погіршуються її колекторські властивості.

Ступінь неоднорідності породи визначається за відношенням сумарних мас частинок, що відповідкають  60 та 10 % від загальної маси. Для порід нафтових і газових родовищ він коливається в межах 1,1-20,0. Також за даними гранулометричного аналізу підбирають розміри фільтрів, що встановлюються на вибоях свердловин для запобігання руйнування продуктивного пласта та винесення частинок породи в стовбур свердловини рідиною з пласта.

Контрольні запитання

  1.  Що називають колекторами вуглеводнів?
  2.  Як поділяються колектори за характером пустот?
  3.  Що таке анізотропія?
  4.  Назвіть види структур за розмірами зерен породи.
  5.  Чим характеризуються текстурні особливості порід-колекторів?

6. Які параметри характеризують колекторські та фільтраційно-ємнісні властивості гірських порід – колекторів нафти і газу?

7. Що таке гранулометричний склад породи?

8. Які методи використовуються для гранулометричного аналізу породи?

9. Запишіть формулу для визначення швидкості осідання частинок породи у в’язкій рідині.

10. Як представляються результати гранулометричного аналізу породи?

3.2 Пористість

Однією з дуже важливих властивостей породи є її пористість, яка характеризує здатність порід вміщати рідкі або газоподібні речовини (нас, зокрема, цікавить здатність вміщати різні вуглеводні та воду).

Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній пустот (пор, каверн, тріщин), які не заповнені твердою речовиною.

За походженням пори та інші пустоти в породі поділяються на первинні та вторинні.

Первинні пори утворюються під час осадонагромадження та формування породи. Сюди відносять пустоти між зернами і частинками породи, проміжки між площинами нашарування, пустоти, які утворилися після розкладу організмів. Первинна пористість звичайно спостерігається в пісках, пісковиках, конгломератах, глинах і т.д.

Вторинні пори утворюються в породах, що деформуються в результаті діагенезу (процесу переутворення) осадових порід. Сюди відносяться пори розчинення, тріщини, каверни, карсти. Вторинна пористість спостерігається переважно в карбонатних породах (вапняках і доломітах).

В природних умовах величина пористості звичайно коливається в широких межах, оскільки зерна та частинки породи мають різні величину та обриси. На колекторські властивості порід величезний вплив мають форма і особливо розмір пор. В залежності від їх величини розрізняють:

1) зверхкапілярні (понадкапілярні) пори – діаметр пор більший 0,508 мм – в цих порах флюїд є активним і може вільно пересуватись;

2) капілярні пори – діаметр пор від 0,508 до 0,0002 мм – в цих порах відбувається рух рідин та газів, але вже під значним впливом капілярних сил;

3) субкапілярні пори – діаметр пор менший від 0,0002 мм (0,2 мкм) – в цих порах дія капілярних сил настільки велика, що флюїди в них за умови створюваних під час видобутку перепадів тиску (градієнтів тиску) не рухаються.

Не зможуть рухатися флюїди і в капілярних порах, якщо вони оточені субкапілярними порами.

Відповідно до вище сказаного, виділяють повну (загальну, абсолютну, фізичну) та відкриту пористість.

Повна пористість виражає різницю між об’ємом зразка породи та об’ємом зерен, що його складають:

Vпор = Vзр – Vзер.

(3.2)

Величина повної пористості характеризується коефіцієнтом пористості, який представляє собою відношення сумарного об’єму пор у зразку породи до видимого об’єму цього зразка:   

mо = Vпор / Vзр = 1 - Vзер/ Vзр.

(3.3)

Якщо повну пористість виразити через густини, то

mо = 1 – ρзрзер.

(3.4)

Відкрита пористість (пористість насичення) визначається як відношення об’єму всіх з’єднаних між собою пор до видимого об’єму зразка породи:

mв = Vпор з’єдн.  / Vзр .

(3.5)

З’єднані між собою пори – це, звичайно, пори розміром більше 0,2 мкм, в які за даного перепаду тиску або вакууму проникає рідина.

Часом визначають також ефективну пористість, яка враховує об’єм тих відкритих пор, які насичені нафтою чи газом, за винятком об’єму пор, який займає зв’язана (залишкова) вода.

Коефіцієнт ефективної пористості – це добуток коефіцієнта відкритої пористості на коефіцієнт нафто(газо)насичення:

mеф = mв · Ѕ н(г) .

(3.6)

Існують різні методи визначення повної та відкритої гранулярної пористості. Їх визначення проводиться в спеціальних лабораторіях на керновому матеріалі.

Визначення пористості гірських порід проводиться і методами промислової геофізики, оскільки при їх використанні є можливість одержання даних для всього інтервалу продуктивного пласта, а не зі шматків кернового матеріалу, об’єм якого звичайно складає незначний відсоток від загальної товщини пласта.

У ряді практичних випадків з´являється необхідність визначення пористості тріщинуватих порід. На її величину та інтенсивність прояву значний вплив справляє літологічний фактор, а саме: речовинний склад досліджуваних порід з їх структурно-текстурними особливостями.

Важливим параметром тріщинуватості гірських порід є ширина (розкритість) тріщин, залежно від якої тріщини поділяються на дуже вузькі (субкапілярні) - з розкритістю 0,005-0,01 мм, вузькі (капілярні) - з шириною 0,01-0,05 мм та широкі (волосні) - з розкритістю 0,05-0,15 мм і більше.

За ступенем заповнення розрізняють відкриті, частково заповнені та закриті (заповнені) тріщини.

Об’єм порожнин тріщин називають тріщинною пористістю, а відношення об’єму порожнин тріщин до об’єму тріщинуватої породи чи її зразка – коефіцієнтом тріщинної пористості.

Дослідження показують, що тріщинна пористість не відіграє суттєвої ролі у вирішенні питання про ємність тріщинуватих колекторів і її частка від міжзернової пористості складає не більше 10 %. Це, очевидно, можна пояснити тим, що в тріщинуватих породах на значній глибині (більше 1000 м) ширина тріщин переважно не може перевищувати 0,1 мм.

Приклад. Зразок тріщинуватої породи, що має форму куба об’ємом 1000 см3 і пересікається 10 тріщинами шириною     0,1 мм кожна буде мати тріщинну пористість всього 1 %.

Існують різні методи визначення тріщинної пористості. Одним з найбільш широко застосовуваних є метод вивчення породи в шліфах під мікроскопом. Відповідно до цього методу, знаючи справжні значення ширини тріщин та їх довжину, тріщинну пористість можна визначити за формулою:

mтр  = b ·l /Ѕ ,

(3.7)

де b – ширина тріщини, що найчастіше трапляється, м;

l – сумарна довжина всіх тріщин, м;

Ѕ -площа шліфа, яка потрапила в поле зору мікроскопу, м2.

3.2.1 Залежність пористості від  кладки зерен, тиску та температури

Ще в 1951 р. Крамбейн та Слосс показали, що пористість осадових порід є функцією ступеня їх ущільнення, який зростає зі збільшенням навантаження на породу, або тиску, що залежить від глибини залягання порід. В умовах високого тиску виключається можливість безладного нагромадження частинок породи. При цьому вплив на величину пористості тим більший, чим більша глинистість породи. Велику роль у цьому відіграє мінералогічний склад глинистих мінералів. Це необхідно враховувати під час визначення величини пористості кернів порід, винесених на поверхню з глибоких свердловин, особливо за наявності глинистих теригенних, а також тріщинно-кавернозних колекторів.

Приклад. За даними В.М.Добриніна, під час відбирання керну з глибини    6000 м через зміну термодинамічних умов коефіцієнт пористості слабоглинизованих пластів може збільшуватись на 2-7 %,  глинистих колекторів – на  5-12 %, а піщано-глинистих – на 10-22 %. Для теригенних колекторів з гранулярною пористістю остання під час підняття зразків породи на поверхню з великої глибини може збільшуватись на 30 % від своєї справжньої величини.

Результати спостережень зміни пористості порід для тріщинно-кавернозних колекторів не є настільки однозначними, як для теригенних колекторів. За даними В.М.Добриніна, для такого типу колекторів під час створення напруження (тиску) в 40 МПа пористість зменшується від 33 % для чисто тріщинуватого колектора  до 4 % для тріщинувато-кавернозного.

Наведені приклади показують, що визначення пористості нафто- чи газонасичених порід необхідно здійснювати на поверхні в умовах, максимально наближених до пластових. Мається на увазі, що необхідно відтворювати пластові тиск і температуру, хоча остання і не відіграє такої ролі, як тиск. Температура дещо сприяє змінам величини пористості під час навантаження чи розвантаження порід.

Слід відмітити, що пористість порід залежить від кладки зерен породи. Так, для ідеального грунту за умови кубічної кладки зерен пористість складає 46,7 %, а для більш щільної ромбічної кладки – 25,9 %. Наявність цементу, особливо глинистого та карбонатного, значно зменшує пористість породи від названих величин до кількох відсотків, а часом до такої міри, що породу не можна назвати колектором через малий розмір пор.

Зміни величини пористості мають місце і в процесі видобування вуглеводнів з покладів. Правда, в процесі зниження тиску при розробці покладів чи родовищ відбувається зменшення пористості, так як в цьому випадку зменшується пластовий, а не гірничий тиск. Якщо в пісковиках зниження пластового тиску призводить до зменшення об’єму пор, то в карбонатних породах можливі і зворотні явища.

Приклад.  Зменшення коефіцієнта пористості завдяки дії пружних явищ під час падіння пластового тиску на 10 МПа є досить незначним: на 2 % для гранулярних і до 5,5 % для тріщинуватих колекторів.

Вважається, що пористість нафтонасичених пісковиків коливається  від 3 до 40 %, в переважній більшості складаючи 16-25 %, а пористість карбонатних порід змінюється в межах 2-30 %.

3.3 Неоднорідність колекторських властивостей пласта

Вивчення геологічних умов виникнення та формування нафтогазоносних порід має важливе значення тому, що зміна в часі умов осадонагромадження, яка пов’язана зі швидкістю накопичення осадів наступними тектонічними рухами та діагенетичними процесами, призводить до зміни складу та структури гірських порід і появи так званої неоднорідності.

Неоднорідність властива будь-якій гірській породі від моменту її виникнення і зникає тільки із зникненням самої породи. У зв’язку з цим, у сучасній теорії та практиці видобутку нафти з родовищ оцінка та врахування неоднорідності продуктивних пластів є першочерговим завданням як під час проектування та розробки покладів нафти чи газу, так і під час видобутку вуглеводнів.

Очевидно, що об’єктивне визначення кількості розвідувальних та видобувних свердловин, оцінка ефективності заводнення пластів, прогнозування термінів початку обводнення продукції свердловин та темпів наростання цього процесу, оцінка втрат нафти в пласті неможливі без надійної уяви про внутрішню будову продуктивного пласта та його геологічну неоднорідність.

Отже, під неоднорідністю нафтогазоносного пласта необхідно розуміти зміну літолого-фізичних чи колекторських властивостей або тих і інших разом взятих.

За характером свого прояву розрізняють 3 основні види неоднорідності:

1 Неоднорідність, що пов’язана з розшаруванням єдиного продуктивного горизонту на ряд пропластків та прошарків, які мають широке розповсюдження на площі.

2 Неоднорідність, що пов’язана з частковим заміщенням проникних порід глинами або іншими непроникними породами і розвитком в границях горизонту проникних прошарків, що виклинюються, тобто спостерігається «перервність» пластів. Для характеристики неоднорідності цього виду вводяться такі поняття:

а) коефіцієнт розчленування  Кр  - це відношення числа проникних пластів, просумованих в усіх свердловинах до загальної кількості пробурених свердловин;

б) коефіцієнт літологічної зв’язаності проникних пластів  Кзв – це відношення числа свердловин, які розкрили монолітний продуктивний пласт до загальної кількості пробурених свердловин.

На базі цих двох коефіцієнтів розглядаються і вивчаються можливість, ступінь та характер дії на продуктивний горизонт нагнітанням води. Разом з цим, вводять поняття коефіцієнта охоплення, під яким розуміють відношення об’єму покладу, охопленого процесом витіснення, до загального об’єму покладу.

3 Неоднорідність, яка виражається різкою зміною колекторських властивостей продуктивного горизонту по всій його товщині у зв’язку з фаціальною зміною. В цьому випадку неоднорідність характеризується присутністю в проникному горизонті непроникних порід.

Для характеристики цього виду неоднорідності використовують коефіцієнт піскуватості Кп, під яким розуміють відношення об’єму проникної частини продуктивного горизонту до всього його об’єму в межах продуктивної частини.

За розташуванням до продуктивного покладу розрізняють:

1 Крайові (периферійні) неоднорідності.

2 Центральні неоднорідності.

3 Площинні неоднорідності, розташовані локальними ділянками нерівномірно на всьому покладі.

Вивчення неоднорідності за розташуванням має важливе значення для вибору системи розробки покладу та заходів щодо впливу на продуктивні пласти.

Дослідження вчених показали, що найбільша неоднорідність властива проникності та товщині продуктивних пластів, а дещо менше змінюється їх пористість та нафтонасиченість.

 

3.4 Фізико-механічні властивості гірських порід

Породи, які залягають в надрах землі, перебувають під впливом гірничого тиску, що зумовлений вагою порід, тектонічними силами, пластовим тиском та термічними напруженнями, які можуть виникати під впливом тепла земних надр.

Пружність, міцність на розрив (розтяг) і стиск, пластичність – це найважливіші механічні властивості гірських порід, що впливають на ряд процесів, які відбуваються в продуктивних пластах в період розробки та експлуатації родовищ. Їх необхідно знати і враховувати при будівництві свердловин, нафтових шахт, сховищ газу у вироблених нафтових і газових пластах та в товщах кам’яної солі, в штучно розмитих пластах.

Важливе значення в процесі розробки родовищ мають деформації порід, що відбуваються внаслідок зміни пластового тиску, який може зменшуватись з часом і знову відновлюватись при впровадженні штучних методів підтримання тиску в покладі. При видобутку нафти чи газу пластовий тиск знижується, а тиск на скелет породи збільшується. Зі зниженням пластового тиску об’єм порового простору пласта зменшується завдяки пружному розширенню зерен породи та зростанню стискувальних зусиль, що передаються від маси вищезалягаючих порід. Практичне вивчення напруженого стану гірських порід в умовах їх природного залягання ускладнюється анізотропією (неоднорідністю) їх властивостей, проявом тріщинуватості, значною різновидністю механічних та фізичних властивостей порід, що входять в масив, залежністю пружних властивостей порід від тиску, температури, вологості. З цих причин досі відсутня обґрунтована єдина теорія, яка б описувала напружений стан гірських порід. Отже, задачі в цій області вирішуються з використанням теорії пружності тільки для конкретних геологічних умов.

Пружні властивості гірських порід і пружність пластових рідин впливають на перерозподіл тиску в пласті в процесі експлуатації свердловин. Сильно стиснуті породи і рідини при зниженні тиску можуть бути значним джерелом енергії, під дією якої проходить рух нафти по пласту до вибоїв свердловин.

Якщо пластовий тиск знижується, то рідина розширюється, а порові канали звужуються. Хоча коефіцієнти об’ємної пружності рідин і породи дуже малі, але через значні розміри напірних систем в процесі експлуатації значна кількість рідини ∆V (пружний запас) додатково витісняється з пласта в свердловини шляхом розширення рідини і зменшення об’єму пор при зниженні пластового тиску. Наведемо числові значення коефіцієнтів об’ємної пружності нафти, води і породи:  βн = (7-20)·10-9 Па-1;  βв = (2,7-5,0)·10-10 Па-1;                 βп = (0,3-2,0)·10 Па-1.

Коефіцієнт об’ємної пружності насиченого пласта при прояві пружних властивостей рідини і породи:       

β* = βр· m + βп,

(3.8)

βр = Sв· βв + (1- Sв) · βн ,

(3.9)

де  m – коефіцієнт пористості;

     Sв – насиченість порового простору водою.

Пружний запас нафти, який може бути видобутий за рахунок прояву пружних властивостей породи пласта і насичуючих поровий простір рідин  при зниженні пластового тиску згідно із законом Гука:    

∆Vн = β*· ∆Р(t) ·Vзап.,

(3.10)

де ∆Р(t) – зміна тиску в часі;

Vзап – запаси нафті в пласті.

Не менш суттєвий ефект пружності пластових рідин і гірських порід-колекторів полягає в тому, що пластовий тиск перерозподіляється не миттєво, а поступово після будь-якої зміни режиму роботи свердловини, після введення в експлуатацію нової або зупинки старої свердловини. Таким чином, при великій ємності пласта і високому пластовому тиску з початку експлуатації пласт буде перебувати в умовах, при яких характерні довготривалі неусталені процеси перерозподілу пластового тиску. Швидкість цих процесів в значній мірі визначається пружними властивостями рідин і породи.

В умовах залягання в пласті колекторські властивості порід через їх пружність (стискування) відрізняються від властивостей на поверхні.

За результатами досліджень пористість пісковиків зменшується на 20 % під час зниження пластового тиску на 15 МПа, пористість аргілітів за тих же умов зменшується на 6 %. Значно більше змінюється проникність.

У процесі розробки родовищ необхідно знати і міцність порід на розрив і стиск, особливо при вивченні можливості штучної дії на породи привибійної зони пласта такими як торпедування, перфорація та гідророзрив пласта. Стінки свердловин підземних сховищ газу повинні бути стійкими як при запомповуванні газу в сховища, так і при відборі газу з них. Необхідно враховувати напружений стан порід і на родовищах  високов’язких нафт.

До порушення умов залягання порід свердловиною зовнішній тиск від дії маси порід, що залягають вище, і відповідні напруження, що виникають в породі, перебувають в умовах рівноваги.

Складові цього нормального поля напруженості мають такі значення:

- вертикальна складова:

σz = ρп· g · Н ,

(3.11)

  1.  горизонтальна складова:

σх = σу = n·ρп·g· Н ,

(3.12)

де ρп – густина породи;

     g – прискорення вільного падіння;

    Н – глибина залягання пласта;

     n – коефіцієнт бокового розпирання, який для пластичних порід і порід-пливунів рівний 1, а для міцних і стійких порід рівний 0,3-0,7.

Під час буріння свердловин змінюється початковий напружений стан породи через порушення балансу природного поля напружень. У глибині пласта породи всебічно стиснуті, а з наближенням до свердловини вони будуть перебувати в умовах, близьких до одноосного стискання. В результаті пластичні породи можуть витискатись у свердловини, а вертикальний гірничий тиск на породи продуктивного пласта може виявитись частково зменшеним.

Привибійна зона пласта (ПЗП) – це зона продуктивних пластів, від характеристики якої залежить продуктивність свердловини. Це зона найвужчого перетину потоку, яка, як у процесі розкриття і освоєння пластів, так і при експлуатації свердловин, піддається дії глинистого і цементного розчину, води, відкладів парафіну, смол, солей, що призводить до зменшення припливу нафти чи газу до вибою свердловин. Тому стану цієї зони надається особлива увага. Для покращення її стану на свердловинах впроваджують різні методи інтенсифікації видобутку вуглеводнів (механічні, хімічні та теплові).

3.5 Теплові властивості гірських порід

У нафтопромисловій практиці з метою вирішення як геологічних, так і технологічних проблем (вивчення порід, виявлення горизонтів з корисними копалинами, вивчення технічного стану свердловин) застосовують термічні дослідження. Особливо важливо знати теплові властивості порід під час проектування різних методів дії на пласт (нагріта вода, пара, внутрішньопластове горіння, паротеплові обробки ПЗП та стовбурів свердловин).

Теплові властивості гірських порід характеризуються питомою теплоємністю с, коефіцієнтом теплопровідності λ  або питомого теплового опору Σ = 1/ λ та коефіцієнтом температуропровідності а.

Питома (масова) теплоємність породи с (Дж/кг·град) характеризується кількістю теплоти, яка необхідна для нагрівання одиниці маси породи на 1о.

с = dQ / М· dТ .

(3.13)

Коефіцієнт теплопровідності порід λ (Вт/м·град) характеризує кількість теплоти, яка переноситься в породі через одиницю поперечного перерізу за одиницю часу при градієнті температури (∆Т/∆х), рівному 1.

dQ = λ · S · dt · ∆Т/∆х .

(3.14)

Коефіцієнт температуропровідності а2/с) характеризує швидкість прогріву порід, тобто швидкість розповсюдження в них ізотермічних границь.

Зв'язок коефіцієнта температуропровідності з іншими тепловими властивостями порід визначається співвідношенням:

а = λ / с∙ ρ .

(3.15)

Здатність породи розширюватись під впливом росту температури характеризується коефіцієнтами лінійного αL та об’ємного αV теплового розширення :              

αL = dL / dТ· L;   αV = dV / dТ· V,

(3.16)

де L, V – початкові довжина та об’єм породи;

dL, dV - прирости довжини та об’єму зразка породи при підвищенні температури на dТ.

3.6 Акустичні властивості гірських порід

У практиці розробки нафтогазових родовищ існує певний набір технологічних операцій, пов’язаних зі збудженням у пластах пружних коливань та хвильових процесів. Так, збільшення приймальності нагнітальних свердловин та дебіту видобувних свердловин часто досягається шляхом оброблення ПЗП акустичними та гідравлічними вібраторами, які збуджують у пластах хвилі тисків, що сприяють виникненню нових та розкриттю існуючих у пластах тріщин. Цим досягається збільшення провідності ПЗП для рідин та газів. Провідність порід в теорії фільтрації визначається величиною коефіцієнта гідропровідності (ε = κh/μ).

Під дією вібраторів, що працюють у свердловині, в пласті поширюються поздовжні та поперечні пружні хвилі. Перші характеризуються поздовжнім поширенням в породі деформацій поперемінного об’ємного розтягу та стиску. В твердих тілах вони викликають поперечні деформації зсуву у вигляді поперечних пружних хвиль, швидкість поширення яких залежить від пружних характеристик породи. Несцементовані породи мають незначний внутрішній тиск, а звідси і незначний опір зсувним зусиллям. Тому в них, як і в рідинному середовищі, виникають тільки поздовжні хвилі.  

Встановлено також, що під час прогріву ПЗП процес передачі тепла в глибину пласта значно інтенсифікується, якщо теплову обробку поєднати з ультразвуковою. Тому акустичні параметри порід використовуються у все більшому обсязі для прогнозування результатів різних технологічних процесів, пов’язаних зі збудженням у пластах пружних коливань, які представляють собою процес поширення в порах пласта пружних деформацій їх частинок  зі змінним знаком. Слід зауважити, що швидкість пружних хвиль в пористих породах значно менша, ніж в міцних.

Акустичні параметри породи – це величини, які характеризують її властивість передавати (поширювати) пружні коливання. Це швидкість поширення пружних хвиль, яка практично не залежить від частоти, коефіцієнт поглинання пружних хвиль, хвильовий опір та здатність породи відбивати чи заломлювати хвилі.

У промисловій практиці використовують пружні хвилі різної частоти: більше 20000 Гц – ультразвукові; 20 – 20000 Гц  – звукові і  менше 20 Гц – інфразвукові. Інтенсивність пружної хвилі по мірі її поширення в пласті зменшується через розсіювання енергії хвилі в різних напрямках в зонах неоднорідної будови і через поглинання пружної хвилі породою на подолання сил тертя частинок в процесі їх деформації.

А = Ао · е-θх ,

(3.17)

де А – поточна амплітуда коливань;

Ао – початкова амплітуда коливань;

θ – коефіцієнт поглинання;

х – віддаль від джерела коливань.

Якщо А/Ао = е при відстані хо, то θ = 1/хо.

Коефіцієнт поглинання залежить від пружних характеристик породи і частоти коливань, яка рівна ω = 2πn. З ростом амплітуди коефіцієнт поглинання інтенсивно збільшується, іноді навіть за квадратичним законом. За результатами досліджень коефіцієнт поглинання для глинистих порід пропорційний lg η.

θ = 2ω2η / 3ύρп ,

(3.18)

де ω - частота коливань;

η  - коефіцієнт внутрішнього тертя породи;            

ύ - швидкість пружної хвилі;

ρп  - густина породи.

З ростом пористості породи коефіцієнт поглинання пружних хвиль зростає.

Добуток швидкості хвилі на густину породи – це питомий хвильовий опір.

ύ · ρп = z .

(3.19)

Відбивання  і заломлювання пружних хвиль відбувається на границях пористих середовищ при виклику пружних коливань у свердловині при переході пружної хвилі з рідкого середовища, що заповнює свердловину, в пласт і дальше.

Коефіцієнт відбиття

Квідб = Евідб / Епад.

(3.20)

Зі збільшенням різниці у хвильових опорах двох середовищ z1 та z2 зростає і коефіцієнт відбиття.

Квідб = (z1 - z2)2 / ( z1 + z2)2.

(3.21)

При переході звукової хвилі від нафти чи води (середовища з малим хвильовим опором) в породу (середовище з більшим хвильовим опором) відбивається до 80-85 % енергії хвилі.

Вважають, що відбиття пружних хвиль від границь розділу проходить за законами оптики.

Контрольні запитання

1 Що таке первинні і вторинні пори?

2 Як поділяються пори та тріщини за розмірами?

3 Що таке пористість?

4 Назвіть види пористості та охарактеризуйте їх.

5 Де використовується в першу чергу параметр пористості?

6 Методи визначення пористості.

7 Запишіть можливі формули для визначення пористості.

8 Як залежить пористість від тиску та температури?

9 Якими коефіцієнтами характеризується неоднорідність колекторських властивостей порід?

10 Охарактеризуйте коефіцієнти піскуватості, розчленування та літологічної зв’язаності.

11 Назвіть параметри, що характеризують фізико-механічні властивості порід-колекторів.

12 Що характеризує і як визначається коефіцієнт об’ємної пружності насиченого пласта?

13 Як визначається пружний запас нафти?

14 Запишіть формули для знаходження складових гірничого тиску.

15 Що таке привибійна зона пласта?

16 Назвіть параметри, що характеризують теплові властивості порід-колекторів.

17 Що таке питома теплоємність породи?

18 Що характеризує коефіцієнт теплопровідності?

19 Як пов’язані коефіцієнт температуропровідності з питомою теплоємністю та коефіцієнтом теплопровідності?

20 Назвіть параметри, що характеризують акустичні властивості порід-колекторів.

21 Охарактеризуйте хвильовий опір та коефіцієнт відбиття пружних хвиль.

3.7 Проникність

Тепер звернемо увагу на питання, що стосується здатності середовища пропускати через себе рідини та газ. Ця властивість пористого середовища називається проникністю.

Проникність є властивістю пористого середовища та мірилом провідності його для рідин та газів. Отже, вимірювання проникності зводиться до визначення пропускної здатності даної породи для рідини чи газу.

За аналогією з електричними провідниками проникність являє собою величину, зворотну до опору (провідності), який виникає в породі під час проходження через неї флюїду (рідини чи газу).

За законом Ома I = V / r.

У застосуванні до видобутку флюїдів проникність - це фільтраційний параметр гірських порід, який характеризує їх здатність пропускати нафту,  газ чи  воду до вибоїв свердловин.

Вважається, що абсолютно непроникних тіл у природі не існує. Проте при порівняно малих перепадах тисків у нафтонасичених пластах з незначними розмірами порових каналів проникність може бути дуже малою або її може зовсім не бути. Це означає, що ті пласти можуть бути слабопроникними або зовсім непроникними для рідин та газів ( наприклад, глини, сланці і т. п.).

Більша частина осадових порід має ту чи іншу проникність. Поровий простір цих порід, окрім ділянок із субкапілярними порами, складений порами більшого або відносно великого діаметру. Відповідно до існуючих експериментальних даних, діаметри переважної більшості пор нафтоносних порід є більшими 1мкм.

У процесі розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ у пористому середовищі зустрічається фільтрація флюїдів у різних їх комбінаціях та співвідношеннях: одночасний рух нафти, води та газу, води та нафти, нафти та газу, води та газу або тільки води, тільки нафти, тільки газу. А проникність одного і того ж пористого середовища для даної фази може бути різною  залежно від кількісного та якісного складу фаз. Тому для характеристики проникності порід, що вміщають нафту, газ чи воду окремо або одночасно введені поняття абсолютної, фазової (ефективної) та відносної проникності.

3.7.1 Абсолютна проникність

Для загальної характеристики фізичних властивостей порід використовується абсолютна проникність.

Під абсолютною проникністю прийнято розуміти проникність пористого середовища, яка визначена у наявності в ньому тільки однієї якої-небудь фази, хімічно інертної у відношенні до породи.

Абсолютна проникність - це властивість породи і вона не залежить від властивостей рідини чи газу, що фільтруються, та перепаду тиску, якщо немає взаємодії цих флюїдів з породою.

На практиці флюїди в більшості випадків взаємодіють з породою під впливом їх певних фізико-хімічних властивостей. Тому для оцінки абсолютної проникності звичайно використовують газ (найкраще інертний) або повітря. Часто абсолютну проникність називають газопроникністю.

Для оцінки проникності гірських порід звичайно користуються лінійним законом Дарсі, відповідно до якого швидкість фільтрації рідини в пористому середовищі пропорційна градієнту тиску і обернено пропорційна динамічній в’язкості рідини, що фільтрується:

(3.22)

де V - швидкість (лінійна) фільтрації, м/с;

Q - об'ємна витрата рідини за одиницю часу, м3/с;

F- площа фільтрації, м2;

μ- динамічна в'язкість рідини, Па∙с (мПа∙с, сПз);

ΔP - перепад тиску, Па;

L- довжина пористого середовища, м.

У цьому рівнянні здатність породи пропускати рідину характеризується коефіцієнтом пропорційності - k (коефіцієнтом проникності):

(3.23)

Формула справедлива для визначення проникності під час лінійного (плоско-паралельного) потоку рідини.

Отже, 

(3.24)

Для визначення абсолютної проникності породи для газу в цю формулу необхідно підставити середню витрату газу 

(3.25)

де Qг - середня витрата газу (об'ємна витрата газу, яка приведена до середнього тиску та середньої температури в пласті).

Середній тиск

(3.26)

Маючи на увазі те, що процес фільтрації газу через взірець відбувається ізотермічно (за законом Бойля-Маріотта), одержимо:

(3.27)

де - витрата газу при атмосферному тиску Ро; 

          - тиски на вході та виході взірця породи.

Отже, формула для визначення газопроникності буде мати вигляд:

;      

(3.28)

Одиниця виміру проникності в міжнародній системі одиниць – м2.

За одиницю проникності в 1м2 беруть проникність такого пористого середовища, під час фільтрації через взірець якого площею в 1м2, довжиною 1 м та перепаді тиску в 1 Па витрата рідини в’язкістю 1 Па·с становить 1м3/с.

Розмірності  L – м; Q – м3/с;   μ- Па∙с;   F – м2; Р - Па;

Отже .

Звідси: якщо L = 1 м; Q = 1 м3/с; μ=1 Па∙с; F = 1 м2;             Р = 1 Па, то k = 1 м2.

Фізична суть проникності "площа" полягає в тому, що проникність характеризує площу перерізу каналів пористого середовища, через які переважно відбувається фільтрація.

Одиниця проникності в 1м2 - величина дуже велика. У природних умовах маємо справу з величинами в трильйони разів меншими. Наприклад, проникність пластів-колекторів нафтових та газових родовищ Прикарпаття в переважній більшості складає 1-5 мД, рідко 5-15 мД і зовсім зрідка трапляються прошарки з більшою проникністю. Дещо більшу проникність мають колектори нафти і газу родовищ ДДЗ. Тут проникність може мати величини від декількох мД до десятків, рідше кількох сотень мД.

Що ж таке 1мД?     1000 мД = 1Д.

Якщо 1 м2 = 1∙1012 мкм2, то 1 Д=1 мкм2. Це також величина значна.

Проникність 1Д = 1∙10-12 м2 ;

1 мД = 1∙10-15 м2 або  1∙10-3 мкм2 .

Пласти проникністю 1Д в світовій практиці трапляються рідко.

Формула дає можливість визначати проникність під час лінійної плоско-паралельної фільтрації флюїду. У практиці розробки постійно виникає потреба визначення проникності під час радіальної фільтрації флюїду: під час видобутку продукції із свердловин або під час нагнітання в пласт води, газу чи розчинів активних реагентів з метою підтримання пластового тиску або підвищенням нафтовилучення з продуктивних пластів.

За законом Дарсі:

.

(3.29)

Розділяючи змінні та інтегруючи вираз, одержуємо:   

(3.30)

(3.31)

              

де rзов (rк) - радіус контуру живлення;   

rвн (rсв) - радіус свердловини;

Рсвн) - тиск на стінці свердловини; 

Ркзов)- тиск на контурі живлення;                                                                                         

h – товщина пласта.

Рисунок 3.3 – Схема свердловини, розміщеної в центрі кругового пласта.

Якщо фільтрується газ, то:

(3.32)

де ,– витрати газу при атмосферному та середньому тиску у взірці:

р, гв'язкості рідини та газу;

     h – товщина  пласта (взірця циліндричної форми);

     rзов – радіус контуру живлення;

     rвн – радіус свердловини;

     Рзов – тиск на контурі живлення;

     Рвн – тиск на стінці свердловини.

3.7.2 Проникність тріщинуватих порід

На відміну від тріщинної пористості, що, звичайно, мало впливає на величину загальної пористості породи, тріщинна проникність може визначати величину загальної проникності. Тут тріщини можуть відігравати вирішальну роль у процесах фільтрації рідини та газу.

Тріщинні породи – це, звичайно, крихкі або тверді літологічні різновидності, міжзернова проникність яких становить тисячні долі мілідарсі. А між тим, з родовищ з такими колекторами у ряді випадків отримані значні припливи нафти чи газу.

За одиницю тріщинної проникності беруть величину, яка характеризується витратою в 1 м3/с флюїда в’язкістю в 1 Па∙с, що фільтрується через усі тріщини, котрі пересікають площину в 1 м2 тріщинної породи під дією градієнта тиску в 1 Па/м за умови перпендикулярності тріщин площині фільтрації.

Визначення величини тріщинної проникності спричиняє значні труднощі. Якщо є дані дослідження свердловин, то проникність тріщинної породи може бути встановлена за величиною коефіцієнта гідропровідності ε = k·h/μ або кривих відновлення тиску.

Якщо таких даних немає, то проникність може бути визначена методом мікроскопічного дослідження шліфів породи.

Тріщинна проникність тісно пов'язана з тріщинною пористістю. Ця залежність виражається рівнянням Буссінеска, у відповідності з яким витрата рідини , яка припадає на одиницю довжини тріщини (щілини), дорівнює:

(3.33)

Витрата рідини через площу фільтрації породи:

(3.34)

Виходячи з того, що тріщинна пористість , отримуємо, що .

Звідси,

.

(3.35)

За законом Дарсі витрата рідини через таку породу становить:

.

(3.36)

Порівнявши витрати за рівняннями Буссінеска і Дарсі, отримуємо:

. .

(3.37)

Після перетворень в мкм2 отримуємо:

kтр=8,45∙106b2mтр,

(3.38)

де mтр - пористість тріщинного колектора в долях одиниці;

b -  ширина (розкритість)  тріщин, м:

l -  загальна довжина тріщин в полі зору мікроскопу, м;

F - площа зору мікроскопу, м2.

Одержані формули справедливі, якщо тріщини перпендикулярні поверхні фільтрації. Насправді тріщини розміщені довільно, тому  kтр  буде залежати від простирання їх систем і напрямку фільтрації. Орієнтованість тріщин визначається за азимутом падіння δ чи кутом падіння ω або направляючими косинусів одиничного вектора нормалі до площини тріщин cos α1, cos α2, cos α3. (α1, α2, α3 – кути між одиничними векторами і осями координат).

В загальному випадку, коли тріщини розміщені довільно, а проникність визначається для будь-якого горизонтального напрямку фільтрації, то

kтр = 8,5·106 Σbі Гі (sin2ωі·cos2φі + cos2ωі),

(3.39)

де bі і Гі - розкриття і густота тріщин, см і 1/см;

     ωі – кут падіння тріщин даної системи;

φі – кут між заданим напрямком фільтрації і простиранням даної системи тріщин.

При мікроскопічних дослідженнях шліфа параметри тріщинуватості визначають за такими формулами:

;           kтр = А∙b2mтр.

(3.40)

Параметр А залежить від геометрії систем тріщин в породі: для трьох взаємно перпендикулярних тріщин                 А = 2,28·106, а для хаотично розміщених тріщин А = 1,71·106.

Для визначення параметрів тріщинуватості використовують геологічні, геофізичні (електричні, гравітаційні, пружні) та гідродинамічні (результати дослідження свердловин) методи дослідження порід-колекторів.

Вивчення тріщинної проникності – важлива справа, оскільки в процесі розробки родовищ обводнення свердловин проходить нерівномірно.

3.7.3 Залежність проникності від пористості та розміру пор

Прямої залежності між проникністю та пористістю гірських порід не існує. Наприклад, тріщинні вапняки, що мають незначну пористість, часто мають велику проникність, а глини, які мають велику пористість, є практично непроникними для рідин та газів, оскільки їх поровий простір - це канали субкапілярного розміру (0,2 мкм).

На основі середньостатистичних даних можна стверджувати, що в гранулярних колекторах більш пористі породи мають більшу проникність.

Проникність пористого середовища залежить переважно від розміру порових каналів, з яких складається поровий простір. Тому вивченню структури, будови та розмірів порових каналів необхідно приділяти значну увагу. 

Із законів Пуазейля та Дарсі випливає, що,  коли пористе середовище подати у вигляді системи прямих трубок однакового перерізу довжиною L (що дорівнює довжині пористого середовища), то витрату рідини можна подати у вигляді:

(3.41)

де n - число пор, що припадає па одиницю площі фільтрації;

R - радіус порових каналів або середній радіус пор середовища ;

F- площа фільтрації, м2;

ΔP - перепад тиску, Па;

μ - динамічна в’язкість, Па∙с;

L - довжина пористого середовища, м.

Коефіцієнт пористості середовища:

(3.42)

Підставляючи замість n·π·R2 значення пористості m, одержимо:

.

(3.43)

Із закону Дарсі ,

де k – проникність породи або коефіцієнт пропорційності.

Порівнявши дві формули , знаходимо: , а звідси

.

(3.44)

А якщо проникність подати в мкм2, то R буде вимірюватись в мкм:

.

(3.45)

Наведена формула характеризує радіус пор ідеального пористого середовища. Величина радіусу пор реального пористого середовища має умовний смисл і не визначає Rсер, так як не враховує звивистості і складної будови пор. Для цього використовується формула Ф.І.Котяхова:

.

(3.46)

де φ - структурний коефіцієнт, який характеризує відмінні особливості будови порового простору реальних колекторів. Він визначається за результатами вимірювання електричного опору порід. Так, при m = 0,39-0,28 для керамічних порід        φ = 1,7-2,6.

Для зернистих порід φ можна приблизно оцінити за емпіричною формулою:

φ = 0,5035 / m1,1.

(3.47)

Інший метод дослідження структури і будови високодисперсних пористих тіл є експериментальна порометрія – визначення розмірів і характеру розподілу пор за розмірами.

3.7.4 Фазова (ефективна) проникність

Закон Дарсі справедливий в певних межах. Він, наприклад, недійсний для повільного протікання розчину електроліту через глинисті породи. Через тонко-пористі породи гази протікають швидше, ніж це повинно відбуватись  відповідно до закону Дарсі. Якщо швидкість протікання (фільтрації) флюїда перейде критичну межу, тоді справедливими стають зовсім інші відношення між градієнтом тиску та швидкістю.

Дійсність рівняння Дарсі пов’язана із значеннями числа Рейнольдса (Re).

Re - це міра відношення сили інерції до сили внутрішнього тертя (турбулентні явища).

У таких випадках у закон Дарсі необхідно вносити поправки.

Ми виписали раніше формули для визначення проникності для рідини та газу під час фільтрації через пористе середовище однієї фази. В поровому просторі реальних нафтових пластів звичайно присутні дві або більше фаз (вода, газ, нафта). Щоб описати одночасний рух двох чи трьох фаз у пористому середовищі необхідно узагальнити закон Дарсі шляхом введення поняття фазової (ефективної) проникності.

Фазова проникність - це провідність пористого середовища, яке насичене кількома фазами, для однієї з фаз, причому фази можуть бути тільки присутні в пористому середовищі або знаходитись у русі.

Це визначення припускає, що пористе середовище може мати якусь провідність для кожної фази, яка його насичує.

Фазова проникність залежить від насиченості переважаючою фазою, характеристик змочуваності породи та геометрії порового простору. Фазова проникність визначається як певна чисельна  величина за даних певних умов  насиченості. Тому, щоб визначити фазову проникність для певної фази (однієї з фаз), що насичують породу, необхідно враховувати насиченість даного середовища кожною з фаз.

Для нафти, газу та води фазові проникності позначаються kн, kг, kв

На відміну від абсолютної проникності, може бути багато значень фазової проникності, кожне з яких є справедливим тільки для певних умов насичення пористого середовища фазами.

Якщо, наприклад, в пористому середовищі присутні 50 % нафти, 18 % води та 32 % газу, то фазова проникність цього середовища для нафти позначається так: kн(50,18). У послідовності написання чисел, що відповідають насиченню фазами, перше завжди означає насичення нафтою, друге - насичення водою, а насичення газом визначається як різниця між 100 та сумою відсотків (%) насичень нафтою та водою.            kв (50;18), kг (50;18).

Фазова проникність визначається безпосередньо в лабораторіях на невеликих взірцях породи (на фізичних моделях пласта).

Умови виконання експериментів повинні бути максимально наближеними до пластових. Перш за все, в моделях пласта повинен бути створений гірничий тиск та пластові тиск і температура. В експериментах повинні використовуватись пластові флюїди, а самі моделі пластів необхідно споруджувати із тої породи, яка на глибині насичена нафтою (газом), що дозволяє досягти наближення геометричної подібності моделі і натури. Це допоможе також добитись рівності кутів змочування в моделі та в нафтогазонасиченому пласті. Повинні також виконуватись умови:

.

(3.48)

На фазові проникності, а опосередковано і на відносні, впливає багато факторів: склад рідини та породи і, відповідно, їх фізико-хімічні властивості, вміст залишкової води, зміна в'язкостей в породах з відносно низькою проникністю, міжфазний натяг на границі розділу фаз, змочуваність породи, геометрія порового простору (розподіл пор за розмірами, конфігурація поверхні частинок).

Всі ці фактори підтверджують необхідність наближення умов проведення дослідів до пластових умов під час експериментального визначення фазових проникностей.

3.7.5  Відносна проникність

З огляду на те, що для кожного взірця пористого середовища можлива значна кількість комбінацій насиченості, а тим самим і значень фазової проникності, результати лабораторних досліджень з метою їх використання у відповідних розрахунках подають у вигляді значень відносної проникності.

Відносна проникність визначається як відношення фазової проникності для певного флюїду за відомого (певного) насичення ним порового простору до абсолютної проникності для цього ж флюїду (за умови 100 %-го заповнення ним пористого середовища).

Відносні проникності звичайно записуються наступним чином:

.

(3.49)

Для промислових розрахунків, розрахунків технологічних показників видобування нафти (розробки родовищ) необхідно користуватись кривими залежностей між значеннями відносних проникностей та насиченістю порового простору тими флюїдами, які фільтруються (взаємодіють між собою).

В цілому відносні проникності для системи нафта-вода і газ-вода - це функції водонасиченості та вищенаведеного безрозмірного комплексу.

.

(3.50)

Залежності будують як функції водонасиченості.

Дані про відносну проникність широко застосовуються в промислових розрахунках, що пов'язані з рухом рідин у пористому середовищі.

Залежності відносної проникності піску та пористих вапняків і доломітів від водонасиченості при наявності двох фаз наведені на рисунках 3.4 і 3.5. 

До насиченості водою близько 20 % відносна проникність для неї рівна 0, а для нафти є максимальною. А вже із збільшенням водонасиченості до 35 % відносна    проникність  

Відносна проникність, %

Водонасиченість S, %

Рисунок 3.4 – Залежність відносної проникності піску

для газу  і рідини від водонасиченості

Відносна проникність, %

Відносна проникність, %

Водонасиченість S, %

Водонасиченість S, %

а

б

           а – пісковики;       б – пористі вапняки і доломіти

Рисунок 3.5 – Залежність відносних проникностей для рідини  і газу від водонасиченості

для нафти зменшилась приблизно наполовину. Збільшення насиченості піску водою до 80 % знижує відносну проникність для нафти до нуля. У сцементованих породах (пісковиках) нульова проникність для нафти наступає значно швидше. Звідси і величина залишкової нафтонасиченості після заводнення. Аналогічно змінюється і відносна проникність для газу в залежності від водонасиченості, але дещо з іншими процентами.

Залежності відносних проникностей при наявності трифазного потоку представляються у вигляді правильного трикутника (рисунок 3.6), вершини якого відповідають 100 %-ній насиченості відповідної фази (нафти, води, газу), а сторони трикутника - зміні насиченості двофазного потоку, причому в кожній розглядуваній точці сумарна насиченість двох фаз рівна 100 % (наприклад, на лінії, що відповідає основі трикутника, справа наліво зростає водонасиченість від 0 до 100 %, а нафтонасиченість спадає від 100 до 0 %). Аналогічно і з двома іншими сторонами трикутника, які пов´язують газонасиченість і водонасиченість та газонасиченість і нафтонасиченість. Заштриховані на рисунку зони відповідають двофазним потокам: вода + газ, газ + нафта, вода + нафта. Чисті поля відповідають однофазним потокам при відповідних вершинах трикутника. Криволінійний трикутник – це зона трифазного потоку, який характеризується такими насиченостями: нафтонасиченість 23-50 %, водонасиченість 33-64 %, газонасиченість 14-50 %.

Рисунок 3.6 – Області поширення одно-, дво-  і трифазного потоків

3.8 Питома поверхня гірських порід

Питома поверхня порід - це сумарна поверхня частинок або порових каналів, які містяться в одиниці об'єму породи. Її величина залежить від ступеня дисперсності частинок (подрібненості породи), з яких складається.

Завдяки невеликим розмірам окремих зерен (частинок породи) та великої їх кількості площа поверхні порового простору пласта може досягати значних розмірів (до десятка гектарів і більше на 1м3 породи), що значно ускладнює протікання процесів, які відбуваються в пласті та досягнення задовільної повноти нафтовилучення під час видобування нафти з пласта.

Від величини питомої поверхні породи залежать такі властивості породи, як пористість, проникність, вміст залишкової води, адсорбційна здатність, а звідси і молекулярно-поверхневі явища, які відбуваються на контактах рідина-порода при фільтрації.

Адсорбція - концентрування речовини (адсорбата) з об'єму фаз на поверхні розділу між ними - на поверхні мікропористого твердого тіла (адсорбента) або на поверхні рідини.

Як бачимо, питома поверхня - одна з важливих характеристик (властивостей) гірської породи .

Визначення величини питомої поверхні є складною справою. У фіктивному грунті, коли всі зерна (частинки породи) вважати кульками, то площа поверхні всіх частинок такої породи складала б:

(3.51)

де   - питома поверхня, м23;

m- пористість, долі одиниці;

    -  діаметр частинок фіктивного грунту.

З іншого боку, питому поверхню можна виразити через гідравлічний радіус (δ):

.

(3.52)

Якщо зазначити, що ,  тоді

.

(3.53)

Підставляючи , отримаємо

.

(3.54)

Це один з варіантів формули Козені - Кармана.

У загальному вигляді ця формула має вигляд:

.

(3.55)

де k- проникність, м2 ;

Т - звивистість порових каналів, яка рівна статичній довжині каналів, поділеній на довжину керна (може досягати 6 і більше);

 - структурний коефіцієнт, що враховує форму порових каналів;

m - відкрита пористість, а точніше - динамічно корисна ємність.

Величину питомої поверхні можна визначати за гранулометричним складом, величинами пористості та проникності, а також фільтраційним, адсорбційним методами та методом мічених атомів. В цьому напрямку працювали такі вчені, як Котяхов, Кусаков, Дерюгін, Зінченко, Требін та ін.

За даними досліджень Ф.І.Котяхова питома поверхня порід-колекторів може змінюватись від 38·103 до              113·103 м23. Для її визначення використовують фільтраційний (пропускання через породу зрідженого повітря) та адсорбційний (метод барвників, метод поверхневого обміру з допомогою радіоактивних індикаторів, метод мічених атомів) методи.

Контрольні запитання

1 Що таке проникність?

2 Назвіть види проникності та охарактеризуйте їх.

3 Лінійний закон фільтрації – закон Дарсі (формулювання та формула).

4 Яка розмірність коефіцієнта проникності технічна та в системі СІ?

5 Поясність фізичний смисл проникності.

6 Що характеризує абсолютна проникність?

7 Запишіть формулу для визначення коефіцієнта водопроникності при лінійній фільтрації води та поясніть параметри, що входять в неї.

8 Запишіть формулу для визначення коефіцієнта газопроникності при лінійній фільтрації газу.

9 Чому існує відмінність в формулах по визначенню коефіцієнтів водо- та газопроникності?

10 Запишіть формулу дебіту видобувної нафтової свердловини, розміщеної в центрі кругового покладу, та поясніть його залежність від параметрів, що входять в формулу.

11 Запишіть формулу дебіту видобувної газової свердловини, розмішеної в центрі кругового покладу, та поясніть вплив на дебіт параметрів, що входять в неї.

12 Запишіть формули для визначення тріщинної проникності.

13 Чи існує зв'язок між тріщинною пористістю і проникністю?

14 Запишіть формулу Козені-Кармана.

15 Що характеризує фазова (ефективна) проникність?

16 Як впливає збільшення водонасиченості порового простору на фазові проникності вуглеводнів?

17 Що характеризує відносна проникність?

18 Як залежить відносна проникність колектора від насиченості (при наявності 2-х фаз)?

19 Нарисуйте графічну залежність відносної проникності від насиченості при наявності 3-х фаз і поясніть її..

20 Що таке питома поверхня породи?

21 Як пов’язані питома поверхня породи з коефіцієнтами пористості та проникності?

22 Як залежить питома поверхня породи від радіусу порових каналів?


4 ПЛАСТОВІ ВУГЛЕВОДНІ

У поровому просторі порід-колекторів можуть знаходитись як вода, нафта, газ, газовий конденсат, так і тверді вуглеводні, але в цьому курсі ми їх не розглядаємо.

Нафта, газ і газовий конденсат акумулюються в колекторах порового, кавернового, тріщинного та змішаного типів, утворюючи природні скупчення - поклади.

Поклад - це будь-яке природне скупчення нафти або газу в пастці, яка утворена породою-колектором під покришкою зі слабопроникних і непроникних порід. Поклад може бути утворений одним або кількома пластами-колекторами з єдиною гідродинамічною системою.

Родовище - це ділянка земної кори, з якою закономірно пов'язані один  або більше покладів вуглеводнів, які за кількістю, якістю та умовами залягання є придатними для промислового використання. Родовище може бути  одно і  багато покладовим. Межі родовища визначаються контурами розвіданих і попередньо розвіданих запасів.

Залежно від фазового стану в стандартних умовах і складу основних вуглеводневих сполук в надрах, родовища (поклади) нафти і газу поділяються на:

- нафтові, які містять нафту і розчинений в ній газ;

- газонафтові та нафтогазові (двофазові): у перших основна частина родовища (покладу) нафтова, а газова (газова шапка) займає менший об’єм; у других – газова частина (газова шапка) за об’ємом  перевищує нафтову;

- газові, які містять тільки газ;

- газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;  

- нафтогазоконденсатні, які містять нафту, газ і конденсат.

Область використання нафти і газу визначається згідно з вимогами державних та галузевих стандартів і технічних вимог до складу вуглеводнів.

Промислова цінність вуглеводневих та невуглеводневих компонентів, що містяться в нафті і газі, визначається на основі вимог кондицій згідно з техніко-економічними розрахунками рентабельності їх вилучення та використання.

За величиною запасів родовища нафти і газу поділяються на:

- унікальні - понад 300 млн. т нафти; понад 300 млрд. м3 газу;

- дуже великі - 100 - 300 млн. т нафти; 100 - 300 млрд. м3 газу;

- великі - 30 - 100 млн. т нафти; 30 - 100 млрд. м3 газу;

- середні - 10-30 млн. т нафти; 10-30 млрд. м3 газу;

- невеликі - 5 - 10 млн. т нафти; 5-10 млрд. м3 газу;

- дрібні - І - 5 млн. т нафти; 1 - 5 млрд. м3 газу;

- дуже дрібні - до 1 млн. т нафти; до 1 млрд. м3 газу.

 За складністю геологічної будови, фазового стану вуглеводнів, умовами залягання та мінливістю властивостей продуктивних пластів виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі поклади або експлуатаційні об'єкти:

- простої будови, що пов'язані з непорушеними або слабо порушеними   структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин та колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піскуватості 1 більший 0,7, а коефіцієнт розчленування 2 менший 2,6). Примітка:

1 Коефіцієнт піскуватості - відношення об'єму пористої (піщаної) частини продуктивного горизонту до його всього об'єму.

2 Коефіцієнт розчленування - відношення числа пластів пісковиків (просумованих у всіх свердловинах) до загальної кількості пробурених свердловин.

- складної будови, що мають одно- або двофазовий флюїд і характеризуються значною мінливістю товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піскуватості менший 0,7, а коефіцієнт розчленування більший 2,6);

- дуже складної будови, для яких характерні як наявність багатофазних флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів.

За умовами геологічної будови покладів, фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, пластових флюїдів та інших природних факторів, що впливають на продуктивність свердловин, виділяються важковидобувні запаси нафти і газу.

Ступінь складності геологічної будови родовища встановлюється за відповідними характеристиками основних покладів, які вміщують (складають) переважну частину (понад 70 %) запасів родовища.

За промисловим значенням запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяються на групи:

- балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку можна,  відповідно до техніко-економічних розрахунків, економічно ефективно видобути і використати із застосуванням сучасної техніки та технології видобутку і переробки вуглеводневої сировини, з дотриманням вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього середовища;

- умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобутку та використання яких на момент оцінки не може бути однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів з боку держави;

- позабалансові (потенційно економічні) запаси, видобуток та використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним, але в майбутньому вони можуть стати об'єктом промислового значення;

- з невизначеним промисловим значенням (можливо економічні) запаси, для яких виконано тільки початкову геолого-економічну оцінку з використанням припущень в технологічних та економічних вихідних даних.

4.1 Склад та  фізичні властивості нафт 

Нафта – це природна вуглеводнева суміш сполук та елементів, яка як у пластових, так і в поверхневих умовах перебуває в рідкому стані. На вигляд - це масляниста речовина від рідкої до густої смолоподібної консистенції. Колір її змінюється від чорного і темно-коричневого до жовтого і світло-жовтого, інколи із зеленуватим або синюватим відтінком.

Залежно від фракційного складу вуглеводневих компонентів нафти поділяють на:

- метанові (парафінові), які містять більше 67 % вуглеводнів метанового ряду (хімічна формула СпН2п+2);

- нафтенові (поліметиленові), які містять більше 67 % вуглеводнів нафтенового ряду (хімічна формула СпН2п);

- метаново-нафтенові – сумарний вміст в яких вуглеводнів першого та другого ряду становить більше 67 %;

і меншою мірою ароматичні (нафти незвичайного складу), які містять більше 67% ароматичних вуглеводнів (хімічна формула СпНп).

Вміст вуглецю (С) коливається в межах 83-87 %, водню (Н2) – 12-14 %, а максимальний вміст решти трьох елементів (кисню О2, сірки S і азоту N2) може в сумі складати до 5 %. Груповий вуглеводневий склад відображає вміст (у відсотках за масою) трьох основних класів вуглеводнів: парафінових або метанових (алкани), нафтенових (циклани) та ароматичних (арени). Зі збільшенням температури кипіння фракцій вміст парафінових вуглеводнів знижується, нафтенових – зростає до температури 300-400оС, рівень ароматичних також підвищується, досягаючи максимуму в найбільш висококиплячих фракціях. За вмістом сірки нафти поділяються на 3 класи, за вмістом асфальто-смолистих речовин – на 3 підкласи, а за вмістом парафіну – на 3 групи.

Три класи пластових нафт: 1) малосірчисті – з вмістом сірки до 0,5 %; 2) сірчисті – з вмістом сірки від 0,5 до 2,0 %;   3) високосірчисті – з вмістом сірки більше 2,0 %.

Три підкласи пластових нафт: 1) малосмолисті – з вмістом смол до 18 %; 2) смолисті – з вмістом смол від 18 до 35 %;     3) високосмолисті  - з вмістом смол більше 35%.

Три групи пластових нафт: 1) малопарафінисті  - з вмістом парафіну до 1,5 %; 2) парафінисті – з вмістом парафіну від 1,5 до 6,0 %; 3) високопарафінисті – з вмістом парафіну більше 6,0 %.

Сірка (S) присутня в нафті як у вільному стані, так і у вигляді сірководню (Н2S), але найчастіше входить до складу сірчистих сполук і смолистих речовин (меркаптани, сульфіди, дисульфіди). Меркаптани (R - S Н) за складом аналогічні спиртам. Так, СН3SН – газоподібна речовина з температурою кипіння 7,6оС. З лугами і окислами важких металів меркаптани утворюють меркаптіди, які викликають сильну корозію металу.

Асфальто-смолисті речовини представляють собою високомолекулярні органічні сполуки, в склад яких входять С, Н2, О2, S, N2. Більша їх частина представлена нейтральними смолами, які в чистому вигляді рідкі або напіврідкі речовини від темно-жовтого до коричневого кольору  густиною 1000-1070 кг/м3. Вони добре адсорбуються на силікагелі, відбілюючих глинах та інших адсорбентах. Нейтральні смоли здатні перетворюватись в асфальтени. Цей процес може відбуватись спонтанно на світлі, а інтенсивніше – при нагріванні.

Асфальтени за своїм складом близькі до смол і є також нейтральними речовинами. Вони представляють собою кисневі поліциклічні з’єднання, які, крім С і Н2, також вміщують S і N2. На відміну від нейтральних смол асфальтени при розчиненні (наприклад, в бензолі) набухають із збільшенням об’єму і дають колоїдні розчини, тобто в нафтах вони є у вигляді колоїдних систем. Асфальтени помітно впливають на фізичні властивості нафт через високу молекулярну масу, густину, поверхневу активність та віднос-ну нестійкість. Крім смол і асфальтенів, в кислотовміщуючих сполуках у нафтах виявлені різні кислоти і феноли, основну частку серед яких становлять нафтенові кислоти (від слідів до 3 %).

Асфальто-смолисті речовини практично не переходять у нафтові фракції під час перегонки і накопичуються в мазуті, звідки вилучаються різними вуглеводневими розчинниками (петролейний ефір, бензол та ін.)

Встановлено, що нафтовий парафін – це суміш двох твердих вуглеводнів, які різко відрізняються один від одного за властивостями: парафін і церезин. До парафінів відносяться вуглеводні з вмістом вуглецю від 17 до 35, а церезини – з вмістом вуглецю від 36 до 55. Температура плавлення парафінів (27-71)оС, а церезинів – (65-88)оС. При одній і тій же температурі плавлення церезини мають вищу густину і в’язкість, в порівнянні з парафінами. Відрізняються вони і за будовою кристалів: перші утворюють пластинки, що переплітаються, і пластинчасті стрічки. Розміри кристалів легкоплавкого парафіну більші, ніж тугоплавкого. Церезини кристалізуються у вигляді дрібних голок, що погано з’єднуються між собою і тому вони не утворюють міцних систем, що застигають так, як парафіни.

Допускають, що парафінові і церезинові вуглеводні утворюють два гомологічні ряди складу СпН2п+2, причому парафіни мають нормальну будову, а церезини – ізобудову, тобто представляють собою суміш ізопарафінів.

Випадання парафіну можливе в продуктивному пласті, коли пластова температура практично рівна температурі кристалізації парафіну, а також на внутрішній поверхні підйомних (насосно-компресорних, ліфтових) труб при підйомі нафти на поверхню і при виділенні газу з нафти і зниженні її розчинної здатності.

Очищений парафін – безколірна кристалічна маса, яка не розчиняється у воді, але добре розчиняється в ефірі, хлороформі, бензолі та мінеральних маслах. Його густина (907-915) кг/м3 при температурі 15оС. Через неоднорідний склад його температура плавлення (40-60)оС.

Нафта в пластових умовах може розчиняти в собі ту чи іншу кількість природного газу, так як вони представляють собою один і той же клас вуглеводнів. Від кількості розчиненого в пластовій нафті газу залежать всі її найважливіші властивості: в’язкість, густина, пружність, термічне розширення і ін.

Неоднорідність складу пластових нафти та газу і значні зміни пластових тисків та температур утруднюють використання термодинамічних рівнянь для розрахунку газонасиченості при зниженні тиску. Тому газонасиченість нафт при різних тисках і температурах в основному визначають дослідним шляхом.

При невисоких тисках і температурах розчинність газів в нафті практично підпорядковується закону Генрі: об’єм газу, розчиненого в нафті, прямо пропорційний об’єму нафти та тиску, при якому відбувається розчинення.    

Vг = αрн · Pнас ·Vн ,

(4.1)

де  αрн – коефіцієнт розчинення газу в нафті.

Коефіцієнт розчинення не є постійною величиною і залежить від складу нафти і газу, тиску і температури та інших факторів, що супроводжують процес розчинення. На цей процес впливають не тільки відмінності реального газу від ідеального, але й специфічні властивості газу в розчиненому стані, що виражається збільшенням об’єму розчину, а це впливає на концентрацію газу в рідині. Різні компоненти нафтового газу неоднаково розчиняються в нафті, причому із збільшенням молекулярної маси газу коефіцієнт його розчинення збільшується. Розчинність газів зростає із збільшенням вмісту в нафті парафінових вуглеводнів, а при високому вмісті в ній ароматичних – розчинність газів зменшується. З підвищенням температури вуглеводневі гази гірше розчиняються в нафті. Дуже погано розчиняється в нафті азот. За результатами лабораторних досліджень коефіцієнт розчинення газу в нафті рівний (4-5)·10-5 м33·Па. Слід зауважити, що малорозчинні гази краще підпорядковуються закону Генрі, ніж добре розчинні.

Максимальна кількість газу, що розчиняється в одиниці об’єму чи маси пластової нафти при тиску насичення, називається газовим фактором  Го (Gо). Він має розмірність м33 або м3/т.  

Встановлено, що кількість газу, який розчинився чи  виділився з нафти при одних і тих же умовах, залежить також і від характеру процесу – чи відбувається він контактно або диференціально.

Контактними (одноступеневими) прийнято називати такі процеси, при яких весь газ, що виділився, перебуває в контакті з нафтою.

При диференціальному процесі газ, що виділився з розчину, безперервно виводиться з системи. При цьому, очевидно, і склад нафтогазової суміші в процесі розгазування безперервно змінюється. Строго дотримуватись умов диференціального розгазування в лабораторних умовах важко, тому його замінюють ступеневим (багатократним) розгазуванням. У цьому випадку кількість газу, який виділився з нафти, вимірюється порціями по мірі зниження тиску в суміші  і відведення з системи газу, що виділився.

Якщо процес диференціальний, то кількість газу, що залишився в розчиненому стані, при однакових тисках буде більшою, ніж при контактному. Це пов’язано з переважним переходом в парову фазу метану на початку процесу дегазації. З видаленням його з системи збільшується вміст важких вуглеводнів в складі газу, що залишився в системі газів. Внаслідок цього збільшується розчинність їх у нафті. В промислових умовах відбуваються як контактні, так і диференціальні процеси дегазації. Наприклад, в початкові періоди зниження тиску нижче тиску насичення, коли газ в пласті ще нерухомий відносно нафти, процес більш подібний на контактну дегазацію. У наступні періоди, коли насиченість пор газом збільшується, він по мірі виділення з нафти рухається швидше до вибоїв свердловин і процес дегазації подібний на диференціальний.

Коефіцієнтом розгазування прийнято називати кількість газу, яка виділяється з одиниці об’єму нафти при зниженні тиску на одиницю. Звичайно, по мірі зниження тиску коефіцієнт розгазування збільшується, але ця закономірність не завжди справджується.  Іноді цей коефіцієнт при високих тисках виявляється більшим, ніж при низьких. В області дуже високих тисків і температур коефіцієнт розгазування зростає в зв’язку з явищами зворотного випарювання.

Розчинність вуглеводневих газів у воді незначна. Але необхідно враховувати, що площа контакту газового покладу з водою, що його підстилає, може бути значною, а тиск у пласті може досягати 50-70 МПа. В цих умовах значна кількість газу в воді може знаходитись в розчиненому стані.

Закони розчинення газів у воді відрізняються деякими особливостями. Як уже вказувалось, розчинність вуглеводневих (неполярних) газів у воді, в порівнянні з їх розчинністю в органічних рідинах, значно менша. Зі збільшенням температури розчинність газів спочатку зменшується, а потім зростає, проходячи через максимум, причому температура мінімальної розчинності різних газів зростає зі збільшенням розміру молекул газу і вона залежить від тиску. З підвищенням мінералізації води розчинність газів у воді погіршується.

Тиск насичення пластової нафти – це максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при ізотермічному її розширенні в умовах термодинамічної рівноваги. Тиском насичення вважають також тиск, після незначного зниження якого з нафти починає виділятись газ.

Тиск насичення залежить від співвідношення об’ємів нафти та розчиненого газу, від їх складу і пластової температури. За всіх решти рівних умов із збільшенням молекулярної маси нафти, а, відповідно, і густини, цей параметр збільшується. Зі збільшенням у складі газу кількості компонентів, які відносно погано розчиняються в нафті, тиск насичення також збільшується. Особливо великими тисками насичення характеризуються нафти, в яких розчинена значна кількість азоту. З підвищенням температури тиск насичення може значно збільшуватись.

У природних умовах тиск насичення може відповідати пластовому або ж бути більшим чи меншим від нього. Якщо тиск насичення дорівнює пластовому тиску, нафта буде повністю насичена газом. Якщо тиск насичення менший від пластового тиску, то нафта недонасичена газом. Якщо ж тиск насичення  більший від пластового тиску, то в таких умовах можливе утворення так званої «газової шапки». Різниця між тиском насичення і пластовим тиском може коливатись в широких межах – від десятих долей до десятків МПа.

Тиск насичення та закономірності виділення газу з нафти вивчають у лабораторіях на пробах нафти, відібраних з вибоїв свердловин, причому дослідження проводять, в більшості випадків, при відсутності пористого середовища. За результатами досліджень можна констатувати, що в пластових умовах на закономірності виділення газу з нафти чинить певний вплив тип породи, кількість залишкової води та її властивості, а також інші фактори, зумовлені законами капілярності та фізико-хімічними властивостями рідин та гірських порід. Так, сама порода сприяє деякому підвищенню тиску насичення. Це тісно пов’язано із зміною вуглеводневого складу нафти в капілярних каналах в результаті адсорбції деяких вуглеводнів на границях розділу та з залежністю тиску пароутворення від змочуваності поверхні порових каналів пластовими рідинами.

Великий інтерес викликає порівняння зміни газонасиченості різних ділянок покладу, що мають різні фізичні властивості порід, при зниженні тиску нижче точки виділення газу. У зв’язку з відмінностями складу нафт і вмістом залишкової води ріст газонасиченості на ділянках, складених слабопроникними породами, значно відстає від відносного газовмісту високопроникних ділянок колекторів.

Нафта, як і всі рідини, характеризується пружністю, так званою здатністю змінювати об’єм під дією зовнішнього тиску. Пружність вимірюється коефіцієнтом пружності (об’ємного стискування), який визначається із співвідношення:

β = (1/V) · (ΔV/ ΔР),

(4.2)

де ΔV – зміна об’єму нафти;

V – початковий об’єм нафти;

ΔР – зміна тиску.

Як видно з формули, коефіцієнт пружності характеризує відносну зміну одиниці об’єму нафти при зміні тиску на одиницю.

Коефіцієнт пружності залежить від складу пластової нафти, кількості розчиненого в ній газу, температури та тиску.

Значення коефіцієнтів пружності для нафти, води і породи наступні:

βн = (7-20) ·10-9 Па-1; βв = (2,7-5,0) ·10-10 Па-1;                             βп = (0,3-2,0) ·10-10 Па-1.

Нафти, що не містять в собі розчиненого газу, мають порівняно невеликі коефіцієнти пружності. Легкі нафти, що містять значну кількість розчиненого газу, характеризуються високим коефіцієнтом пружності. Також, чим вища температура, тим більший коефіцієнт пружності. Високі коефіцієнти пружності властиві нафтам, які знаходяться в пластових умовах, близьких до критичних, а також нафтам, які підстилають газоконденсатні поклади.

З кількістю розчиненого газу в нафті пов'язаний також об’ємний  коефіцієнт b, який характеризує відношення об’єму нафти в пластових умовах до об’єму тієї ж нафти після відділення газу на поверхні:

b = Vпл / Vдег ,

(4.3)

де Vпл – об’єм нафти в пластових умовах;

Vдег - об’єм тієї ж нафти при атмосферному тиску і температурі 20оС після дегазації.

Об’єм нафти в пластових умовах перевищує об’єм сепарованої нафти у зв’язку з підвищеною пластовою температурою і значним вмістом розчиненого газу в пластовій нафті, тобто об’ємний коефіцієнт нафти завжди більший, в крайнім випадку рівний 1. Високий пластовий тиск сам по собі обумовлює зменшення об’ємного коефіцієнта, але через дуже малу пружність рідин тиск мало впливає  на значення об’ємного коефіцієнта нафти. При зниженні початкового пластового тиску до тиску насичення об’ємний коефіцієнт нафти незначно збільшується в зв’язку з розширенням рідини. Досягнувши максимуму, при подальшому падінні тиску з нафти починає виділятись газ  і об’ємний коефіцієнт зменшується.

На точність визначення об’ємного коефіцієнта в лабораторіях при різних умовах дегазації впливає зміна температури. З падінням температури кількість газу, що виділяється з нафти, зменшується, в результаті чого отримуємо неточні значення об’ємного коефіцієнта. Щоб одержати його точні значення в лабораторіях, умови дослідів необхідно наближати до пластових умов дегазації.

Значення об’ємного коефіцієнта для практичного використання можна розрахувати за емпіричними формулами залежно від величини газового фактора.

Якщо Го < 400 м33, то

bн = 1 + 0,00305·Го,

(4.4)

а якщо  Го ≥ 400 м33, то

bн = 1 + 0,00363·(Го – 58).

(4.5)

Використовуючи об’ємний коефіцієнт, можна визначити усадку нафти, тобто зменшення об’єму пластової нафти під час видобутку її на поверхню (у відсотках).

Усадка нафти

U = ( b – 1) / b .

(4.6)

4.1.1 Густина пластової нафти                      

У зв’язку зі зміною в пластових умовах об’єму нафти під дією розчиненого газу і температури густина її в пласті, звичайно, нижча густини сепарованої нафти. Відомі нафти, густина яких в пласті менше 500 кг/м3 при густині сепарованої нафти 800 кг/м3. На величину густини нафти впливають температура, тиск та кількість розчиненого в ній газу.

Не всі гази, розчиняючись в нафті, однаково впливають на її густину. З підвищенням тиску густина нафти значно зменшується при насиченні її вуглеводневими газами (метаном, пропаном, етиленом). Густина нафт, насичених азотом чи вуглекислим газом, дещо зростає при збільшенні тиску. Збільшення тиску вище тиску насичення нафти газом також сприяє деякому збільшенню її густини.

Якщо відомі густина сепарованої нафти, відносна густина газу, газовий фактор і об’ємний коефіцієнт, густина пластової нафти визначається за формулою:

ρ пл  = (ρ дег + ρ г · Го ) / bн ,

(4.7)

де ρ дег – густина дегазованої нафти;  

bн – об’ємний коефіцієнт нафти;

Г о - газовий фактор;

ρг – дійсна густина газу, яка рівна добутку відносної густини газу на густину повітря при стандартних умовах:

ρ г =   ρ г´ · ρ пов = 1,293 · ρ г´.

(4.8)

4.1.2 В’язкість пластової нафти

В’язкість пластової нафти завжди значно відрізняється від в’язкості сепарованої через велику кількість розчиненого газу, підвищені пластові температури та тиски. При цьому всі нафти підпорядковуються наступним загальним закономірностям: в’язкість їх зменшується з підвищенням кількості газу в розчині та збільшенням температури; підвищення тиску викликає деяке збільшення в’язкості.

Збільшення в’язкості з ростом тиску має місце лише при тисках, більших за тиск насичення. До цього збільшення в’язкості з ростом тиску перекривається зниженням її внаслідок впливу газу, який розчиняється.

В’язкість нафти залежить також від складу і природи розчиненого газу. При розчиненні азоту в’язкість нафти збільшується, а при розчиненні вуглеводнених газів вона знижується тим більше, чим вища їх молекулярна маса. Практично в’язкість нафти в пластових умовах різних родовищ змінюється  від багатьох сотень мПа·с до десятих долей мПа·с. На багатьох родовищах в’язкість пластових нафт настільки велика, що нафта залишається нерухомою навіть при високих градієнтах тиску.

В’язкість пластової нафти визначається спеціальними віскозиметрами високого тиску за відібраними пробами нафти з вибоїв свердловин. При відсутності експериментальних даних вона може бути оцінена приблизно розрахунковим способом.

4.1.3 Структурно-механічні властивості аномально-в’язких нафт

Реологічні характеристики нафт в значній мірі визначаються вмістом в них смол, асфальтенів і парафінів. Асфальтени, що представляють собою високомолекулярні з'єднання нафти, погано розчиняються в вуглеводнях і тому нафти, які містять асфальтени, представляють собою колоїдні системи. Міцели асфальтенів стабілізуються смолами.

При значному вмісті парафіну і асфальтенів в’язкість нафти залежить від швидкості зсуву, тобто вона набуває властивості неньютонівських рідин внаслідок утворення просторових структур, які складаються з колоїдних частинок асфальтенів, парафінів і смол. При високих пластових температурах структурно-механічні властивості нафт проявляються слабше. Особливо інтенсивно в пластових умовах утворення просторової сітки проходить при зниженні пластової температури внаслідок нагнітання холодної води нижче температури початку кристалізації парафіну. На відміну від парафінів, частинки асфальтенів, оточені сольватними шарами вуглеводнів, здатні утворювати просторові структури в нафті при температурах і вищих за пластові. Товщина цих сольватних шарів зростає при збільшенні в складі нафти концентрації смол і ароматичних вуглеводнів.

Значний вплив на структурно-механічні властивості нафт  мають склад, властивості та будова пористого середовища. Під впливом матеріалу стінок процес утворення і зміцнення просторових структур інтенсифікується тим більше, чим менша проникність порід.

Залежно від складу нафт їх реологічні властивості характеризуються різними лініями консистентності, тобто їм притаманні залежності між напруженням зсуву і швидкістю зсуву:

dγ/dt = f (τ).

(4.9)

Динамічна в’язкість µ ньютонівських рідин залежить тільки від температури і тиску і дотичне напруження τ, яке розвивається в рухомих шарах рідини, пропорційне градієнту швидкості dυ/dt:

τ = - µ · dυ/dt.

(4.10)

Слід зауважити, що у ньютонівських рідин швидкість зсуву dγ/dt пропорційна дотичному напруженню τ і обернено пропорційна в’язкості рідин µ, тобто одержуємо реологічне рівняння:

dγ/dt = τ / µ.

(4.11)

В’язкість неньютонівських рідин залежить не тільки від тиску і температури, але й від швидкості деформації зсуву та часу знаходження її в стані спокою. Залежно від виду функції   f (τ)  ці рідини поділяються на 3 види: бінгамовські пластики, псевдопластики і дилатантні рідини.

Бінгамовські пластики в стані рівноваги мають деяку просторову структуру і здатні опиратися напруженню зсуву, доки воно не перевищить значення статичного напруження зсуву τо. В наступні моменти після досягнення деякої швидкості зсуву вони починають текти, як ньютонівські рідини. Для визначення аномальної в’язкості таких пластичних тіл Ф.Н.Шведовим запропоновано наступне реологічне рівняння:    

ηн = Е · λ + τ1/ υ,

(4.12)

де  Е – модуль Юнга;

τ1  - динамічне напруження зсуву;  

υ – швидкість деформації;  

λ –період релаксації – час, необхідний для «розсовування» пружних напружень, які виникають в тілі при постійній деформації.   

λ  = μ / Е .

(4.13)

Рівняння Бінгама, яке описує аналогічний в’язко-пластичний рух, має вид:

τ – τ1 = ηн · dγ/dt.

(4.14)

Як видно з наведеної формули, деформація системи починається, коли дотичні напруження  τ  досягають значення динамічного напруження зсуву  τо .

Подані рівняння ідентичні і вони об’єднуються в формулу Шведова-Бінгама:

τ = τ1 + η · (dγ/dt),

(4.15)

де τ1 – динамічне напруження зсуву;

η – пластична в’язкість, яка не залежить від швидкості зсуву і рівна кутовому коефіцієнту лінійної частини залежності dγ/dt = f (τ).

За ефективну (уявну) в’язкість пластичних тіл приймається в’язкість деякої ньютонівської рідини:

ηеф = τ / (dγ/dt).

(4.16)

Ефективна в’язкість пластичних тіл – величина змінна.

Псевдопластики характеризуються відсутністю границі текучості, а також тим, що їх ефективна в’язкість знижується зі збільшенням швидкості зсуву. Їх називають так тому, що у визначеному інтервалі напружень вони підпорядковуються рівнянню Шведова-Бінгама. Теоретичні криві псевдо пластиків  мають 2 області, в яких ефективні в’язкості постійні. В області невеликих значень ефективної в’язкості характерна реологічна крива, яка відповідає ньютонівським рідинам. Пластична в’язкість  η  системи в інтервалі ηmax i ηmin  постійна. Вважають, що прояв псевдопластичності пов'язаний з орієнтацією асиметричних частинок і молекул полімерів системи великими осями вздовж потоку зі зростанням швидкості зсуву. Ефективна в’язкість зменшується зі збільшенням швидкості зсуву до того часу, поки зберігається можливість орієнтації молекул і частинок високополімерів вздовж лінії течії.

Дилатантні рідини також відносяться до тіл, у яких немає границі текучості, але їх ефективна в’язкість на відміну від псевдопластиків  збільшується із збільшенням швидкості зсуву. Такий тип течії характерний також для суспензій з великим вмістом твердої фази. Допускають, що  в спокої рідина рівномірно розміщується між щільно упакованими частинками і при зсуві з невеликою швидкістю рідина служить змазкою, яка зменшує тертя частинок. При великих швидкостях зсуву щільна упаковка частинок порушується, система розширюється і рідини стає недостатньо для змазки поверхонь, що труться. Діючі напруження в такому випадку повинні бути значно більшими.

Рух псевдопластиків і дилатантних рідин описується степеневим законом залежності дотичного напруження і модуля швидкості деформації:

τ = К · (dγ/dt)n,

(4.17)

де  К – міра консистенції рідини (із збільшенням в’язкості зростає).

Якщо  n < 1, то рідина відповідає псевдопластикам, а при  n > 1 – дилатантній рідині.

Відповідно із степеневим законом проходить також рух полімерних матеріалів і термопластиків. Властивості дилатантних рідин проявляють розчини деяких полімерів, які використовуються в нафтогазовій справі через те, що  їх в’язкість із збільшенням швидкості зсуву збільшується.

Внаслідок прояву тиксотропності  деякі нафти, які містять парафіни і асфальтени, мають дуже складні лінії консистентності, тобто проявляється зверханомалія в’язкості нафти, яка заключається  в тому, що у визначених границях кожному значенню напруження зсуву  τ  відповідає кілька значень коефіцієнта в’язкості. Напруження зсуву, які виникають в результаті експлуатації свердловин під впливом градієнта тиску в пластових умовах в зонах, віддалених від свердловин, можуть бути в ряді випадків близькими за величиною до граничних динамічних напружень зсуву.

Провідність гірських порід при фільтрації в них структурованих нафт  в значній мірі залежить від градієнтів тиску. При невеликих значеннях градієнтів тиску провідність пісковиків може бути в десятки разів менша, ніж при високих. У зв’язку з тим, що ефективна в’язкість нафт з аномальними властивостями залежить від градієнта тиску, лінійний закон Дарсі при їх фільтрації в пористому середовищі порушується. Для опису процесів фільтрації аномальних нафт запропоновані різні види узагальненого закону Дарсі, які враховують характерні особливості реологічних кривих. Для практичного вивчення аномальних фільтраційних властивостей нафти і вимірювання структурно-механічних її показників використовуються лабораторні і розрахункові методи, а також методи, що ґрунтуються на використанні результатів гідродинамічних досліджень свердловин.

4.1.4 Фотоколориметрія нафти

Фізичні властивості нафти і її склад в межах одного і того ж пласта не залишаються постійними. Одним з методів дослідження зміни властивостей нафти по покладу є фотоколориметрія, яка ґрунтується на визначенні ступеня поглинання досліджуваним розчином світлового потоку (інтенсивності його забарвлення) з використанням фотоелементів і гальванометрів.

Колориметричні властивості нафти залежать від вмісту  в ній асфальто-смолистих речовин. Разом зі зміною вмісту останніх в нафті змінюються її в’язкість, густина і інші властивості. Тому за зміною колориметричних властивостей нафти можна судити про зміну інших її параметрів.

Якщо світловий потік падає на розчин, то частина потоку поглинається рідиною, а друга частина проходить через нього.

П.Бугером і І.Ламбертом встановлений закон, згідно з яким шари речовини однакової товщини при інших рівних умовах завжди поглинають одну і ту ж частину світлового потоку, що падає на них.

Графічна залежність між інтенсивністю світлового потоку, який пройшов через шари різної товщини, і розмірами цих шарів представляється рівнянням:

Іt = Іо · е -К·l ,

(4.18)

де Іt – інтенсивність світлового потоку після проходження через розчин;

Іо - інтенсивність падаючого світлового потоку;

l – товщина шару;

К – коефіцієнт поглинання.

З поданої формули видно, що інтенсивність світлового потоку, що пройшов через шар розчину, не залежить від абсолютної інтенсивності падаючого світлового потоку.

За законом Бера коефіцієнт К пропорційний концентрації поглинаючої речовини:

К = Ксп · С,

(4.19)

де Ксп - коефіцієнт світлопропускання;

С – концентрація речовини.

З врахуванням наведених формул рівняння основного закону колориметрії – закону Бугера – Ламберта – Бера – записується у такому вигляді:

Іt = Іо · е – Ксп·С·l .

(4.20)

Відношення інтенсивності  Іt  світлового потоку, що пройшов через досліджуваний розчин, до інтенсивності  Іо  світлового потоку, що падав на цей розчин, характеризує прозорість (світлопропускання)  τ   середовища:

τ = Іt / Іо = е – Ксп·С·l .

(4.21)

Величина τ, віднесена до товщини шару в 1 см, називається коефіцієнтом світлопропускання.

Логарифм величини, зворотної до світлопропускання,  називається оптичною густиною D.   

D = lg 1 / τ = lg Іо / Іt  або  D = 0,4343 ln  Іо / Іt.

(4.22)

Співставляючи наведені залежності, одержимо:

Ксп· С · l  = D / 0,4343  або   Ксп = D / 0,4343 С · l,

(4.23)

тобто розмірність коефіцієнта світлопропускання см-1.

Відповідно, за одиницю Ксп приймається коефіцієнт світлопропускання такої речовини, при пропусканні світла через шар в 1 см якої інтенсивність світлового потоку зменшується в 2,718 рази.

Коефіцієнт світлопропускання є параметром, який не залежить від товщини шару розчину, є постійною величиною, яка залежить від довжини хвилі падаючого світла, природи розчиненої речовини і температури розчину.

Ксп нафт швидко зменшується із збільшенням довжини хвилі світла. За даними зміни Ксп у часі вдається одержати дані про процеси, що відбуваються в пластах під час видобування нафти. Наприклад, визначення напрямку та швидкості руху нафти в пласті, оцінка дебіту окремих пластів у свердловинах, що розкрили одним фільтром кілька пластів, визначення пласта, в якому утворилась тріщина під час гідравлічного розриву пласта, контроль за ефективністю дострілу нових пластів,провірка результатів ремонтних ізоляційних робіт і  ін.

Контрольні запитання

  1.  Що таке поклад і родовище?

2 Як поділяються поклади (родовища) за фракційним складом  вуглеводнів?

3 Як поділяються поклади (родовища) за запасами?

4 Як поділяються поклади за промисловим значенням?

5 Як поділяються родовища за складністю геологічної будови?

6 Що таке нафта?

7 Як поділяються нафти за вмістом сірки?

8 Як поділяються нафти за вмістом парафіну?

9 Як поділяються нафти за вмістом асфальто-смолистих речовин?

10 Запишіть формулу для визначення густини нафти в пластових умовах.

11 Що таке газовий фактор?

12 Що таке тиск насичення?

13 Якому закону підпорядковується розчинність газів в нафті?

14 Сформулюйте закон Генрі.

15 Від чого залежить коефіцієнт розчинення газу в нафті?

16 Скільки атомів вуглецю в парафіні і в церезині?

17 Запишіть формулу для визначення усадки нафти.

18 Що таке пружність і в яких межах вона змінюється для нафти, води і породи?

19 Як знайти пружний запас нафти?

20 Що характеризує об’ємний коефіцієнт нафти?

21 Як залежить в’язкість рідин від тиску та температури?

22 Записати емпіричні формули для визначення об’ємного коефіцієнта нафти від величини газового фактора.

23 Як поділяються неньютонівські рідини?

24 Якими параметрами характеризуються неньютонівські рідини?

25 Що таке коефіцієнт світлопропускання та оптична густина розчину?

4.2 Природний газ. Склад та властивості природного газу

Природний горючий газ (далі газ) - це природна суміш вуглеводневих та невуглеводневих сполук і елементів, які перебувають у пластових умовах в різних фазах (газовидній, рідкій, твердій (газогідрати) або розчиненими в нафті чи воді, а в стандартних умовах - тільки в газовидній фазі (формі).

Основними компонентами газу в стандартних умовах є метан і його гомологи - етан, пропан, бутан. Газ часто містить сірководень, гелій, вуглекислий газ, азот та інертні гази, іноді ртуть. Етан, пропан і бутан є сировиною для виробництва скрапленого газу та продукції нафтохімічної промисловості.

Промислове значення має вміст (за об'ємом): етану в газі -     3 % і більше, гелію в газі, вільному та розчиненому в нафті, відповідно, 0.05  і 0.035 % та сірководню більше 0.5 %. Якщо вміст азоту у вільному газі є більшим за 30 %, то можливе його промислове видобування і, відповідно, потрібен облік таких запасів.

Основними показниками властивостей газу є молекулярна маса, густина в стандартних умовах, густина відносно повітря, критичні температура і тиск, коефіцієнт надстисливості, в'язкість, здатність до гідратоутворення, теплота згоряння.

Молекулярні маси речовин - це суми атомних мас елементів речовини. Кількість речовини, що в грамах дорівнює її молекулярній масі, називається молями. Наприклад, молекулярна маса води (Н2О)~ 18 г (2-Н + 1-О = 2+16 = 18).

Отже, 1 моль всякої складної речовини відповідає числу масових одиниць (у грамах) і дорівнює молекулярній масі. Наприклад, 1 моль метану (СН4) дорівнює 16.04 г (атомна вага вуглецю - 12, водню - 1.01).

Експериментально встановлено, що один моль будь-якого ідеального газу за тиску 760 мм рт.ст. (0,1013 МПа) та температурі 0°С (273 К), займає об’єм 24,1 л. В літературі США зустрічається цифра 23,7 л. Справа, очевидно, в різних стандартних умовах – t ст. = 15.5 ° С.

Таблиця 4.1 - Мінімальні промислові концентрації супутних корисних компонентів, що підлягають обліку

Корисна копалина

Супутний компонент

Промислова концентрація

Корисна копалина

Супутний компонент

Промислова концентрація

Розчи-нений газ

етан

3  %

Вільний газ

етан

3  %

пропан-бутан

0..9 %

пропан-бутан

0..9 %

сірководень

0..5 %

сірково-день

0..5 %

гелій

0..035 %

гелій

0..05 %

азот

30 %

4.2.1 Склад та класифікація природних газів

Природні гази, що видобуваються з чисто газових, нафтових та газоконденсатних родовищ, складаються із вуглеводнів гомологічного ряду метану з загальною формулою СnН 2n+2, а також невуглеводневих компонентів: N2, СО2, Н2S, благородних (інертних) газів: гелію, аргону, криптону, ксенону; ртуті.

Метан (СН4), етан (С2Н6) і етилен (С2Н4) за нормальних умов (р = 0,1 МПа і Т = 273° К) є нормальними газами.

Пропан (С3Н8), пропілен (С3Н6), і-бутан (і-С4Н10), н-бутан     (n-С4Н10), бутилени (С4Н8) в атмосферних умовах знаходяться в паровидному (газовидному) стані; при підвищених тисках - в рідкому стані. Вони входять у склад рідких (зріджених, скраплених) вуглеводневих газів.

Вуглеводні, починаючи з і-С5Н12 до С17Н36, в атмосферних умовах перебувають у рідкому стані.

Вуглеводні, в молекулу яких входить  18 і більше атомів вуглецю (від С18Н38), розміщених в одному ланцюжку, в атмосферних умовах перебувають у твердому стані.

Природні гази поділяються на три групи:

1 Гази, які видобуваються з чисто газових родовищ. Це переважно сухий газ, який є вільним від важких вуглеводнів.

2 Гази, які видобуваються разом з нафтою. Це фізична суміш сухого газу, пропан-бутанової фракції (скрапленого газу) та газового бензину.

3 Гази, які видобуваються з газоконденсатних родовищ. Вони складаються з сухого газу та рідкого вуглеводневого конденсату, який містить велику кількість важких вуглеводнів, з яких можна видобувати бензинові, лігроїнові, гасові, а часом і більш важкі олив'яні (масляні) фракції.

Для визначення багатьох  властивостей природних газів використовується рівняння стану.

Рівнянням стану називається аналітична залежність між параметрами, які описують зміни простої або складної речовини. Такими параметрами є тиск, об'єм і температура.

Менделєєв і Клапейрон запропонували таке рівняння стану ідеальних газів:

Р · V = G R · Т ,

(4.24)

де Р - абсолютний тиск, Па;

V - об'єм, м3;

G - маса речовини, кг;

Т - абсолютна температура,  К;

R - питома газова постійна, Дж/ кг·град.

Ідеальним називається газ, власний об'єм молекул якого малий у порівнянні з об'ємом, який займає газ, і між молекулами якого немає взаємодії (взаємодією між молекулами можна нехтувати).

Практично ідеальним можна називати газ, тиск якого зростає вдвічі під час зменшення його об'єму наполовину за умови постійної температури або ідеальним можна назвати газ, тиск якого збільшиться вдвічі із збереженням об'єму, але з підвищенням вдвічі абсолютної температури.

Якщо газ із збільшенням тиску вдвоє займе об'єм, який менший половини початкового, то його називають надстисливим (надпружним)

Число, яке визначає характер та ступінь відхилення поведінки реального газу від поведінки ідеального газу, називається коефіцієнтом надстисливості (надпружності) газу Z. У літературі зустрічається його назва як коефіцієнт девіації газу . Величина Z  може змінюватись у межах від 0.7 до 12.

Коефіцієнт девіації газу за своєю суттю - це відношення об'єму, який фактично займає газ за даних тиску і температури, до об'єму, який він займав би в ідеальному стані.

Газ є ідеальним, коли відношення    Р ·V / G · R · Т = ½.         

Для реальних газів Ван-дер-Ваальс запропонував рівняння стану, яке дозволяло враховувати власний об'єм молекул газу та сили їх взаємного притягання шляхом введення у рівняння Клапейрона додаткових членів:

( Р + а/υ2)·( υ - b) = R · Т,

(4.25)

де υ = V / G - питомий об'єм газу, м3/ кг;

а - константа зчеплення молекул, Па*мб/кг2;

а/υ2 - внутрішній тиск, що є ніби рівнодійною сил притягання всіх молекул в об'ємі V;

b - почетверенний об'єм молекул.

Рівняння Ван-дер-Ваальса все ж виявляється наближеним, так як коефіцієнти  а  і b-вдійсності складні функції об’єму, температури, форми молекул газу. Це рівняння стану дає задовільні результати для реальних газів лише при тисках           до 10 МПа і температурах 283-293 К, але воно не може чисельно описувати поведінку природних вуглеводневих газів гомологічного ряду метану. Щоб поправки можна було деталізувати,  їх виражають через критичний тиск та критичну температуру.

Д.Браун і Д.Катц на основі вивчення результатів своїх експериментальних вимірів коефіцієнта відхилення реальних газів Z від законів ідеального газового стану встановили, що якщо приведені параметри різних природних газів однакові (Рпр, Тпр), то вони знаходяться у відповідних станах, при яких їх фізичні і термодинамічні властивості (Z, густина і ін.) однакові, тобто Z = f (Рпр, Тпр) і побудували графічні залежності для практичного використання (рисунок 4.1). 

Критична температура чистої речовини - це максимальна температура, при якій рідка і парова фази ще можуть існувати в рівновазі, або така температура, при якій середня молекулярна кінетична енергія стає рівною потенціальній енергії притягання молекул. За більш високої температури існування рідкої фази неможливе.

Тиск парів речовини при критичній температурі називається критичним тиском, а об’єм речовини за умови Ркр і Ткр, який віднесений до одного моля або до одиниці маси речовини, називається критичним питомим об’ємом.

Приведеними параметрами індивідуальних компонентів називаються безрозмірні величини, які показують, у скільки разів дійсні параметри стану газу (тиск, абсолютна температура,

Коефіцієнт надстисливості  z

Приведений тиск  Рпр

Коефіцієнт надстисливості  z

Приведений тиск  Рпр

Рисунок 4.1 – Залежність коефіцієнта надстисливості природного газу від приведених тиску і температури Рпр і Тпр.

об'єм, густина, коефіцієнт відхилення або девіації) більші або менші від критичних.

Рпр = Р/ Ркр;    Тпр = Т/Ткр;    Vпр =V/ Vпр;  

ρпр = ρ/ ρкр;     zпр = z/ zкр.

(4.26)

Реальні пластові гази є фізичними сумішами великої кількості вуглеводневих і невуглеводневих компонентів, простих і складних газів, кожний з яких має свої критичні показники тиску і температури.

Знаючи компонентний склад газу, визначають середні (псевдокритичні) величини тиску Рпс.кр і температури Тпс.кр.

Рпс.кр = Σ хі ·Ркр.і;       Тпс.кр = Σ хі· Ткр.і.                                          

(4.27)

Якщо компонентний склад газової суміші невідомий, а відома відносна густина суміші, то для знаходження псевдокритичиних тисків і температур існують наступні емпіричні залежності:

Тпс.кр = 190,7 + 94,717 · ρсум´,

(4.28)

Рпс.кр = 4,892 + 0,4048 · ρсум´,

(4.29)

де ρсум´ - відносна густина газової суміші, розрахована за молекулярною масою суміші та молярною долею компонентів в ній.

Розрахувавши за наведеними формулами критичні чи псевдокритичні значення тиску і температури і поділивши, відповідно, дійсні значення цих параметрів на розраховані, за графіками Брауна-Катца знаходять параметр  z.

Значення коефіцієнта z можна знайти і за емпіричною формулою, знаючи приведені тиски і температури:

Z = (0,4lg Тпр +  0,73)Рпр +  0,1Рпр.

(4.30)

4.2.2 Фізико-хімічні властивості вуглеводневих газів

Під густиною (об’ємною масою) тіла, в тому числі і газу, розуміють відношення маси тіла до його об’єму, кг/м3.

Оскільки об'єм пари після випаровування рідкого вуглеводню Vо = М/ρо, де М - маса рідкого вуглеводню, ρо - густина газу в нормальних умовах (тиск 0,1013 МПа та температура 273 К), густину газу в нормальних умовах можна визначити через його молекулярну масу:  ρо = М / 22,41.

Якщо густина газу задана в стандартних умовах, то перерахунок на її величину за іншого тиску Р (при тій же температурі) для ідеального газу виконується за формулою         ρР = ρо ∙ Р / 0,1013.

Часто для характеристики газу застосовують відносну густину (щодо повітря) за нормальних умов:

о =  ρо / 1,293 .

(4.31)

В'язкістю називається властивість рідин та газів, яка характеризує опір прослизанню (проковзуванню) однієї їх частини відносно іншої. Кількісно в'язкість характеризується значеннями μ (коефіцієнт динамічної в'язкості) і ν (коефіцієнт кінематичної в'язкості.

У системі СІ μ виражається в Н·с/м2 або Па·с, а ν = μ/ρ,  м2/с.

В'язкість газів можна визначити за формулою:

μ = ρ ·  λ · υ / 3 ,

(4.32)

де ρ - густина;

λ - середня довжина вільного пробігу молекул;

υ - середня швидкість руху молекул.

Оскільки, λ і  υ перебувають в дуже складній залежності від тиску і температури, то  μ  краще визначати на приладах (віскозиметр).

Вологість газів. Природні гази в пластах знаходяться в контакті із залишковою або пластовою водою. Випаровування води призводить до насичення газу її парою.

Розрізняють абсолютну та відносну вологості газу.

Абсолютна вологість газу характеризується кількістю водяної пари, яка знаходиться в одиниці об'єму або маси газу і визначається в г/м3 або г/кг.

Відношення кількості водяної пари, яка знаходиться в газі в даних умовах, до максимально можливої кількості водяної пари в газі за тих же умов називається відносною вологістю газу. Виражається в долях одиниці або в %.

4.2.3 Стан та параметри газових сумішей

Газові суміші (як і суміші рідин і газів) характеризуються масовими або молярними концентраціями компонентів.

Об'ємний склад газової суміші приблизно співпадає з молярним, оскільки об'єми одного моля ідеальних газів в однакових фізичних умовах за законом Авогадро мають одне і те ж числове значення (при То = 273°К та Ро = 0.1013 МПа –                        Vо = 22,41 м3/моль).

Стан газових сумішей, тобто поводження окремих компонентів в газовій суміші, характеризується парціальним тиском і парціальним об'ємом. 

Парціальний тиск компонента газової суміші - це тиск, який створює він один за умови видалення з об'єму, який займає суміш, решти компонентів, зберігаючи незмінним початковий об'єм і температуру.

Парціальний об'єм компонента газової суміші - це той об'єм, який займав би даний компонент у суміші газів, якби з неї були видалені решта компонентів за умови збереження початкових тиску та температури.

Суміші ідеальних газів характеризуються аддитивністю парціальних тисків та парціальних об'ємів. Це означає, що кожний газ у суміші ідеальних газів поводиться так, ніби він у даному об'ємі знаходиться один.

Аддитивність  парціальних  тисків  описується    законом

Дальтона:                       Р = Σ Рі,

(4.33)

де Р - загальний тиск;

Рі- парціальний тиск і-компонента.

Відношення Рі / Р характеризується відношенням пі / N = уі (молярна доля), де пі - число молів і- го компонента в суміші; N - загальне число молів у суміші.

Рі/Р = пі / N = уі      або      Р·уі = Р.

(4.34)

Отже: парціальний тиск у суміші ідеальних газів Рі дорівнює добутку його молярної долі в суміші уі на загальний тиск суміші газів Р.

Аддитивність парціальних об'ємів описується законом Амага:

                              V = Σ Vі,

(4.35)

де V - загальний об'єм суміші;

Vі  - парціальний об'єм і-го компонента.

Vі/ V = nі/N = уі       або       Vі  = уі· V.

(4.36)

Отже: парціальний об'єм компонента Vі в суміші ідеальних газів дорівнює добутку його молярної долі в суміші уі на загальний об’єм   суміші газів V.

Для характеристики газової суміші необхідно знати її середню молекулярну масу, середню густину (в кг/м3) або відносну густину щодо повітря.

Якщо відомий молекулярний склад суміші (в %), то її середня молекулярна маса обчислюється за формулою

Мсум. = ( у1М1 + у2М2 + ....+ упМп) /100,

(4.37)

де: у1, у2,..уп - молярні (об'ємні) концентрації компонентів,  %;

             Мі, М2,.... Мп - молекулярні маси компонентів.

Якщо відомий масовий склад суміші (в %), то її середня молекулярна маса обчислюється за формулою:

Мсум. = 100/(g11 + g22 + .... + gпп),

(4.38)

     де g 1, g2,.... gп - масові концентрації компонентів,  % .

Густину суміші ρсум. (в кг/м3) визначають, користуючись обчисленою середньою молекулярною масою Мсум. за формулою:

ρсум. = Мсум./ 22,41.

(4.39)

Відносна густина суміші

сум. =  ρсум./ ρпов.  =  ρсум./ 1,293.

(4.40)

4.2.4  Вміст важких вуглеводнів у суміші

Після визначення вмісту в газі окремих компонентів перераховують вміст в ньому н-бутану і газового бензину.

При цьому вважають, що в газовий бензин повністю переходять пентан і ті вуглеводні, що википають при вищій температурі, та частина нормального бутану, яка за величиною дорівнює половині вмісту пентану, і ті, що википають при вищій температурі.

Якщо відомий масовий склад газу (або молярний), то вміст важких вуглеводнів (в г/м3) визначається за формулою:

А =: 10 gі ·ρсум. (масовий вміст) = 10 уі ·ρі (молярний вміст)

(4.41)

Аі = І 0 уі · ρі,

(4.42)

де gі - масовий вміст даного важкого вуглеводню в газі;

ρсум. - середня густина природного газу, кг / м3;

уі - молярний вміст даного важкого вуглеводню в газі, % ;

ρі - густина даного важкого вуглеводню, кг/м3.

Після визначення вмісту в газі окремих компонентів перераховують вміст в ньому н-бутану і газового бензину.

При цьому вважають, що в газовий бензин повністю переходять пентан і ті вуглеводні, що википають при вищій температурі, та частина нормального бутану, яка за величиною дорівнює половині вмісту пентану, і ті, що википають при вищій температурі.

Контрольні запитання

1 Що таке ідеальний газ?

2 Запишіть рівняння стану ідеального газу.

3 Назвіть основні компоненти природного газу.

4 Як поділяються природні гази?

5 Яким коефіцієнтом характеризується відхилення реальних газів від ідеальних?

6 Які параметри необхідні для визначення коефіцієнта надстисливості?

7 Що характеризують критичні параметри речовини?

8 Як визначаються приведені тиск і температура?

9 Назвіть і охарактеризуйте основні параметри газу.

10 Якими законами характеризується поводження компонентів в газовій суміші та дайте їх формулювання?

11 Як знайти густину газової суміші в пластових умовах?

12 Як знайти об’єм газу в пластових умовах?


5 ФАЗОВІ ПЕРЕТВОРЕННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИХ СИСТЕМ

5.1 Склад та характеристика рідкої суміші

Склад рідкої суміші характеризується масовими або молярними концентраціями компонентів.

Середня молекулярна маса рідкої суміші визначається за формулами, як і склад газової суміші:

Мсум. = (у1М1+ у2М2 +…. + упМп) / 100 .

(5.1)

Середня густина рідкої суміші рсум. (в кг/м3) визначається за формулою:

ρсум = 100/(g11 + g22+…+ gпп) = 100 Мсум./(х1М112М22 + .. +хпМпп),

(5.2)

де g1, g2, gп  - масові вмісти компонентів рідкої суміші, в % ;

х1, х2,..., хп - молярні вмісти компонентів рідкої суміші, в % ;

М1, М2,.... Мп - молярні маси компонентів;

Мсум. - середня молекулярна маса рідкої суміші;

ρ1, ρ2,..., ρп - густини компонентів рідкої суміші, кг/м3.

Речовина залежно від тиску та температури може існувати (перебувати) у газоподібному чи рідкому стані. Поняття "пара" визначається як газоподібний стан будь-якої речовини, яка в звичайних умовах є рідиною чи твердим тілом. Під звичайними умовами необхідно розуміти атмосферні умови, тобто атмосферні тиск і температура. Під час розгляду вугле-воднів зручно вважати синонімами поняття "газ" та "пара".

Вуглеводневі системи можуть бути гомогенними або гетерогенними.

У гомогенній системі всі її частини мають однакові фізичні та хімічні властивості.

У гетерогенній системі фізико-хімічні властивості в різних точках різні. Гетерогенні системи складаються з фаз. Фаза - це певна частина системи, яка є гомогенною і фізично відокремлена від інших фаз чіткими границями.

Як приклад гомогенної (однокомпонентної) системи вибираємо газ етан. За деяких умов він може існувати у вигляді рідини, хоча в більшості випадків знаходиться в газоподібному стані. Діаграма фазового стану етану в залежності від тиску і температури наведена на рисунку 5.1.

Рисунок 5.1  – Діаграма фазового стану етану в координатах тиск-температура

На діаграмі показана крива тиску насиченої пари. Насичена пара - це двофазна система (суміш рідини та пари) з граничними умовами х = 0 і х = 1, де х - паровміст суміші (тиск та температура повинні бути такими, щоб речовина знаходилась у двофазному стані). Для етану в умовах тиску та температури, які відповідають кривій, рідина та її пара перебувають у рівновазі. При будь-яких інших тисках та температурах, які не відповідають точкам цієї кривої, речовина перебуває в однофазному стані - рідкому або газовидному.

З рисунка видно, при яких значеннях тиску та температури етан знаходиться в тому чи іншому стані (рідкому чи газоподібному).

Не зважаючи на те, що умови існування рідини та пари не змінюються, енергія всієї системи збільшується в міру того, чим більша кількість речовини переходить із нижнього енергетичного рідинного стану у високоенергетичний газо-подібний стан. Температура кипіння рідини є функцією тиску.

Точка С, яка обмежує криву тиску насиченої пари, відома як критична точка системи. В однокомпонентній системі критична точка визначається найбільшими значеннями тиску та температури, при яких ще можуть співіснувати дві фази.

Для багатокомпонентних систем визначення критичної точки виглядає таким чином: Критична точка - це такий стан тиску та температури, при якому властивості газоподібної та рідкої фаз стають однаковими.

Іншою ілюстрацією поведінки однокомпонентної системи (етану) є графік на рисунку 5.2, на якому незалежними параметрами є тиск і питомий об'єм.

тиск, МПа

питомий об’єм, 10-3 м3/кг

Рисунок 5.2  – Діаграма фазового стану етану в координатах тиск-питомий об’єм

Тут ділянка (область) одночасного існування двох фаз виражена більш чітко - виділена штриховою лінією. Точка С - критична точка. Для етану критична температура дещо більша 32°С, а критичний тиск ~ 5 МПа. Суцільні лінії - ізотерми (лінії рівних температур). Зліва від точки С ( лінія проходить через  т. С і т. О) - крива точок початку кипіння. Праворуч від т. С (лінія проходить через т. С і т. Н) - крива точок роси. Ділянка, яка обмежена цими двома кривими, є двофазною ділянкою. 

З наближенням тиску та температури до їх критичних значень властивості газової та рідкої фаз наближаються і стають однаковими - поверхня розділу між ними зникає.

Для ізотермічних фазових перетворень однокомпонентних газів характерною є постійність тиску у двофазній ділянці (області). Горизонтальні відрізки у двофазній ділянці відповідають незмінності тиску в процесі конденсації парової фази в рідку. Величина цього тиску називається пружністю насиченої пари при температурі (або при різних температурах, що вказані на малюнку).

За різних умов всередині двофазної ділянки кількість речовини, яка перебуває у газоподібному (паровому) та рідкому стані, може бути визначеною через питомий об'єм суміші газу та рідини.

Підсумовуючи вищесказане про однокомпонентні та дво- (і більше) компонентні системи, необхідно відзначити наступне:

Окремо взятий вуглеводневий компонент природного газу може бути переведений в рідкий стан за умови підвищення тиску або зниження температури.

Конденсація його можлива в області докритичних температур та тисків. За межами критичних параметрів ( в області високих тисків та температур) різниця між рідиною і парою (газом) зникає і вуглеводень знаходиться в одно-фазному стані.

Пряме випарювання чистого вуглеводню відбувається за умови зниження тиску та підвищення температури. Прямі процеси конденсації та випарювання відбуваються стрибкоподібно, обминаючи двофазний стан.

Суміш парів вуглеводнів може бути повністю сконденсована під час переходу через проміжний двофазний стан. Критичні параметри такої суміші відрізняються від критичних параметрів окремих компонентів, які змінюються залежно від тиску та температури.

Діаграма фазового стану суміші вуглеводнів в координатах тиск – температура наведена на рисунку 5.3.

Рисунок 5.3 – Діаграма фазового стану суміші вуглеводнів

в координатах тиск-температура

У докритичній області вуглеводнева суміш підпорядковується закону прямої конденсації, яка за умови ізотермічного підвищення тиску протікає у звичайній послідовності, що означає: від пари (1-2) через двофазний стан (2-3) до рідини (3-4).

У зворотній послідовності протікає процес прямого випарювання під час ізобарного підвищення температури, що означає: від рідини (а-б) через двофазний стан (в-с) до пари   (с-d).

В закритичній області суміш вуглеводнів поводиться незвичайно. Це було виявлено під час ізотермічного підняття тиску та ізобарного підвищення температури понад  критичні параметри суміші.

Під час цього спостерігається:

а) зворотня конденсація пари суміші: від пари (5-6) через двофазний стан (6-8) знову до пари (8-9);

б) зворотне випарювання суміші: від рідини (е-f) через двофазний стан (f-h) знову до рідини (h-k).

Явища зворотної конденсації та зворотного випарювання носять назву ретроградних процесів. Особливість зворотних процесів полягає в тому, що критична температура вуглеводневої суміші не є граничною умовою існування рідкої фази, як це є в окремих вуглеводня. У цих процесах рідина випарюється з підняттям тиску (7-8) і конденсується з підвищенням температури (g-h), тобто спостерігається прямо протилежне тому, що відбувається у прямих процесах.

Якщо мають місце ретроградні явища на родовищі, то значить, що це є газоконденсатне родовище. Такі родовища характеризуються одно- або двофазним станом вуглеводневої суміші залежно від тиску та температури, відносно високими тисками та температурами, великими газовими факторами (газоконденсатними факторами), наявністю в конденсаті важких вуглеводнів.

Для характеристик фазового стану та поведінки газорідинних сумішей використовуються також константи фазової рівноваги.

Константою фазової рівноваги або коефіцієнтом розподілу і-го компонента в парову та рідку фази (Кі) називається відношення молярної долі і-го компонента в паровій фазі ( уі ) до його молярної долі в рідкій фазі (хі):

Кі = уі / хі.

(5.3)

Термін "коефіцієнт розподілу" не одержав широкого розповсюдження.

Константа фазової рівноваги визначається експериментальним та розрахунковим методами. Константи рівноваги, які визначені експериментально, не можна використовувати для іншого складу вихідної суміші.

Отже, під час експлуатації газоконденсатних чи нафтових родовищ, коли склад продукції свердловин змінюється безперервно, необхідно було б експерименти для визначення константи рівноваги виконувати також безперервно, що практично неможливо здійснити.

Розрахунковий метод полягає у використанні рівнянь стану реальних газів для визначення летючості компонентів суміші в паровій та рідкій фазах і в знаходженні константи рівноваги як відношення летючості компонента в паровій фазі до його летючості в рідкій фазі.

Летючість - це ніби дещо виправлена пружність насичених парів компонентів ідеальних розчинів або "виправлений" парціальний тиск компонентів ідеальних газових сумішей. Приблизно летючість

f = z · Р.

(5.4)

Така залежність дає добрі результати для газів і непридатна для рідин.

Пружність насиченої пари (тиск насиченої пари) - це така величина тиску, при якій речовина знаходиться в двофазному стані. Очевидно, що відповідною повинна бути і температура суміші вуглеводнів.

Суміші вуглеводнів не мають точних значень тиску насиченої пари, оскільки криві точок пароутворення та точок роси не співпадають між собою. Тим не менше, наприклад, для проблем зберігання нафтопродуктів поняття тиску насиченої пари є зручним. Його можна використати для підрахунку втрат рідких вуглеводнів під час випарювання та для оцінки внутрішнього тиску, який повинні витримувати резервуари.

5.2 Газовий конденсат

Газовий конденсат – це природна суміш переважно легких вуглеводневих сполук, які перебувають у газі в розчиненому стані, а за певних термобаричних умов переходять у рідку фазу при зниженні тиску нижче тиску конденсації.

Основні параметри газу, до складу якого входить конденсат: потенційний вміст вуглеводнів С5+вищі, густина конденсату в стандартних умовах та тиск початку конденсації.

За потенційним вмістом конденсату в газі розрізняють бідні вуглеводневі суміші (до 100 см3 конденсату на 1 м3 газу), середні (100-300 см3 конденсату на 1 м3 газу) і багаті (більше 300 см3 конденсату на 1 м3 газу).

У склад конденсату входять вуглеводні, які важчі від пропану.

З газу, що видобувається, конденсат виділяється при зниженні тиску за постійної температури або під час охолодження за постійного тиску. Під час цього спочатку конденсуються найбільш важкі вуглеводні, а потім все більш легкі.

Є два загальновідомі та вживані поняття: сирий та стабільний конденсат.

Сирий конденсат одержуємо в сепараторах, в яких підтримуються певні тиск та температура. Тому в ньому ще розчинена певна кількість газу.

Конденсат, з якого за стандартних умов (Ро = 0,1 МПа і     То = 293 К) відділений газ, називається стабільним.

Тиск, при якому з вуглеводневої суміші починає випадати конденсат, називається тиском початку конденсації.

Тиск, при якому випадає найбільша кількість конденсату, називається тиском максимальної конденсації. Для середньої газоконденсатної суміші цей тиск складає 5,5-7,0 МПа.

Кількісне співвідношення газу та конденсату в суміші можна оцінити газоконденсатним фактором – відношення кількості видобутого газу (м3) до кількості одержаного конденсату (м3 або т), який вловлюється в сепараторах або сорбційних установках.

Газоконденсатний фактор може змінюватись в широких межах (від 2000 до 25000 м33). Чим багатший газ конденсатом, тим менший газоконденсатний фактор.

У широких межах можуть змінюватись і густина конденсату (від 677 до 824 кг/м3) та його молекулярна маса (від 92 до 150 кг/кмоль), величини яких досить тісно пов’язані між собою.

5.3 Газогідрати

Гідрати газів – це тверді сполуки (клатрати), в яких молекули газу заповнюють вільний простір у кристалічних решітках (гратках) молекул води.

Рентгено-структурні дослідження показують, що:

- основний каркас гідрату складають молекули води, вільний простір між гратками яких заповнений молекулами вуглеводневих або інертних газів, не утворюючи хімічно-стійких зв’язків з водою;

- решітки клатратів аналогічні решіткам льоду, але у відношенні теплоти утворення існують певні відмінності через те, що структура льоду не має пустот для розташування молекул газу.

Утворення гідратів залежить не тільки від тиску і температури, але і від складу газу. Тому за певних термодинамічних умов природний газ може вступати в сполуки з водою (пластовою або тією, що нагнітається в пласт), утворюючи гідрати газів. Великі їх нагромадження можуть утворювати газогідратні поклади (ГГП), які характеризуються певними особливостями:

- їх формування може відбуватись як з насичених, так і з недонасичених газом пластових вод;

- для формування та збереження газогідратних покладів не потрібні непроникні покришки, бо вони самі є непроникними екранами.

Газогідратні поклади від низу можуть контактувати з пластовою водою (крайовою чи підошовною), з газовим, газоконденсатним чи нафтовим покладом, а зверху – з газо- чи конденсатонасиченими пластами.

Газогідратні поклади пов’язані з охолодженими покладами осадового комплексу на материках та в акваторії світового океану. На материках газогідратні поклади в переважній більшості пов’язані з районами розповсюдження вічної мерзлоти. Глибина їх залягання переважно досягає 700-1500м. Термодинамічні умови придонної частини океану, починаючи з глибин 150-500 м, відповідають умовам існування гідратів газів.

Гідрати вуглеводневих газів мають ряд особливостей, які приписуються окремим хімічним елементам з одного боку, але з іншого – вони поводять себе так, як розчини газів у твердих кристалах.

Рівноважна точка гідратоутворення визначається шляхом зниження температури суміші газів, які насичені водою, до початку процесу за умови постійного тиску. Під час цього гідрати утворюються тільки в присутності води в рідкому стані.

З вигляду гідратні кристали нагадують лід або мокрий спресований сніг. Вони, як і лід, плавають на поверхні води і мають густину 880-900 кг/м3. Питомий об’єм води в гідратному стані становить 1,26-1,32 м3/т, в той час як питомий об’єм замерзлої води – всього 1,09 м3/т. Один об’єм води в гідратному стані може зв’язувати від 70 до 300 об’ємів газу.

Процес утворення гідратів газу відбувається з виділенням тепла. Отже, для організації розкладу газогідратів, що необхідно для видобутку газу з таких покладів, необхідно затрачувати тепло. Як бачимо, принцип відомий, але для видобутку газу з таких покладів необхідна розробка та випробування технології цього процесу.

Виявляти газогідратні поклади можна, використовуючи такі їх властивості, як швидкість розповсюдження сейсмічних хвиль, яка в 1,6-2,0 рази більша, ніж у водоносних пластах, та електропровідність, яка в них значно нижча, ніж у водо-насичених пластах.

Контрольні запитання

  1.  Назвіть види вуглеводневих систем.
  2.  Охарактеризуйте діаграму фазового стану етану.
  3.  Охарактеризуйте діаграму фазового стану багатокомпонентної суміші.
  4.  Що таке ретроградні процеси?

5 Поясніть параметри «константа фазової рівноваги», «летючість»,  «пружність насиченої пари».

6 Якими параметрами характеризується газовий конденсат?

7 Які види газового конденсату Ви знаєте?

8 Що таке газоконденсатний фактор?

9 Що представляють собою газогідрати?

10 Як визначається критична точка гідратоутворення?

11 Чим характеризуються газогідратні поклади та як вони розробляються?


6 СКЛАД ТА ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ПЛАСТОВИХ ВОД

6.1 Залишкова вода

Вважають, що більшість покладів вуглеводнів початково були насичені водою через те, що їх поровий простір формувався у воді під час нагромадження осадових плрід. Потім, в час формування  власне родовищ вуглеводнів в поровий простір водонасичених пластів вривались і утворювали скупчення (поклади) маси нафти, газу та газового конденсату. Але вони не могли повністю витіснити воду з порового простору пласта через утримання її в субкапілярних порах поверхнево-молекулярними силами та силами зчеплення (адгезії) на поверхні породи у вигляді плівок. Цю воду звичайно називають зв’язаною, оскільки її не вдається витіснити за можливих у пластах градієнтах тиску. Зв’язану воду також називають залишковою або навіть початковою водонасиченістю нафто- чи газонасиченого пласта.

Стан залишкової води та початковий розподіл нафти, газу та води в пористому середовищі визначається багатьма властивостями цього середовища та пластових флюїдів: структурою пор, складом породи, фізико-хімічними властивостями порід та пластових флюїдів, кількістю та хімічним складом залишкової води, питомою поверхнею та ін.

Якщо залишкова вода в пласті у вигляді тонкої плівки покриває поверхню всіх порових каналів, то поверхня такої породи (твердої фази) називається гідрофільною (змочуваною водою).

Якщо ж плівка води відсутня, а тверда поверхня покрита плівкою нафти (вуглеводню), то така поверхня вважається гідрофобною або олеофільною.

Розрізняють такі види залишкової води:

- капілярно зв’язана вода у вузьких капілярах – через великі капілярні сили;

- адсорбційна вода, що втримується молекулярними силами біля твердої поверхні;

- плівкова вода, яка покриває гідрофільні ділянки породи;

- вільна вода, що втримується капілярними силами у вільному просторі  дисперсної структури.

Розподіл залишкової води у поровому просторі суттєво впливає на фазові проникності породи для нафти, води чи газу. Від початкового розподілу рідин та газу в пласті залежить також змочуваність породи рідинами, що витісняють нафту; інтенсивність капілярних процесів; кількість нафти, яка залишається в поровому просторі пласта після виснаження пластової енергії, після заводнення чи витіснення газом.

Закони, що регулюють об’єм та поведінку залишкової води в пластах, мало вивчені, не зважаючи на те, що звичайно весь колектор втримує (вміщує) цю воду. Це питання має велике значення для підрахунку запасів нафти, проектування видобутку нафти та здійснення заходів щодо впливу на пласт.

Залишкова вода звичайно вміщує більше солей, ніж морська: в ній розчинено більше різновидностей іонів. Щоб визначити об’єм пор, які зайняті нафтою, необхідно знати кількість залишкової води, тобто коефіцієнт водонасичення.

Найбільш розповсюдженим методом визначення кількості залишкової води є екстрагування взірців породи толуолом в апаратах Закса. Але найбільш достовірні результати можна одержати під час екстрагування кернового матеріалу тільки в тих випадках, коли останній одержано при розбурюванні продуктивного пласта розчином на вуглеводневій основі. Застосування ж розчинів на водній основі призводить до потрапляння води в поровий простір керна під час його піднімання з вибою на поверхню, що спотворює істинний вміст в ньому води.

У ряді випадків уявлення про кількість залишкової води у досліджуваній породі можна одержати шляхом використання непрямих методів її визначення:

1 Визначення залежності між проникністю пласта та його водонасиченістю.

2 Визначення залежності між капілярним тиском та кількістю залишкової води (метод капілярних тисків).

3 Метод центрифугування.

4 Визначення вмісту хлоридів у керні, що базується на допустимій відносній постійності соленості (кількості хлоридів) залишкової води в межах одного родовища.

6.2 Підземні води

У більшості випадків у родовищах разом з нафтою та газом у продуктивних пластах залягає вода. Якщо вона залягає в тих же пластах, що і вуглеводні, то вона міститься у понижених зонах пласта, але деколи і в розрізі продуктивної частини виділяються самостійні водоносні горизонти.

Підземні води відіграють важливу роль як у формуванні покладів вуглеводнів, так і в їх руйнуванні.

У продуктивних пластах газ, нафта і вода утворюють єдину гідродинамічну систему, яка володіє певним запасом енергії. Вода, яка займає значно більший об’єм, ніж газ чи нафта, відповідно володіє найбільшою частиною цієї енергії. Тому її роль як основного джерела пластової енергії під час розробки родовищ дуже велика.

Всі води, що залягають разом з газом та нафтою, є мінералізованими і вміщують переважно NaCl та вуглекислі луги. За відносним вмістом солей вони діляться на 2 типи: хлоркальцієві і гідрокарбонатнонатрієві.

Ступінь мінералізації вод родовищ вуглеводнів коливається в широких межах: від слабомінералізованих до росолів. На деяких родовищах мінералізація вод є характерною ознакою їх приналежності до того чи іншого горизонту.

У більшості випадків у водах нафтових родовищ відсутні сульфати. Зате найбільш імовірною, але не обов’язковою ознакою належності вод до газонафтоносних горизонтів, є наявність у них нафтенових кислот та важких вуглеводневих газів. Деякі води нафтових родовищ вміщують значні кількості йоду та брому.

За ознаками утворення підземні води ділять на інфільтраційні, седиментаційні та глибинного походження.

Інфільтраційні води утворюються в результаті фільтрації атмосферних вод у земну кору.

Седиментаційні води утворюються в процесі формування ілистих осадів.

Води глибинного походження утворюються в результаті остигання магми та під час розкладу гідрокарбонатів.

За умовами залягання підземні води поділяються на: води-верховодки, грунтові води, пластові води і тріщинно-жильні.

Ґрунтовими називаються води першого водоносного горизонту від поверхні, який в підошві має непроникний пласт, а зверху – вільну поверхню, яку називають дзеркалом ґрунтових вод. Грунтові води безнапірні.

Пластові води, на відміну від ґрунтових, обмежені зверху і знизу непроникними породами і є напірними. За характером створення напору водоносні пласти поділяються на резервуари відкритого, артезіанського та закритого типу.

Жильні води містяться в тріщинах великих розмірів та значної розкритості, які перетинають водоносні горизонти. Їх продуктивність найбільша.

Як вказувалось вище, вода може залягати в продуктивних пластах разом з газом чи нафтою в одних і тих же горизонтах або окремо, утворюючи самостійні водоносні горизонти.

За розташуванням підземні води поділяються на:

1 Води, які залягають в понижених частинах продуктивного пласта і підпирають його – це контурні або крайові води.

2 В продуктивних пластах великої товщини з пологими кутами падіння вода нерідко займає низову частину продуктивного пласта, розповсюджуючись у його підошві – це підошовна вода.

3 Проміжні води – це води, які пов’язані з водоносними прошарками в самому нафтоносному пласті, що являє собою єдиний об’єкт експлуатації.

6.3 Основні  властивості пластових вод та параметри, що їх характеризують

Густина пластової води визначається відношенням маси до одиниці об’єму води, кг/м3. Вона зростає із збільшенням у воді концентрації солей. Оскільки концентрація солей у воді може досягати 642,8 кг/м3, то їх густина може збільшуватись до 1450 кг/м3.

Теплове розширення води характеризується коефіцієнтом теплового розширення:

E = ∆V / (V·∆ Т),

(6.1)

де ∆V – зміна об’єму води при зміні температури ∆ Т;

V – об’єм води при нормальних умовах.

З формули випливає, що коефіцієнт теплового розширення Е води характеризує зміну одиниці об’єму води під час зміни її температури на 1оС.

За експериментальними даними його величина коливається в межах (18-90)·10-51/град, зростаючи із збільшенням температури і зменшуючись з ростом тиску.

Пружність пластової води характеризується коефіцієнтом   βв = ∆V / V·∆ Р, який характеризує зміну одиниці об’єму води при зміні тиску на одиницю.

В пластових умовах його величина змінюється в межах (2,7-5,0)·10-10 Па-1, а за умови наявності розчиненого у воді газу збільшується.

Об’ємний коефіцієнт пластової води – це відношення питомого об’єму води в пластових умовах до її питомого об’єму при стандартних умовах:   bв = Vпл/Vо.

Зростання пластового тиску сприяє зменшенню об’ємного коефіцієнта, а ріст температури супроводжується його підвищенням. Але, з іншого боку, зростання пластового тиску призводить до збільшення розчинності газу в пластовій воді, а це викликає збільшення питомого об’єму води, а разом з тим і об’ємного коефіцієнта.

Розчинність33) визначається кількістю (об’ємом) газу, що розчиняється в 1 м3 води при 20оС та тиску 0,1013 МПа.

У прісній воді, наприклад, під тиском 35 МПа і температурі 127оС розчиняється 3,56 м3 газу в 1 м3 води. З ростом мінералізації води розчинність газу в ній зменшується.

В’язкість води в пластових умовах залежить переважно від температури, природи і концентрації розчинених в ній солей. Вплив тиску на в’язкість води незначний. В зоні низьких температур (5-10оС) в’язкість слабомінералізованих вод зменшується при підвищенні тиску.

Найбільш в’язкими є хлоркальцієві води, в’язкість яких при однакових умовах перевищує в’язкість чистої води в 1,5-2,0 рази. Оскільки у воді гази розчиняються в незначній кількості, то її в’язкість від насичення газом зменшується в незначній мірі.

Важливою фізичною властивістю води є її електричний опір. Результати його замірів при проведенні геофізичних досліджень свердловин використовуються для виділення водоносних пластів, виділення та кореляції нафтоносних пластів, відбивання водо-нафтового контакту, визначення величини пористості та нафтонасичення пластів. Опір прісної води незначний (практично нульовий). Електричний опір водоносних пластів залежить, передусім, від мінералізації води, хімічного складу солей, що розчинені в ній, та температури.

У підземних водах в переважній більшості розчинені різні солі, основними з яких є карбонат кальцію (СаСО3), сульфат кальцію (гіпс СаSО4·2Н2О та ангідрит СаSО4), сульфат барію (ВаSО4). У незначній кількості в них можуть бути присутні сульфат стронцію (SrSO4), карбонат стронцію (SrСО3), карбонат барію (ВаСО3), карбонат магнію (МgСО3), хлорид натрію (NаСl ), сульфат радію (RаS). Зустрічаються і механічні домішки та продукти корозії (окисли заліза Fе2О3, сульфід заліза FеS2 та ін.). У привибійній зоні  свердловин (особливо нагнітальних) трапляються продукти життє-діяльності бактерій. У більшості випадків відкладаються солі основних компонентів, але не в чистому вигляді, а переважно з домішками інших солей, включеннями нафти, силікатів, парафінів та продуктів корозії.

Більшість відкладів солей мають кристалічну структуру. Процес їх формування представляє собою масову кристалізацію у складних гідродинамічних умовах в широкому інтервалі температур і перенасичення розчинів солями в присутності значної кількості домішок.

Процес солевідкладення складається з таких етапів: перенасичення розчину солями, утворення зародків, ріст кристалів, перекристалізація. Ці етапи можуть протікати почергово один за одним або одночасно.

Оскільки в пластових водах розчинені переважно неорганічні солі в різних кількостях, то вони можуть випадати в осад з різних причин. Вони можуть відкладатись як безпосередньо в пласті, так і в промисловому обладнанні та трубопроводах.

Перенасичення розчину солями відносно якого-небудь компонента пов’язане зі збільшенням концентрації останнього вище рівноважної. Умовою виникнення такого процесу в нафтових і газових родовищах є наявність мінералізованої води, що видобувається разом з нафтою, та води, що нагнітається в пласт, і інших причин, що викликають перенасичення водних сумішей, і, як наслідок, утворення та випадання нерозчинного осаду. Це явище називається несумісністю вод, що вводяться в пласт, з водами, які вже наявні в пласті.

Несумісність пластових вод з водами, що нагнітаються в продуктивні пласти – одна з основних причин соле-відкладення на більшості нафтових родовищ.

Несумісність вод може проявлятись і під час застосування теплових методів підвищення нафтовилучення, коли в умовах високих тисків та температур можливе розчинення води в нафті, і тим самим відбувається порушення термодинамічних умов в пласті та виникнення несумісності.

Випадання солей відбувається іноді ще до початку заводнення пластів, а саме: зміна термодинамічних умов через експлуатацію родовища на режимі розчиненого газу, а також при надходженні на вибій свердловин вод з інших горизонтів.

Контрольні запитання

1 Назвіть  та охарактеризуйте види залишкової води.

2 Назвіть методи визначення залишкової води.

3 Як поділяються води за мінералізацією?

4 Як поділяються підземні води за ознаками утворення, умовами залягання та розташуванням?

5 Назвіть основні параметри, що характеризують фізичні властивості пластових вод.

6 Що таке несумісність вод і коли вона проявляється?

       

   

7 МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНЕВІ ЯВИЩА ТА КАПІЛЯРНІ ПРОЦЕСИ

Нафтовий (газовий) пласт являє собою поклад з переважно осадових гірських порід у вигляді тіла, що приблизно однорідне за складом з величезною кількістю капілярних каналів та тріщин, поверхня яких надзвичайно велика. Тому закономірності руху флюїдів у пласті та процесів їх вилучення з пористого середовища, поряд з об’ємними властивостями флюїдів та порід (в’язкість, густина, пружність та ін.) багато в чому залежать від властивостей пограничних (поверхневих) шарів фаз, що стикаються між собою, та процесів, що відбуваються на поверхнях контакту нафти, газу і води з породою та між собою.

Більш інтенсивний прояв властивостей пограничних шарів в міру диспергування (подрібнення) породи зумовлений зростанням під час цього кількості поверхневих молекул рідини, розташованих у пограничних шарах, яка набагато більша у порівнянні з їх кількістю всередині об’єму флюїда. Тому із зростанням дисперсності системи, явища, що відбуваються в пограничному шарі, виявляють все більший вплив на рух флюїдів у нафтових колекторах. Ці явища одержали назву поверхневих або капілярно-молекулярних, оскільки взаємодія молекул відбувається у приповерхневих шарах капілярів.

Поверхневі явища та поверхневі властивості пластових систем впливають не тільки на процеси фільтрації, але і на процеси формування нафтових і газових покладів. Очевидно, що проблему збільшення нафтовилучення неможливо вирішувати без детального вивчення процесів, що відбуваються на поверхні контакту мінералів з пластовими флюїдами, та властивостей тонких шарів флюїдів, що стикаються з породою.

Фізико-хімічні властивості поверхонь розділу різних фаз та закономірності їх взаємодії характеризуються рядом показників: поверхневим (міжфазним) натягом на границі розділу фаз, явищами змочування та розтікання, роботою адгезії та когезії, теплотою змочування.

Під час стикання фаз, що не змішуються (наприклад, твердого тіла, рідини та газу або твердого тіла та двох рідин) існує взаємодія їх молекул. У результаті цього виникає поверхня розділу фаз – утворюються так звані меніски. Для їх утворення необхідна певна сила або повинна бути затрачена певна робота.

Силу, яка необхідна для утворення одиниці довжини периметра нової поверхні (виражають в Н/м), або роботу, яку необхідно затратити для утворення одиниці площі нової поверхні (виражають в Дж/м2), називають вільною поверхневою енергією або поверхневим (міжфазним) натягом. У системі СІ міжфазний (поверхневий) натяг виражається в мН/м.

Величина поверхневого натягу залежить від тиску і температури. Вона має складний характер на границі розділу нафти і води, особливо в умовах насичення нафти газом. Зростання тиску і температури діють на міжфазний натяг у протилежних напрямках. Величину поверхневого натягу рідини на границі з повітрям (парою) та на границі двох рідин визначають на сталагмометрі, причому у першому випадку використовують метод висячої краплі і прямий капіляр, а в другому – метод спливаючої краплі і загнутий капіляр і випускають краплі рідини меншої густини в рідину з більшою густиною.

Величина поверхневого натягу σt чистої рідини на границі з парою залежить від температури  і визначається за формулою:

σt = σо · (1 – γ · t),

(7.1)

де σо – величина поверхневого натягу, виміряна при 20оС;

γ – температурний коефіцієнт, 1/град;

t  - температура досліду.

Поверхневий натяг на границі двох рідин можна визначити за даними експериментальних досліджень на сталагмометрі за формулою:

σг-ПАР = k · Vг-ПАР  · (ρпар – ρг),

(7.2)

де σг-ПАР - поверхневий натяг на границі гас (нафта) – ПАР (поверхнево-активна речовина), мДж/м2;

Vг-ПАР  - об’єм краплі гасу (нафти), продавленої через капіляр сталагмометра у розчин ПАР, м3;

k – постійна капіляра приладу, мДж/м 2· кг;

ρпар і ρг – відповідно, густина ПАР і гасу (нафти), кг/м3.

Поверхневий натяг на границі твердого тіла та флюїду безпосередньо виміряти важко. Тому для дослідження процесів взаємодії твердих тіл з рідинами і газом використовують непрямі (опосередковані) методи вивчення поверхневих явищ, які протікають на контактах між ними. До таких методів відносяться: вивчення роботи адгезії, дослідження теплоти змочування, кутів вибіркового змочування, капілярного тиску та ін.

Адгезія – це зчеплення поверхонь різнорідних тіл. Адгезія вимірюється роботою, яку необхідно затратити, щоб відірвати тверде тіло від рідини в напрямку нормалі до поверхні розділу.

Адгезія визначає, яка з двох досліджуваних фаз вибірково краще змочує поверхню твердого тіла.

Робота адгезії визначається за рівнянням Допре-Юнга:

Wa = σ1,2  · (1 + cos θ),

(7.3)

де θ – крайовий кут змочування на границі поділу фаз (1-2).

Коефіцієнт розтікання S при взаємодії двох фаз визначається за формулою:

S = Wa  - 2 σр-г ,

(7.4)

де σр-г – поверхневий натяг між рідиною і газом.

Під час повного змочування рідина розтікається по твердій поверхні (кут змочування близький до нуля) і не відривається від поверхні твердого тіла, а при спробі відриву відбувається розрив власне рідини. Такі поверхні називаються гідрофільними.

Поверхні, які не змочуються водою, називаються гідрофобними або олеофільними. Для гідрофобних поверхонь характерне відривання без застосування сили, тобто при повному незмочуванні рідиною твердої поверхні робота адгезії рівна нулю.

Встановлено, що при змочуванні твердої поверхні рідиною спостерігається виділення тепла, оскільки різниця полярностей на границі тверде тіло – рідина більша, ніж на границі з повітрям. Теплота змочування характеризує ступінь дисперсності твердого тіла та природу його поверхні. Більша кількість тепла виділяється під час змочування тою рідиною, яка краще змочує тверду поверхню. Теплота змочування залежить від ступеня дисперсності твердої поверхні та природи рідини і змінюється в широких межах: від 1 до       125 кДж/кг.

Більш однозначно ступінь гідрофільності чи гідрофобності поверхні гірських порід оцінюють шляхом порівняння теплоти змочування керну водою з теплотами змочування повністю гідрофілізованої та гідрофобізованої породи. Наприклад, середня величина теплоти змочування нафтонаси-чених кернів деяких родовищ Західного Сибіру коливається в межах 6-24 кДж/кг. Відношення теплот змочування – це термічна характеристика змочування твердої поверхні.

Через вплив на властивості поверхні гірських порід значного числа факторів, вибіркове змочування їх пластовими рідинами може змінюватись в широких межах. Деякі породи повністю гідрофобізовані нафтою, а більшість досліджених колекторів газових родовищ складені гідрофільними породами.

У пластових умовах найчастіше спостерігаються невстановлені процеси, що відбуваються на поверхнях розділу фаз. Зовні це проявляється зміною кута змочування залежно від напрямку руху менісків та їх швидкості в капілярних каналах, тобто проявляється явище гістерезису змочування.

Кінетичним гістерезисом змочування називають зміну кута змочування під час переміщення на твердій поверхні трифазного периметру змочування. Встановлено, що величина гістерезису змочування залежить від напрямку руху периметра змочування, а значить від того, чи відбувається витіснення з твердої поверхні води нафтою чи нафти водою. Кут θ21, що утворюється при витісненні нафти водою, прийнято називати наступальним, а кут θ12, що утворюється при витісненні води нафтою, - відступальним, причому          θ21 12.

При вивченні поверхнево-капілярних явищ необхідно врахувати, що коли енергія зчеплення рідини з твердою поверхнею більша від енергії зчеплення молекул рідини між собою, то рідина, яку витісняють, залишає на твердій поверхні плівку, товщина якої співставима з радіусом дії молекулярних сил. Це одна з причин утворення залишкової (плівкової) нафти в пласті.

Кут змочування θ  описує ступінь змочування поверхні твердого тіла рідиною.

Приклад. Якщо помістити краплю чистої води на твердій поверхні  в повітряному середовищі, то вона повністю розтечеться по ній, тобто кут змочування практично рівний нулю. Коли помістити краплю води на твердій поверхні в середовищі ізооктану, то кут змочування буде гострий (вимірюється в сторону змочуючої фази). При розміщенні краплі на твердій поверхні в середовищі ізооктан + ізоквілін (в співвідношенні 1:1) кут змочування буде дорівнювати 90оС, тобто тверда поверхня однаково змочується обома флюїдами. Та ж крапля, поміщена в середовище ізоквіліну, утворить з твердою поверхнею тупий кут, що свідчить про краще змочування твердої поверхні ізоквіліном, ніж водою, тобто в даному випадку поверхня стає гідрофобною.

Отже, при повному змочуванні кут змочування θ дорівнює 0о, а при повному незмочуванні він рівний 180о.

Величину поверхневого натягу можна вимірювати і методом капілярного піднімання рідини в капілярі – скляній трубці малого діаметру.

Якщо рідина змочує поверхню капіляра, то вона в ньому піднімається. Вага стовпа рідини, що перевищує рівень вільної поверхні, зрівноважується силою поверхневого натягу, прикладеною до периметра змочування поверхні капіляра. Рівняння рівноваги запишеться так:

2π·r·σ·cos θ = π·r2·h·g·(ρр – ρп),

(7.5)

де σ – поверхневий натяг, Н/м;

r – радіус капіляра, м;

h – висота капілярного підйому рідини над вільною поверхнею, м;

ρр і ρп – густина рідини і пари над нею (повітря), кг/м3;

g – прискорення вільного падіння, 9,81 м/с2;

θ – кут змочування поверхні капіляра рідиною на границі зі своєю парою (повітрям). Якщо cos θ = 1, то маємо повне змочування.

Для того, щоб довести рівень рідини в капілярі до рівня вільної поверхні рідини, над рівнем рідини в капілярі необхідно створити відповідний тиск. Його величина визначається із співвідношення:

2π·r·σ·cos θ = π·r2·h·g·(ρр – ρп),

2π·r·σ·cos θ = π·r2·(Р2 – Р1),

(7.6)

де Р2 = h·g·ρр і Р1 = h·g·ρп – відповідно, тиски в рідині і в парі (повітрі).

Р2 – Р1 = Рс – капілярний тиск.

Рс = 2·σ·cos θ / r .

(7.7)

При θ = 0о

Рс = 2·σ/ r .

(7.8)

Під час руху флюїдів через поровий канал з двома звуженнями r1 і r2 необхідно подолати різницю капілярних тисків у цих звуженнях:

∆ Рс = 2·σ·cos θ (1/ r1 - 1/ r2).

(7.9)

Для капілярів нециліндричної форми Рс виражається через головні радіуси кривизни менісків R1 і R2:

Рс = σ·( 1/R1 + 1/R2).

(7.10)

Контрольні запитання

1 Які параметри характеризують молекулярно-поверхневі процеси?

2 Що таке поверхневий натяг?

3 Як називаються породи, що змочуються водою?

4 Яка величина кута змочування, якщо тверда поверхня змочується рідиною?

5 Як називаються породи, що не змочуються водою?

6 Яка величина кута змочування, якщо тверда поверхня не змочується рідиною?

7 Як залежить величина поверхневого натягу від температури?

8 Що таке адгезія?

9 Запишіть формулу для визначення роботи адгезії.

10 Який прилад служить для вимірювання поверхневого натягу?

11 Який принцип покладений в основу вимірювання величини поверхневого натягу на границі двох рідин та рідина - газ (повітря) на сталагмометрі?

12 Шо таке кінетичний гістерезис змочування?

13 Як залежить капілярний тиск від поверхневого натягу, кута змочування та радіусу капіляра (формула та пояснення)?

14 Що таке наступальний і відступальний кути?

15 Як впливають поверхнево-активні речовини на величину поверхневого натягу?

8 РЕЖИМИ РОБОТИ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ ПОКЛАДІВ

Методи розробки нафтових родовищ поділяють на традиційні (природні режими, заводнення природне та штучне, використання газу газової шапки) та підвищення нафтовилучення пластів (збільшення ступеня вилучення нафти), які називають новими методами розробки або третинними. Традиційні методи розробки у випадках застосування заводнення або нагнітання газу газової шапки прийнято називати вторинними.

Залежно від того, який вид енергії зумовлює рух (переміщення) рідини чи газу в пласті до видобувних свердловин, розрізняють такі  режими роботи покладів:

  1.  Водонапірний.
  2.  Газонапірний (газовий) або режим газової шапки.
  3.  Розчиненого газу.
  4.  Пружний (чисто пружний та пружно-водонапірний).
  5.  Гравітаційний.

Перші два режими називають режимами витіснення, силовими або напірними. Наступні три режими називають режимами виснаження пластової енергії.

Якщо одночасно проявляються енергії декількох видів, то прийнято говорити про змішані або комбіновані режими.

Режим роботи пласта визначається як природно створеними умовами розробки родовища, так і штучно створеними. Певний режим роботи покладу можна встановити, підтримувати, контролювати, а також замінювати іншим.

Умови виникнення різних режимів роботи нафтових покладів та характер їх прояву такі:

Водонапірний режим. Напір вод, що витісняють нафту, може бути природним або створеним штучно шляхом нагнітання води в спеціальні нагнітальні свердловини. Якщо під час цього темп відбору нафти чи газу весь час зростає, то може наступити момент, коли пропускна здатність водонапірної системи стане недостатньою, тобто об'єм води, що поступає в нафтовий поклад, стане меншим від кількості нафти чи газу (об'єми в пластових умовах), які видобуваються з пласта. Тоді пластовий тиск починає знижуватись (падати) , що може призвести до переходу водонапірного режиму роботи пласта в режим розчиненого газу. Якщо об'єм води, яка поступає в нафтову частину пласта, компенсує відбирання нафти з неї, то впродовж довгого часу дебіт свердловини і газовий фактор залишаються приблизно постійними. Що важливо, постійним залишається і пластовий тиск.

Головною ознакою пружно-водонапірного режиму роботи покладу є значне падіння тиску у початковий період експлуатації. В подальшому, за умови постійного відбору рідини чи газу, темп падіння тиску сповільнюється. Така «поведінка» тиску пояснюється тим, що з часом зона зниження тиску розширюється на великі площі пласта і для видобутку того ж об'єму флюїду досить падіння тиску на меншу величину. Дебіти свердловин за умови постійного тиску на вибої спочатку досить швидко зменшуються. Газовий фактор  залишається постійним доки пластовий тиск не стане меншим від тиску насичення.

Газовий режим покладу (робота газу, який розширюється) виникає за умови, що єдиним джерелом енергії в покладі є енергія стиснутого газу. Характерною особливістю чисто газового режиму є постійність відношення сумарної кількості газу, що видобутий з покладу за певний проміжок часу, до депресії тиску в покладі за той же проміжок часу. Це відношення характеризує величину об'єму порового простору газового покладу.

У покладах з газовою шапкою відбувається процес витіснення нафти газом , що розширюється в міру зниження тиску. Супроводжується він звичайно гравітаційними ефектами: нафта під дією сили ваги стікає в понижені зони пласта, а газ мігрує у верхні зони і збільшує тим самим газову шапку (якщо він виділяється з нафти).

Механізм витіснення нафти газом з пласта під час розвитку (дії) режиму розчиненого газу наступний. При зниженні тиску в пласті газ, який виділився з нафти, розширюється, рухаючись з більшою швидкістю, ніж нафта, частково проштовхує її до видобувних свердловин, а частково „тягне” за собою (діють сили тертя). Ефект цього процесу незначний і запас енергії часто виснажується швидше, ніж буде відібрана значна кількість нафти. Пластовий тиск швидко знижується, а газовий фактор, навпаки, швидко зростає, правда, досягнувши певного максимуму, знижується.

Гравітаційний розподіл нафти та газу сприяє тому, що газовий фактор у свердловинах, які значно віддалені від газової частини пласта, залишається досить низьким.

У промисловій практиці поклади нафти рідко працюють в якому-небудь одному режимі  протягом всього періоду експлуатації.

У практиці експлуатації газових родовищ також можемо мати справу з водонапірним, газовим чи змішаним режимами. Водонапірний режим газових покладів, як і режим нафтових покладів, зумовлений проявом активності крайових вод.

 

8.1 Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають

Коефіцієнт вилучення нафти (КВН) або коефіцієнт нафтовіддачі, який визначається як відношення кількості видобутої нафти до початкових її запасів у покладі, залежить від багатьох факторів:

- фізичних властивостей порід та пластових флюїдів;

- режиму роботи покладу;

- показників (системи) розробки родовища (щільності розміщення свердловин та їх взаємного розташування, темпу та порядку введення їх в експлуатацію, інтенсивності відбирання флюїду з пласта та ін.);

- характеристики агента, який витісняє нафту, та ступеня охоплення покладу цим агентом.

Отже, КВН для родовищ з однаковими режимами роботи можуть бути різними.

Найбільш високі КВН під час водонапірного режиму, оскільки нафта витісняється водою, в'язкість якої в пластових умовах може бути більшою від в'язкості нафти та в багато разів перевищувати в'язкість газу.Чим більша в'язкість агенту, який витісняє нафту, від в'язкості нафти, тим більший КВН.

При газонапірному режимі КВН дещо менший від такого ж при водонапірному режимі, оскільки нафта витісняється газом, в'язкість якого значно менша від в'язкості нафти. Окрім того, газ не змочує породу. Правда, в пластах, які залягають круто, можна, завдяки витісненню нафти газом, досягти значних КВН.

Відповідно до статистичних даних, вважають, що залежно від режимів роботи за умови сприятливості інших факторів, КВН можуть досягти:

- під час водонапірного режиму - 0,5 - 0,8 ;

- під час газонапірного режиму - 0,4 - 0,7;

- під час режиму розчиненого газу – 0,2 - 0,3;

- завдяки пружному режиму - 0,02 - 0,05;

- завдяки гравітаційному режиму - до 0,01.

Оскільки напірні режими роботи покладів характеризуються звичайно не тільки високими КВН, але і високими рівнями видобутку та порівняно невисокими термінами розробки покладів, то в промисловій (інженерній) практиці вже на ранній (початковій) стадії розробки родовища важливо визначити потенційні природні можливості режимів покладу і, на основі цього, правильно запроектувати загальну схему розробки родовища, Необхідно для цього встановити характер джерел пластової енергії, можливості використання природної енергії чи необхідність штучного поповнення цієї енергії шляхом нагнітання в поклад того чи іншого робочого агенту для створення ефективного режиму (перш за все водонапірного).

Ефективність заводнення визначається такими показниками, як :

  1.  коефіцієнт дренування (ηдр);
  2.  коефіцієнт охоплення пластів заводненням (ηох);
  3.  коефіцієнт витіснення нафти водою з пористого середовища (ηвит).

Нафтовіддача  (коефіцієнт  вилучення  нафти - КВН)  визначається як добуток цих трьох коефіцієнтів, а в кожний з цих трьох коефіцієнтів вкладається певний змістовий сенс :

ηдр - визначає долю загального нафтонасиченого об'єму, в якому забезпечена фільтрація рідин даною системою свердловин, і він виражається відношенням:

(8.1)

ηох - визначає частину (долю) зайнятого (охопленого) водою пласта в нафтонасиченій частині пласта, яка дренується. Виражається відношенням:

(8.2)

     ηвит - визначає ступінь заміщення нафти водою в пористому середовищі в зоні, яка охоплена водою.

(8.3)

де ρп.н.в - початкова насиченість водою;

ρн.зал - залишкова насиченість нафтою в зоні, яка зайнята водою.

На основі досвіду заводнення та теоретичних досліджень можна вказати на ряд факторів, що впливають на показники ефективності розробки.

1 На коефіцієнт дренування покладів впливає:

- розчленованість, монолітність (перервність), скиди пластів;

- умови залягання нафти, газу та води в пластах;

- розміщення та щільність свердловин;

- розміщення видобувних та нагнітальних свердловин відносно границь виклинювання пластів;

- система заводнення родовища;

- градієнт тиску для неньютонівських нафт;

- стан присвердловинних зон пластів, як наслідок якості розкриття пластів та змін, що наступили під час експлуатації.

Коефіцієнт дренування звичайно визначають за даними дебітометрії та витратометрії, завдяки яким встановлюється наявність чи відсутність припливу нафти з гідродинамічно ізольованих лінз та прошарків.

Визначенню цього коефіцієнта може слугувати інтерпретація геологічних карт та профілів (розрізів).

2 На коефіцієнт охоплення пластів заводненням впливає:

- макронеоднорідність пластів (шаруватість, загальна зміна властивостей);

- тип колектору (гранулярний, тріщинний, кавернозний);

- співвідношення в'язкостей нафти і води, що її витісняє.

Коефіцієнт охоплення заводненням визначається розрахунками на математичних моделях пласта процесу заводнення та за емпіричними формулами на складних фізичних моделях пласта.

3 На коефіцієнт витіснення нафти водою впливає:

- мікронеоднорідність пористого середовища (в якійсь мірі - середня проникність);

- змочуваність поверхні пор (ступінь гідрофільності чи гідрофобності);

- міжфазний натяг між нафтою та водою, що її витісняє.

Коефіцієнт витіснення в реальних умовах - це частина (доля) початкового об'єму нафти , яка витісняється з ділянок пласта, що охоплені робочим агентом (водою, розчином ПАР, розчином полімеру, парою, газом та ін.). Ця величина визначається залишковою нафтонасиченістю, під час досягнення якої фазова проникність для нафти стає рівною нулю.

Очевидно, що для ефективного застосування того чи іншого методу вилучення залишкових запасів нафти необхідно твердо знати, завдяки якому фактору і на скільки зменшилась ефективність заводнення. Очевидно, що ці методи повинні підбиратися і обґрунтовуватися з точки зору системи розробки та технології, виходячи з тих факторів, які знизили показники заводнення.

Більша (значна) частина цих факторів належить до категорії керованих. Тому на перший погляд здається, що дуже просто і доступно діяти на залишкову нафту, якщо її формування зумовлено переважно керованими факторами, до яких належать:

- розташування видобувних та нагнітальних свердловин відносно границь виклинювання;

- стан присвердловинних зон пластів;

- співвідношення в'язкостей нафти і води;

- міжфазний натяг між нафтою і водою, що її витісняє;

- змочуваність поверхні пор.

Але під час заводнення від діяльності людини залежать фактично тільки два перші керовані фактори. Решта керованих факторів вимагають фізико-хімічних чи інших методів дії на пласт.

До некерованих факторів, які впливають на ефективність заводнення, належать:

- розчленованість, перервність, тектонічні порушення;

- умови залягання пластових флюїдів;

- тип колектора (гранулярний, тріщинний, кавернозний);

- макронеоднорідність пластів (шаруватість, зональна зміна властивостей);

- мікронеоднорідність порового середовища;

- наявність газових шапок та широких водонафтових зон.

Високі значення кінцевого нафтовилучення пластів під час заводнення вказують на сприятливий збіг обставин, що впливають на окремі показники ефективності процесу.

Сприятливими факторами високого нафтовилучення є монолітність пластів, відсутність газових шапок та широких водонафтових зон, наявність високопористого піщаного колектора, мікрооднорідність та гідрофільність поверхні пористого середовища, низьке відношення в'язкостей нафти і води, що цю нафту витісняє.

За всіх своїх позитивних якостей метод заводнення не в стані забезпечити високий кінцевий ступінь вилучення нафти із зон пласта, які охоплені процесом. З метою підвищення нафтовилучення необхідно застосувати такі методи, які здатні ефективно впливати на розсіяну нафту, що залишилась в цих заводнених пластах.

Необхідно розглянути основні сили та процеси , що зумовлюють утримання та перерозподіл залишкової нафти після заводнення та можливість їх подолання на практиці.

Основні сили, які діють у пласті, що насичений двома або більше фазами, наступні: поверхневі, в’язкісні, гравітаційні та пружні.

Поверхневі та капілярні сили створюють на границі рідких фаз у пористому середовищі (на менісках) тиск від 0,01 до 0,3 МПа. Напрямок дії та величина поверхневих сил визначаються переважно змочуваністю породи одною з фаз, що її насичують, та мікронеоднорідністю пористого середовища (різними розмірами пор та порових каналів). Тому змочуваність та мікронеоднорідність пласта - це найбільш важливі характеристики , які впливають на кількість, розподіл та умови руху (пересування) залишкової нафти.

В'язкісні сили (гідродинамічний опір) пропорційні в'язкості нафти. Тому можливе утворення застійних зон. У процесах переформування насиченості пластів нафтою та водою їх вплив незначний. Але в умовах малих швидкостей фільтрації можливі відхилення від закону Дарсі, завдяки виникненню початкового градієнту зсуву, що може значно збільшувати сили опору і зумовлювати втримання нафти.

Гравітаційні сили створюють постійно діючий градієнт тиску, який чисельно дорівнює різниці густин нафти, газу і води. Його величина може складати (0,1-10) МПа/м, а його дія призводить до випливання нафти над водою чи газу перед нафтою.

Пружні сили в пластах проявляються під час зниження пластового тиску і викликають зменшення розмірів пор, зімкнення тріщин і, завдяки цьому, сприяють збільшенню залишкової нафтонасиченості.

Збільшення ступеня вилучення нафти з надр можна забезпечити використанням механізмів, які в тій чи іншій мірі переборюють сили, що утримують нафту в пласті шляхом зміни властивостей пластів, витіснення пластових флюїдів агентами, що нагнітаються в пласти.

    8.2 Визначення нафтовилучення промисловими методами

Показник ступеня використання запасів - коефіцієнт нафтовилучення. У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.

Процес витіснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характеристиками витіснення, які показують залежність нафтовіддачі від об'єму води, що прокачується через поклад.

Для визначення поточної нафтовіддачі в заводненій частині пласта необхідно знати геологічні запаси і об'єм видобутку нафти із виробленої частини покладу. Основні труднощі при цьому пов'язані з встановленням об'єму заводненої частини пласта. Звичайно, він визначається як об'єм продуктивного пласта між початковою і поточною поверхнями водонафтового контакту (ВНК). За цими даними будують карти залишкової нафтонасиченості, з допомогою яких встановлюють розподіл залишкових запасів нафти.

Під час розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, необхідно враховувати видобуток нафти з незаводненої його частини за рахунок пружних сил покладу.

Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафтонасиченостями полягає у встановленні зниження нафтонасиченості порід в заводненій частині пласта. Звичайно, він оцінюється в окремих свердловинах. Початкова нафтонасиченість визначається до заводнення пласта за даними промислово-геофізичних досліджень або за кількістю зв'язаної води в кернах, а залишкова - за даними промислово-геофізичних досліджень у спеціальних свердловинах, які пробурені між початковим і поточним контурами нафтоносності для контролю за нафтовіддачею.

В умовах режиму розчиненого газу, використовуючи метод матеріального балансу для визначення геологічних запасів нафти, можна розрахувати поточний і кінцевий коефіцієнти нафтовіддачі при мінімальній інформації, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.

8.3 Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень

Відомо, що коефіцієнт нафтовилучення переважно визначається як добуток коефіцієнтів витіснення і охоплення (за об'ємом) пласта.

Коефіцієнти охоплення пласта процесом важко піддаються вивченню в лабораторних умовах, хоча деякі досягнення тут є: в більшості випадків їх величина приймається за результатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. В той же час коефіцієнти витіснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шляхом постановки експериментів з витіснення нафти на моделях пласта.

Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливе лише в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі та натури і визначають процес. На основі умов подібності повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів під час постановки експериментів. Звичайно, тут користуються методами наближеного моделювання. Під час виконання експериментів з фільтрації флюїдів намагаються додержуватись швидкостей витіснення, що за можливих в нафтовому покладі перепадах тисків, близькі до натурних.

Підраховано, що на нафтовіддачу впливає не менше         18 різних параметрів. Комплексним параметром вважається капілярний тиск, що визначається за формулою:

(8.4)

де Рк - капілярний тиск. Па; 

σ - міжфазний натяг, Н/м;

cos θ - косинус кута змочування,

r – радіус порового каналу, м.

Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який під час витіснення нафти створює з нею міжфазний натяг, величина якого прямує до нуля, а величина кута змочування - до 90о.

Під час моделювання процесів витіснення нафти необхідно добиватись геометричної подібності порового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах необхідно створювати гірничий та пластовий тиски та пластову температуру.

Зразки породи, які використовують для побудови моделей пласта, повинні піддаватися відповідній підготовці. В інших випадках витіснення нафти проводиться на зразках породи, яка піднята із свердловини, вуглеводневими розчинами.

Апаратура, на якій проводяться експерименти, повинна дозволити максимально наблизити умови здійснення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких виконуються дослідження. Вона повинна давати можливість здійснення дослідів за різних тисків і температур, створювати моделі пласта різної довжини, здійснювати контроль за насиченістю моделі різними флюїдами, необхідну точність під час вивчення характеристик витіснення і одержання іншої необхідної інформації. Стандартна апаратура, що випускається промисловістю, не здатна забезпечити цих вимог. Тому в більшості наукових і науково-дослідних організацій намагаються виготовляти свою апаратуру для проведення досліджень з питань витіснення нафти різними агентами.

Результати лабораторного визначення коефіцієнта витіснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри моделі пласта, її пористість, проникність, об’єм нафти, води та газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом вираховують коефіцієнти витіснення нафти на різних стадіях процесу.

Однією з найбільш важливих характеристик процесу руху пластових флюїдів в породах-колекторах, поряд з коефіцієнтом витіснення, є фазові проникності. Дані про них необхідні для промислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у гідрогазодинамічних розрахунках технологіч-них показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі.

Контрольні запитання

1 Назвіть напірні режими розробки нафтових покладів.

2 Назвіть режими виснаження нафтових покладів.

3 Назвіть режими роботи газових покладів.

4 Що таке коефіцієнт нафтовилучення і як він визначається?

5 З добутку яких коефіцієнтів складається коефіцієнт нафтовилучення?

6 Назвіть ряд чинників, що впливають на коефіцієнти дренування, охоплення та витіснення.

7 При яких режимах розробки одержуємо максимальні коефіцієнти нафтовилучення?

8 При яких режимах розробки одержуємо мінімальні коефіцієнти нафтовилучення?

9 Назвіть сили, що утримують нафту в поровому просторі колектора та допомагають рухові.

9 ПРИЗНАЧЕННЯ, НАПРЯМКИ РОЗВИТКУ І КЛАСИФІКАЦІЯ МЕТОДІВ ПІДВИЩЕННЯ НАФТОВИЛУЧЕННЯ ПЛАСТІВ

Однією з основних умов раціональної розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ є найбільш повне вилучення нафти з надр. Показником ступеня використання запасів нафти є коефіцієнт нафтовилучення. Різні сторони динаміки цього процесу можна виразити кількома частинними значеннями цього коефіцієнта, найбільш важливими з яких є поточний та кінцевий коефіцієнти нафтовилучення.

Підвищення нафтовіддачі пластів або ступеня вилучення нафти з надр найбільш актуальна і гостра проблема  протягом всієї історії розвитку нафтової промисловості. Як фахівці нафтової промисловості, так і фахівці нафтової справи на кожному з етапів розвитку прагнули збільшувати нафтовіддачу пластів шляхом підвищення продуктивності свердловин, якості розкриття пластів, обробки присвердловинних зон, розміщення свердловин, штучної дії на пласти різними агентами та ін. За своїм призначенням та характером дії робочих агентів останні можна класифікувати як дію на нафту, що залишилась у пласті в макро- та мікромасштабі. У першому випадку мети досягають переважно завдяки зниженню в’язкості та збільшенню об’єму нафти, а також підвищенню в’язкості витісняючого агента. В іншому випадку досягають зниження міжфазного натягу на границі нафти і витісняючого агента, гідрофілізації колектора, підвищення фазової проникності для нафти та її зменшення для води.

Оскільки стан залишкової нафти і властивості нафти, води і газу в покладах з різними геолого-фізичними умовами різноманітні, то не може бути універсального методу підвищення нафтовилучення, який усунув би всі причини існування залишкової нафтонасиченості (розчленованість та переривчастість пластів, макронеоднорідність, високі в’язкість і міжфазний натяг на границі нафти і витісняючого агента, молекулярні сили, мікронеоднорідність).

Розвиток методів вилучення нафти з надр, як і будь-якого іншого технологічного процесу, відбувається в двох напрямках: горизонтальному і вертикальному. Рух технологічного процесу в горизонтальному напрямку відбувається за рахунок його вдосконалень, що підвищують ефективність або покращують економічні показники, але не змінюють основи механізму процесу. Розвиток технології в горизонтальному напрямку відбувається на основі аналізу досвіду досягнутих результатів протягом всього періоду застосування: від нововведення до інженерної практики, коли вже виникає необхідність переходу до якісно нової технології. Спеціальних теоретичних і пошукових досліджень для цього не вимагається. Прикладом тут може служити штучне заводнення пластів.

Та науково-технічний прогрес будь-якої галузі, в тому числі і видобування нафти, визначається рухом технології у вертикальному напрямку, який характеризується переходом технології на якісно нову ступінь, що відрізняється механізмом процесу.

Під час розробки нафтових родовищ новими методами підвищення нафтовіддачі в пластах відбуваються дуже склад-ні процеси і явища: адсорбція та десорбція хімічних реагентів, руйнування структури розчинів і складних молекул, фазові переходи, масоперенесення, дифузія, дистиляція та окислення нафти, кондуктивне і конвективне перенесення тепла, хімічні реакції та перетворення речовин, відкладання солей, інверсія змочуваності, капілярні процеси та поверхневі явища, дисоціація порід, гравітація і ряд інших, які поки що недостатньо вивчені і вимагають спеціальних фундаментальних досліджень. Ці процеси і явища визначають особливості механізму вилучення нафти та ефективність показників, що досягаються методами підвищення нафтовіддачі.

Серед методів, що характеризуються складнішими і якісно більш ефективними процесами, ніж заводнення, і дійсно представляють собою рух технології розробки нафтових родовищ у вертикальному напрямку, можна назвати витіснення нафти міцелярними розчинами, двоокисом вуглецю, парою, за допомогою внутрішньопластового горіння. В той же час, наприклад, витіснення нафти водними розчинами поверхнево-активних речовин (ПАР), полімерів, лугів і водогазовими сумішами є модифікаціями заводнення нафтових покладів, що покращують його ефективність завдяки простому підсиленню нафтовитісних властивостей води, хоча також супроводжується складними процесами адсорбції, деструкції молекул, зміною фазових проникностей та ін.

У міру зростання розуміння механізму та особливостей процесів, що відбуваються під час вилучення нафти з пластів, стали настійно шукати методи підвищення їх ефективності. Але для цього необхідно мати певне уявлення про величину і стан запасів нафти з одного боку і про комплекс сил і процесів, що діють в надрах - з іншого.

Встановлено, що у заводнених пластах утворюються різні види залишкової нафти. За даними експертних оцінок залишкова нафта тут розподіляється таким чином:

  1.   в слабопроникних прошарках на ділянках, які обійшла вода – 27 %;
  2.   в застійних зонах однорідних пластів – 19 %;
  3.   в лінзах, що не розкриті свердловинами – 16 %;
  4.   біля місцевих непроникних екранів – 8 %;
  5.   у вигляді плівок, така, що втримується капілярними силами – 30 %.

Більша частина залишкової нафти (≈70%) не охоплена процесом заводнення або не дренується внаслідок високої макронеоднорідності пластів, що розробляються, і є основним резервом збільшення нафтовилучення. Підняти повну виробітку пласта за рахунок цієї нафти можна шляхом вдосконалення існуючих систем і технологій розробки.

Друга частина залишкової нафти (≈30%) залишається в обводнених колекторах завдяки їх мікронеоднорідності, нестійкої фільтрації, дії різних фізичних і фізико-хімічних факторів і може бути піддана повторній консолідації.

Якщо між початковою нафтонасиченістю і проникністю колектора існує пряма залежність, то середні значення залишкової нафтонасиченості практично не залежать від проникності колектора і досить стійкі для окремих формацій і нафтонасичених зон. За останніми даними ці показники змінюються в границях від 19 % для пісковиків до 28 % для карбонатних колекторів.

Залишкова нафта в природних умовах в обводнених зонах пластів може перебувати одночасно в неоднаковому стані (у різноманітному вигляді). Характер її розподілу залежить від структури порового простору і фізико-хімічних властивостей фаз, що стикаються (контактують). Якщо поверхня твердої фази гідрофільна (кут змочування θ<90о ), то нафта залишається переважно у вигляді глобул, які розпорошені в поровому просторі. Вони можуть перебувати як в поодиноких великих порах, так і в порових каналах.

Якщо пористе середовище частково гідрофобне, то залишкова нафта присутня тут в порах на гідрофобних ділянках у вигляді плівки. Тут у великих порах нафта може зливатись з тою нафтою, що поступила сюди з дрібних пор.

У гідрофобних колекторах (θ>90°) початково зв’язана вода розподілена уривчасто і займає найбільші пори. Вода, що вторглася під час заводнення, змішується з залишковою, залишаючись у тих же порах. Залишкова нафта розподіляється у порах меншого розміру, а також у вигляді плівки на поверхні великих пор.

Заводнення пластів у США почалося в кінці 20-х років минулого століття на виснаженому Бредфорському родовищі, а в Росії - у післявоєнні роки в незначних масштабах також на виснаженому родовищі Широка Балка. В промисловому масштабі у вигляді законтурного заводнення з самого початку розробки воно було здійснене в 1948р. на Туймазинському нафтовому родовищі.

На Україні заводнення вперше почало здійснюватись в 1960 р. на покладі нафти в менілітових відкладах олігоцену Долинського родовища.

Популярність штучного заводнення нафтових покладів зумовлена його наступними безперечними перевагами: доступністю і відносно низькою вартістю води, відносною простотою здійснення процесу та порівняно високою ефективністю витіснення нафти водою. Проте необхідно наголосити на неповноті витіснення нафти з пустотного простору внаслідок спільного прояву неоднорідного характеру будови пористого середовища і капілярних ефектів.

Повнота витіснення нафти водою звичайно характеризується коефіцієнтом витіснення. При цьому залишкова нафта займає 35-40 % від загального об'єму заводненого пустотного простору. Другим фактором, що визначає нафтовіддачу пластів під час заводнення, є охоплення пластів заводненням. Величина (коефіцієнт) охоплення заводненням пласта залежить від співвідношення рухливості води, що нагнітається в пласт, і нафти, що витісняється. Рухливість являє собою відношення проникності для відповідної рідини до її в’язкості. Численні досліди дали можливість встановити значний ступінь залежності коефіцієнта охоплення від співвідношення рухливостей.

Вода, що використовується для заводнення нафтових пластів, повинна певним чином готуватись.

За механізмом процесів або видом використання енергії методи збільшення нафтовилучення можна об’єднати у 4 групи:

1 Фізико-гідродинамічні методи, до яких відносяться всі види заводнення (циклічне нагнітання води, зміна напрямків фільтраційних потоків, встановлення оптимальних репресій та депресій на пласти, часткове зниження пластового тиску нижче тиску насичення).

2 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення з метою поліпшення ефективності заводнення (застосування поверхнево-активних речовин (ПАР), полімерів, лугів, кислот) і збільшення нафтовилучення (міцелярні розчини (МР), двоокис вуглецю, а за сприятливих умов – газоводяна дія).

3 Газові методи збільшення нафтовилучення пластів (застосування сухого вуглеводневого, збагаченого та зрідженого газу, газу високого тиску, двоокису вуглецю та    невуглеводневих газів, їхніх сумішей, газоводяної дії). За своєю дією на нафтонасичені пласти вплив двоокису вуглецю може бути віднесений як до фізико-хімічних, так і до газових методів збільшення нафтовилучення.

4 Теплові методи збільшення нафтовилучення пластів, які поділяються на теплофізичні (витіснення нафти гарячою водою і парою) та термофізичні (витіснення нафти шляхом внутрішньопластового горіння та рідкофазним окисленням).

Кожний з перелічених методів має свою область застосування та ефективність, які залежать від геолого-фізичних властивостей колекторів і насичуючих їх рідин, стану і стадії розробки родовища, ступеня заводнення покладів, тобто величини нафтонасиченості продуктивних горизонтів.

Підвищення газоконденсатовилучення пластів проводиться такими методами:

1 Підвищення газовилучення на газовому і водонапірному режимах.

2 Збільшення конденсато- і вуглеводневилучення пластів (підвищення конденсатовилучення нагнітанням газу – сайклінг-процес, води, комбінованою дією на пласти).

3 Методи підвищення вуглеводневилучення газоконденсатних родовищ з нафтовою облямівкою.

Після першого етапу розробки нафтових родовищ основні об’єми нафти і розчиненого газу видобуті. Як відомо з практики, кінцеве нафтовилучення покладів, закінчених розробкою, рідко досягає 50 %, деколи – лише 10 %. Тому підвищення нафтовилучення пластів вироблених родовищ на декілька відсотків від досягнутої величини набуває великого економічного значення і може бути рівнозначним відкриттю нових покладів нафти. Проте додаткове вилучення нафти з виснажених розробкою родовищ пов’язане з деякими специфічними труднощами, оскільки під час зниження пластового тиску нафта дегазується, стає більш в’язкою, з’являється вільний газ, який погіршує фазову проникність для нафти, що стала менш рухомою, а незначна пластова енергія не сприяє припливу нафти до вибоїв свердловин.

Заводнення нафтових родовищ після їх виснаження на режимі розчиненого газу здійснювалось на багатьох родовищах у нафтовидобувних районах (Техас, Баку, Грозний, Краснодар, Західна Україна – Борислав, Східниця, Битків), хоча слід зауважити, що на пізніх стадіях розробки традиційне заводнення було малоефективне. Тому метод заводнення намагаються застосовувати на ранній стадії розробки нафтових родовищ. Правда, у світі близько 90 % нафти видобувалося з родовищ, які розроблялися за допомогою заводнення, і цей метод на найближчі 10-15 років буде превалюючим способом інтенсифікації розробки нафтових родовищ.

Перспективи розвитку вторинних методів пов’язані з їхнім постійним вдосконаленням. На пізніх стадіях розробки застосовуються: циклічне нагнітання води, зміна напрямків фільтраційних потоків, підвищення тиску нагнітання, облагороджування закачуваної води додаванням ПАР,  загущувачів, створення кислотних облямівок.

9.1 Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення

Фізико-гідродинамічні методи принципово можна застосовувати на всіх родовищах, що розробляються, завдяки штучній дії на пласти. Незалежно від того, який робочий агент (вода, газ, пара, повітря, розчини тощо) застосовувати для витіснення нафти з пластів, нагнітати його на будь-якій стадії розробки доцільно циклічно або зі зміною напрямків фільтраційних потоків у покладах. Це пов’язано з тим, що практично всі продуктивні пласти тією чи іншою мірою неоднорідні, а тому стабільна дія на них не забезпечує повного охоплення продуктивної товщі витісненням і навіть дренуванням.

Промисловий досвід показує, що ефективність фізико-гідродинамічних методів, які застосовувалися на початковій стадії розробки для підвищення нафтовилучення пластів, може досягати 5-6 % і більше, тоді як на пізній стадії вона складає біля 1-1,5 %.

9.1.1 Методи збільшення нафтовилучення, пов'язані з системою розробки нафтового покладу

Вплив щільності сітки свердловин на нафтовилучення пластів залежить від величини коефіцієнта розчленування (піскуватості). В монолітних пластах вплив щільності сітки свердловин на нафтовилучення вважається несуттєвим, а в розчленованих пластах - значним.

Темп розробки під час заводнення слабо, але позитивно впливає на нафтовилучення. У ряді випадків в окремих покладах нафти така залежність простежується більш виразно.

Щільність сітки свердловин на ранніх стадіях розробки в середньому справляє порівняно невеликий вплив на коефіцієнт поточного нафтовилучення. Відносний вплив щільності сітки свердловин зростає на більш пізніх стадіях розробки.

Співвідношення числа нагнітальних і видобувних свердловин не справляє значного впливу на кінцеве нафтовилучення та збільшення цього співвідношення прискорює темпи видобутку нафти, поточне нафтовилучення на ранніх стадіях розробки, в переривчастих пластах також і кінцеве нафтовилучення.

Блокові системи заводнення, у порівнянні з законтурними, збільшують нафтовилучення пластів несуттєво (2,0-2,5%), але темпи розробки підвищують у 1,5-2 рази.

9.1.2 Циклічна дія на пласт під час заводнення

У неоднорідних пластах вода, що нагнітається, проривається до видобувних свердловин через високопроникні прошарки і зони, залишаючи невитісненою нафту в слабопроникних прошарках, ділянках, зонах. Це явище може мати місце і в однорідних пластах за підвищеної в'язкості нафти, завдяки нестійкості фронту витіснення. Це призводить до утворення за фронтом заводнення ділянок безсистемного чергування заводнених високопроникних і менш проникних нафтонасичених прошарків.

Додаткове охоплення заводненням не залучених до розробки нафтонасичених зон і ділянок може сприяти збільшенню нафтовіддачі пластів під час звичайного заводнення. Одним з ефективних шляхів досягнення цієї мети можуть послужити запропоновані в 50-х роках минулого століття циклічне або, як його іще називають, імпульсне нестаціонарне заводнення прошарково неоднорідних продуктивних пластів і, як супутній йому, спосіб зміни напрямків фільтраційних потоків рідини.

Суть методу циклічної дії полягає в тому, що в пластах, які є неоднорідними за проникністю прошарків, зон, ділянок і, відповідно, нерівномірним нафтонасиченням (обводненням), штучно створюється нестаціонарний тиск. Він досягається зміною об'ємів нагнітання води у свердловини або відбору рідини із свердловини у певному порядку шляхом їх періодичного підвищення і зниження.

У результаті такої нестаціонарної дії на пласти в них періодично підвищується і знижується тиск. Верстви, зони і ділянки малої проникності, що насичені нафтою, розміщуються в покладах безсистемно, а швидкість зміни (розповсюдження) тиску в них значно нижча, ніж у високопроникних водонасичених прошарках, зонах, ділянках. Тому між нафтонасиченими і водонасиченими зонами виникають відмінні за знаком перепади тиску.

Під їх дією відбувається перерозподіл рідин у нерівномірно насиченому пласті, який спрямований на вирівнювання насичення і усунення капілярної нерівноваги на контакті нафтонасичених і заводнених зон, верств, ділянок.

Виникнення відмінних за знаком перепадів тисків між зонами (верствами) різного насичення сприяє прискоренню капілярного протитічного просякнення водою нафтонасичених зон (верств) - вторгненню води із заводнених зон у нафтонасичені через дрібні перові канали і перетоку нафти з нафтонасичених зон у заводнені через великі порові канали.

Вважається, що чим швидше почато циклічне заводнення, тим більше можна видобути нафти додатково, тобто ефективність нестаціонарної циклічної дії на пласти, завдяки зміні тиску нагнітання води, зростає майже пропорційно до збільшення амплітуди коливання витрат води і знижується із зростанням часу початку його впровадження. Вважається також, що цей метод дозволить підвищити нафтовилучення на одиниці процентів (5 - 6 % на початковій стадії розробки, до   1 - 1,5 % на кінці стадії). Метод є найбільш ефективним в потужних шарувато-неоднорідних пластах з надійним гідродинамічним зв'язком між прошарками, а також у тріщинувато-пористих колекторах, що насичені малов'язкою нафтою з високим вмістом газу. Сприятливий фактор - гідрофільність колекторів.

9.1.3 Зміна напрямків фільтраційних потоків

Оскільки всі викладки, що стосуються циклічної дії на пласти, справедливі і для зміни напрямків фільтраційних потоків, як поодинокого її випадку, і ґрунтуються на тому ж механізмі процесу, то вони викладені вище і ми на них зупинятись не будемо. Можна тільки додати, що зміна напрямку фільтраційних потоків між свердловинами (в плані) підсилює процес циклічної дії в напрямку збільшення охоплення пластів заводненням.

     9.1.4 Встановлення оптимальних величин репресії і депресії на пласт

Експериментальні дослідження, які кількісно встановлювали наявність оптимальної швидкості витіснення нафти водою, були виконані лише в 1964 р. Ці дослідження дозволили перейти від швидкості витіснення до встановлення залежності між нафтовилученням і градієнтом тиску, що її забезпечував. В свою чергу, градієнт тиску залежить від величини репресії чи депресії або від них обох. Цими та іншими дослідженнями було також показано, що для досягнення максимальної нафтовіддачі у безводний період необхідно встановити менші градієнти тиску на поклад, а у водний період - більш високі. Вважається, що більш високі перепади тиску між нагнітальними і видобувними свердловинами сприяють підключенню в розробку слабопроникних пластів. Існує також думка, що збільшення градієнтів тиску сприяє в основному збільшенню темпів вироблення нафтових покладів у безводний період розробки і незначно впливає на нафтовіддачу у водний період.

9.1.5 Часткове зниження тиску нижче тиску насичення нафти

Часткове зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти позитивно впливає на показники розробки і нафтовіддачу покладу. Часткове розгазування нафти в пласті сприяє зменшенню водонафтового фактору, частковому зниженню продуктивності високопроникних пластів за рахунок зменшення фазової проникності для води. Ефект вільного газу в пористому середовищі при заводненні виражається в фазових проникностях. Одночасно значну роль у підвищенні нафтовіддачі відіграє ефект заміщення, дія якого полягає в тому, що під час часткового розгазування (зниження пластового тиску нижче тиску насичення) в порових каналах (переважно глухих) з нафти виділяється газ, витісняє її в канали, через які відбувається фільтрація нафти і води. Створення таким способом у пласті режиму витіснення газованої нафти водою сприяє кращому витісненню нафти з низькопроникних пластів.

Питання в тому, на яку величину можна в пласті знижувати тиск нижче тиску насичення. Ця величина переважно залежить від властивостей нафти і їх зміни в міру зниження цього тиску (звичайно від 10 до 30%). Вона з великими труднощами піддається аналітичному визначенню і тому, головним чином, визначається експериментально.

Завдяки частковому зниженню тиску нафтовилучення можна збільшити від 2 - 3 % до 8 - 10 %.

Надмірне ж зниження тиску нижче тиску насичення призводить до зниження нафтовилучення, головним чином, завдяки збільшенню під час цього в'язкості нафти і зменшенню фазової проникності для нафти в умовах, коли газова фаза, що при цьому утворюється, стає рухомою.

9.2 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення пластів

Фізико-хімічні методи збільшення нафтовилучення пластів рекомендується здійснювати на родовищах, де в’язкість нафти не перевищує 15-25 мПа·с, тобто там, де можна застосовувати звичайне заводнення. Використання хімічних реагентів (ПАР, полімерів,кислот) на самому початку розробки таких родовищ може підвищити нафтовилучення на 5-17 % порівняно зі звичайним заводненням, тоді як застосування їх на пізній стадії,коли пласти охоплені заводненням на 30-40 %, дасть змогу підвищити нафтовилучення на 3-4 %, а при більшому ступені заводнення пластів їхнє застосування взагалі економічно недоцільне. Це пояснюється тим, що у дуже заводнених пластах хімічні реагенти нездатні селективно діяти на нафту, адсорбуються переважно на породі заводненої частини пласта і не виконують корисної роботи під час витіснення нафти.

Нафтонасиченість і характер розподілу нафти в зонах пласта, що не охоплені заводненням, та в промитих водою зонах суттєво відмінні.

У зонах, які обійшла вода, початкові насиченості та розподіл нафти і води незмінні. Нафта є неперервною фазою, яка за умови проникання в цю зону витісного агента (води, газу) стає рухомою. У зонах, що промиті водою, нафтонасиченість низька і залишкова нафта за градієнтів тиску, що існують в пластових умовах, є нерухомою.

Гідродинамічні розрахунки, як і результати експериментальних досліджень, показують, що для приведення залишкової нафти в рухомий стан за пластових градієнтів тиску необхідне зниження капілярних сил на кілька порядків. Так, коли міжфазний натяг на границі розділу нафти і води в більшості випадків складає  20-25 Н/м і більше, то для приведення залишкової нафти в рухомий стан при градієнтах тиску в гранулярних пористих середовищах проникністю 0,510-12  м2 необхідно зниження цієї величини до                     0,001-0,005 Н/м.

Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення, в залежності від того, на нафту в якому стані вони діють, можуть бути поділені на дві групи:

- методи підвищення ефективності (покращення) заводнення;

- методи вилучення залишкової нафти з пластів, що промиті водою, або методи підвищення нафтовилучення.

Перша група методів базується переважно на зміні співвідношення рухливостей нафти і води, в результаті чого збільшується коефіцієнт охоплення пласта заводненням. За таких умов коефіцієнт нафтовитіснення підвищується незначно. Застосування цих методів повинно давати найбільший ефект на ранній стадії розробки родовищ, а також на родовищах, де за високого обводнення спостерігається низька нафтовіддача.

Методи вилучення залишкової нафти застосовуються з метою значного підвищення коефіцієнта нафтовитіснення в зонах пласта, що охоплені дією води. Необхідною умовою їх застосування є значне зниження міжфазного натягу між нафтою і агентом, що її витісняє. Застосування цих методів є доцільним і на пізній стадії розробки.

         

9.2.1 Методи для покращення заводнення

Ця група методів базується на нагнітанні у продуктивні пласти витісняючого агента водних розчинів хімічних речовин концентрацією 0,001-0,4  %. Переважно у пласті створюють облямівки розчинів в об’ємі 10-50 % від об’єму порового простору покладу, що піддається обробці. Після цього створену облямівку переміщують у пласті нагнітанням технічної води.

Ці методи можуть застосовуватись при такій самій щільності сітки свердловин, що і під час звичайного заводнення. Вони сприяють істотному розширенню діапазону значень в’язкості пластової нафти до 50-60 мПа·с, коли стає можливим застосування таких методів дії на пласт, в яких велику роль відіграє заводнення.

Застосування цих методів на початкових стадіях розробки дає змогу очікувати підвищення коефіцієнтів вилучення нафти порівняно зі звичайним заводненням на 3-10 %.

На сьогоднішній день сюди відносять методи, що призводять до зниження рухливості води в зоні її просування, а також методи, що пов'язані зі зміною змочуваності в системі порода-нафта-вода і ведуть до інтенсифікації процесу капілярного просочування. Серед них можна назвати:

  1.  заводнення розчинами поверхнево-активних речовин (ПАР);
  2.  полімерне заводнення;
  3.  лужне і кислотне заводнення.

Іноді сюди відносять використання пін, емульсій і газоводяних сумішей, хоча останній метод за сприятливих умов можна вважати методом підвищення нафтовіддачі.

9.2.1.1 Застосування поверхнево-активних речовин

Метод базується на здатності поверхнево-активних речовин (ПАР) під час розчинення їх у воді знижувати міжфазний натяг на границі розділу нафта-вода, змінювати змочуваність в системі нафта-вода-поверхня породи і властивості адсорбційних шарів, що утворюються на границі розділу вода-нафта і нафта-поверхня породи. При цьому використовують розведені розчини неіоногенних ПАР і, зокрема, розчин оксіетильованих алкілфенолів, жирних кислот або спиртів, продуктів конденсації окислу етилену і окислу пропілену.

Міжфазний натяг на границі розділу нафти і водних розчинів ПАР цього типу за концентрації їх у розчинах 0,05-0,5 % знижується від 25-45 до 4-7 мН/м.

Однією з важливих властивостей ПАР, що визначають їх малу ефективність під час витіснення нафти, є їхня здатність адсорбуватися на границях розділу фаз. Внаслідок цього відбувається відставання фронту розчину ПАР з робочою концентрацією від фронту витіснення, так що розчин ПАР діє фактично на нерухому залишкову нафту. Пам'ятаючи про те, що за вказаного вище (або навіть більшого) міжфазного натягу, розчин ПАР не в змозі перевести залишкову нафту в рухомий стан, не варто очікувати суттєвого впливу розчинів цих ПАР на коефіцієнт витіснення нафти в однорідному пласті. Проте в неоднорідному колекторі, в якому можуть виявитись цілики нафти, які обминула вода, зниження міжфазного натягу може сприяти витісненню з них нафти.

Досліди, які виконані на реальних кернах зі зв'язаною водою, для розчинів ПАР з концентрацією 0,05-0,1 % за початкової нафтонасиченості пластів можуть додатково витісняти до 5-7 % нафти. Витіснення нафти розчинами ПАР такої ж концентрації з пластів, в яких вже відбувалось нагнітання води, знижує ефективність їх застосування. З повністю промитих водою моделей пласта вдавалось витіснити до 2 % нафти.

Негативний вплив на ефективність витіснення нафти розчинами ПАР справляють високі температури і підвищений вміст солей лужноземельних елементів. Необхідно зауважити, що результати дослідно-промислових робіт у різних геологічних умовах показують, що додавання ПАР у чистому вигляді не зовсім ефективний спосіб через те, що приріст нафтовилучення виявився меншим від очікуваного. Тому в даний час набувають популярності методи, що базуються на застосуванні композицій самих ПАР та з іншими хімічними реагентами.

9.2.1.2 Застосування полімерів

Метод базується на здатності високомолекулярних хімічних реагентів-полімерів під час розчинення їх у воді навіть у малих концентраціях суттєво підвищувати їх в’язкість, зменшувати їх рухливість і, завдяки цьому, підвищувати охоплення пластів заводненням. За концентрації їх в розчині 0,01-0,1 % в’язкість останнього збільшується до              3-4 мПа·с. Це призводить до значного зменшення співвідношення в'язкості нафти і води в пласті, придушення умов прориву води, що підвищує стійкість розділу між водою і нафтою (фронту витіснення), сприяє поліпшенню витісняючих властивостей води і повнішому залученню всього об’єму покладу до розробки. У процесі фільтрації полімерних розчинів через пористе середовище їх в’язкість може збільшуватись на порядок і більше (дилатантні рідини). Тому полімерні розчини найбільш придатні в неоднорідних пластах, а також за підвищеної в'язкості нафти з метою збільшення охоплення їх заводненням.

Окрім цього, полімерні розчини можуть вступати у взаємодію із скелетом породи і цементуючою речовиною, що викликає активну адсорбцію молекул полімерів, які перекривають канали або погіршують фільтрацію в них вод. Отже, ці два фактори призводять до зменшення динамічної неоднорідності потоків  рідини, і, як наслідок, збільшення охоплення пластів заводненням.

Відомо, що полімерним розчинам притаманні в’язкопластичні (неньютонівські) властивості, внаслідок чого їх фільтрація можлива тільки після подолання початкового градієнту зсуву і може покращуватись в залежності від швидкості фільтрації та молекулярної маси полімера.

Метод рекомендується для неоднорідних пластів з підвищеною в’язкістю пластової нафти (10-50 мПа·с). Враховуючи можливість зниження приймальності нагнітальних свердловин через підвищену в’язкість розчину і, відповідно, зниження темпів розробки покладів, метод доцільно застосовувати в умовах покладів з високими фільтраційно-ємнісними властивостями з проникністю порід-колекторів понад 0,1 мкм2.

Під час фільтрації розчинів полімерів в обводненому пористому середовищі порід відбувається адсорбція полімеру на стінках порових каналів, тому найбільш ефективно метод може бути застосований у покладах з низьким водонасиченням пласта і глинистістю колекторів не більше 8-10 %. Через втрату полімерами здатності загущувати воду при високій температурі метод доцільно застосовувати тоді, коли пластова температура не перевищує 80оС.

Велика кількість проектів впроваджується на родовищах багатьох зарубіжних країн. Вважають, що додаткове нафтовилучення не буде перевищувати 7-8 %, а питомий додатковий видобуток нафти під час полімерного заводнення буде складати 200-300 т/т полімера.

У даний час розроблено композиції полімерів з іншими хімреагентами, які дають можливість використати їх на пізніх стадіях розробки родовищ.

9.2.1.3 Застосування лугів, кислот, пін, емульсій

Під терміном „лужне заводнення” розуміють нагнітання в пласт реагентів, розчини яких мають лужну реакцію. Концентрація розчинів, що під час цього використовуються, складає переважно 0,05-5 % та в деяких випадках може досягати 25-30 %. Найбільш сильну лужну реакцію мають розчини їдкого натрію і силікати натрію. Якраз ці продукти і рекомендуються як основні реагенти для підвищення нафтовилучення пластів. Вони обидва активно взаємодіють з кислотними компонентами нафт, іонами жорсткості, що їх містять у собі води (пластова і яка нагнітається), породою колектора. Дослідження останніх років проте віддають перевагу силікату натрію і його суміші з їдким натрієм.

Застосування методу лужної дії ґрунтується на взаємодії лугу з рідинами (пластовими і тими, що нагнітаються) та породою пласта, в результаті якої відбувається зміна поверхневих характеристик системи „нафта-вода-порода”, а, отже, і умов витіснення нафти водою. Основними факторами, що визначають підвищення нафтовіддачі, є зниження міжфазного натягу, емульгування нафти і зміна змочуваності породи. Але все це відбувається завдяки реакції нейтралізації кислотних компонентів нафти з утворенням солей лужних металів, що є поверхнево-активними речовинами (ПАР). Утворення ПАР супроводжується адсорбційно-десорбційними процесами і масопереносом продуктів взаємодії з нафтової фази у водну.

Зниження міжфазного натягу відбувається у вузькому інтервалі концентрацій лугу, який є характерним для кожної нафти.

Найкращі результати дає застосування лужного заводнення на родовищах з високоактивними нафтами (вміст органічних кислот перевищує 2,5 мг КОН/г) та у гідрофобних малоглинистих колекторах.

Метод застосування сірчаної кислоти полягає в нагнітанні у пласт невеликих (≈ 0,15 % порового об’єму) облямівок кислоти у концентрованому вигляді, що проштовхуються через поровий простір пласта звичайною водою. Для цього застосовують технічну кислоту з концентрацією до 96 %.

Кислота вступає в реакцію з пластовою нафтою. При цьому відбувається сульфування ароматичних сполук, які вміщує нафта, і утворення поверхнево-активних сульфокислот, що є розчинними у воді. Розчиняючись у воді, що нагнітається в пласт після сірчаної кислоти, вони зумовлюють зниження міжфазного натягу на границі нафта-вода всього до 3-4 мН/м. А за такого зниження міжфазного натягу не варто очікувати суттєвого зниження залишкової нафтонасиченості.

Паралельно з утворенням сульфокислот тут відбувається утворення кислотного гудрону (в’язкої смолистої маси), який впливає на водопроникність (рухливість води). Цей процес повинен покращити ступінь охоплення пласта заводненням.

Використання під час заводнення пін та емульсій знижує рухливість води, яка витісняє нафту, внаслідок чого змінюється напрямок її потоку. Основний результат нагнітання піни в промите водою пористе середовище полягає у суттєвому зменшенні водопроникності. Тільки в разі використання суміші ПАР, що знижують міжфазний натяг на границі нафта-вода до дуже низьких значень, нагнітання піни в пористе середовище може призвести до збільшення залишкової нафти.

Підвищення нафтовіддачі, завдяки застосуванню емульсій нафти в розчині лугу чи розведеному розчині ПАР, ґрунтується також на досягненні рівномірності просування фронту витіснення шляхом створення підвищеного опору в зонах, де вода, що нагнітається, має найбільшу рухливість.

9.2.2 Методи підвищення нафтовилучення

Після заводнення нафтових родовищ за звичайною технологією або з її покращенням у надрах залишаються невилученими до 30-70 % початкових запасів нафти. Залишкову нафту здатні витіснити лише ті робочі агенти, які змішуються з нафтою та водою, або мають дуже низький міжфазний натяг на контакті. Такі умови виникають під час витіснення нафти міцелярними розчинами та двоокисом вуглецю. Ці методи відносяться до найбільш високопотенційних і перспективних, які здатні значно знижувати залишкову нафтонасиченість.

9.2.2.1 Застосування міцелярних розчинів

Залишкова нафта у заводнених пластах утримується в нерухомому стані поверхнево-молекулярними, капілярними силами в масштабі окремих пор і малопроникних включень, а також в’язкісними  силами в масштабі слабопроникних різновидів і верств пласта. Змусити рухатись залишкову нафту у заводнених пластах можна, тільки повністю позбувшись дії капілярних сил або знизивши їх настільки, щоб вони стали меншими від гідродинамічних сил, що створюються перепадом тиску, і вирівнявши рухливість в різних верствах.

Міцелярно-полімерне заводнення якраз і спрямоване на усунення капілярних сил у заводнених пластах та витіснення залишкової нафти.

Міцелярні розчини (МР) становлять колоїдні системи з вуглеводневої рідини і води, які стабілізовані сумішшю ПАР. Ці колоїдні системи високодисперсні, оптично майже прозорі. До складу міцелярних розчинів входять основні ПАР (частіше всього нафтові сульфонати), допоміжні ПАР (аліфатичні спирти), вуглеводнева рідина і водна фаза. Приготований таким чином розчин – це мікроемульсія, яка складається з агрегатів (міцел) молекул, всередині яких молекули нафти і води можуть взаємно розчинятися (явище солюбілізації).

Як витісняючий агент у пласт нагнітають міцелярний розчин об’ємом близько 10 % порового простору покладу, вузьку облямівку якого просувають ширшою облямівкою буферної рідини – розчину полімеру, а останню – технічною водою.

Завдяки низькому міжфазному натягу між міцелярним розчином і пластовими рідинами, усувається дія капілярних сил і розчин витісняє нафту та воду. Перед фронтом витіснення міцелярним розчином окремі глобули нафти зливаються в нерозривну фазу, накопичується вал нафти (зона підвищеної нафтонасиченості), а за ним – зона підвищеної водонасиченості. Для проштовхування цих зон через поровий простір після міцелярного розчину нагнітають полімерний розчин, а після цього воду. Звідси і назва – міцелярно-полімерне заводнення (МПЗ)

У результаті в пласті отримуємо:

- зону початкової (вихідної) нафтонасиченості;

- нафтовий вал;

- облямівку міцелярного розчину;

- облямівку полімерного розчину (буферна облямівка, буфер рухливості);

- зону технічної води.

Під час здійснення процесу спочатку з пористого середовища вилучається тільки вода, а за нею видобувається рідина, доля нафти в якій може сягати 25-60%, а часом і більше. Після нафтового валу обводненість продукції різко зростає.

Так виглядає процес в однорідному середовищі. В неоднорідних пластах механізм витіснення залишкової нафти міцелярним розчином більш складний.

Залишкова нафтонасиченість пласта технологічно не обмежує застосування методу, але економічно доцільно, щоб вона була понад 25-30 % у зв’язку з високою вартістю робіт для створення облямівки.

Рекомендована в’язкість пластової нафти 3-20 мПа·с, оскільки за більш високої потрібна така сама в’язкість розчину і буферної рідини, що спричиняє технологічні труднощі під час нагнітання робочих агентів. Бажано, щоб середня проникність пластів була понад 0,1 мкм2.

Складність практичного застосування міцелярних розчинів для вилучення нафти з заводнених пластів полягає в доборі для кожного пласта чи ділянки рецептів стійких  міцелярних розчинів, які нечутливі до солей лужно-земельних елементів, і забезпеченні бажаних механізму та ефективності витіснення залишкової нафти. Температура пластів не повинна перевищувати 80оС.

У залежності від величини облямівки міцелярного розчину і концентрації в ній відповідних ПАР можна добитись практично повного витіснення нафти з однорідного пласта. Високої ефективності витіснення нафти досягають також застосуванням поверхнево-активних сполук, що вміщують полімери, тобто так званих ПАПС-ів (поверхнево-активні полімерні системи).

9.2.2.2 Застосування двоокису вуглецю

З метою ефективного витіснення нафти використовується двоокис вуглецю (СО2), димові гази, азот.

Ефективність витіснення нафти СО2 визначається багатьма факторами;

  1.  об'ємним розширенням нафти під час розчинення в ній СО2;
  2.  зниженням в'язкості нафти та збільшенням в'язкості газу;
  3.  підвищення ефективності витіснення під час часткового змішування нафти з СО2;
  4.  змішуваним витісненням нафти вуглеводневими компонентами.

Використання двоокису вуглецю ґрунтується на його розчинності в пластових флюїдах, в тому числі на розчиненні в ньому деяких компонентів нафти. Збільшення при цьому об’єму нафти (у 1,5-1,7 рази) та зменшення її в’язкості сприяє підвищенню її рухливості і покращенню умов її витіснення. Вирівнювання густини нафти і води зменшує інтенсивність їх гравітаційного поділу і сприяє більш рівномірному просуванню фронту витіснення. СО2 не адсорбується на стінках породи, тому метод може успішно застосовуватися на пізних стадіях розробки покладів зі звичайним заводненням з нафтонасиченістю понад 35-40 %, а нафтовилучення при цьому може збільшитись на 5-10 %. Великий ефект досягається при в’язкості нафти 10-15 мПа·с. З її підвищенням змішуваність СО2 з нафтою погіршується. Із зростанням тиску змішуваність поліпшується, тому необхідно вибирати об’єкти з пластовим тиском понад 10 МПа.

На відміну від процесів витіснення нафти вуглеводневими газами, концентрація проміжних компонентів у нафті не впливає на ефективність витіснення під час використання СО2. Тут визначальним фактором є вміст у нафті вуглеводнів від С5 до С30, які під тиском, що є нижчим від тиску змішування, екстрагуються вуглекислим газом, а потім конденсуються в районі фронту витіснення. Як наслідок, утворюється перехідна зона, але процес витіснення відбувається в умовах обмеженої розчинності.

За тиск змішування (взаємної розчинності) приймається величина тиску витіснення нафти двоокисом вуглецю, під час якого нафтовилучення на момент прориву витісного агента складає не менше 80-85 %, а загальне - більше 94 % (95-98 %).

Промислові та лабораторні роботи, що виконані в останні роки, свідчать про те, що СО2 є одним з найбільш перспективних агентів для витіснення нафти. Ряд американських вчених прийшли до висновку, що в карбонатних колекторах застосування СО2 є більш ефективним, ніж застосування міцелярних розчинів.

Метод витіснення нафти двоокисом вуглецю може здійснюватись у трьох модифікаціях:

  1.  у вигляді нагнітання в пласт карбонізованої води (в 1 м3 води при звичайній температурі та незначному тиску розчиняється до 20 м3 СО2);
  2.  у вигляді нагнітання в пласт газоподібного СО2;
  3.  у вигляді нагнітання в пласт рідкої вуглекислоти (Н2СО3).

Одночасно необхідно мати на увазі, що за t > 31°С за різних тисків СО2 завжди буде перебувати у газоподібному стані. Якщо температура нижча від 31°С, то, залежно від тиску, двоокис вуглецю може перебувати в рідкому або газоподібному стані.

На думку фахівців США та Угорщини, де цей метод найбільш широко випробуваний, найкраще нагнітати в пласт СО2 у газовому стані. У такому вигляді СО2 найбільш безпечний в роботі, метод значно дешевший від такого в інших модифікаціях, завдяки відсутності необхідності видалення супутніх компонентів, менша корозія обладнання.

З точки зору технології нагнітання СО2 в пласт з метою підвищення нафтовилучення можливі такі модифікації:

- неперервне нагнітання СО2;

- нагнітання облямівки СО2 та просування її через пласт більш дешевим агентом (газом);

  1.  нагнітання облямівки СО2 та проштовхування її водою;
  2.  нагнітання СО2 з додатком розчинників (скраплений газ, Н2S), які знижують тиск змішування;
  3.  комбінована дія на пласт теплом та двоокисом вуглецю.

Вибір відповідного способу дії на пласт визначається багатьма факторами. Тим не менше, існують деякі загальні правила. У пластах, які залягають полого, де основним завданням є регулювання рухливості фаз, доцільно застосовувати циклічне нагнітання СО2 і води.

Для пластів, що падають круто, під час витіснення нафти зверху вниз застосовують спосіб створення облямівки СО2 з просуванням її більш легким газом. І, навпаки, під час проштовхування облямівки СО2 від низу до верху як проштовхувальний агент треба використовувати воду.

Тиски, за яких досягається взаємна розчинність фаз під час витіснення нафти С02, значно нижчі, ніж під час витіснення її сухим газом, збагаченим газом чи азотом. Тиск, за якого спостерігається утворення взаєморозчинних фаз, залежить від складу нафти, пластової температури і домішок у двоокису вуглецю.

Результати лабораторних досліджень показують, що існує оптимальний тиск, за якого досягається найбільш сприятливе співвідношення рухливостей нафти, проміжної зони і двоокису вуглецю, а, отже, і найбільш високий коефіцієнт нафтовилучення.

Необхідно відзначити, що співвідношення в'язкостей нафти і двоокису вуглецю в пластових умовах може досягати 10 і більше, що веде до швидкого прориву двоокису вуглецю. Для запобігання цього ускладнення пропонують нагнітати в пласт поперемінно СО2 і воду. Підвищення нафтовіддачі, в порівнянні із звичайним заводненням, при використанні двоокису вуглецю оцінюється в 10-15%.

9.3 Газові методи збільшення нафтовилучення пластів

Газ, як робочий агент, застосовується в практиці розробки нафтових родовищ вже більше половини століття. Спочатку використовували головним чином вуглеводневий газ (супутній і газ газових родовищ). При цьому вирішувались завдання підтримання пластового тиску або інтенсифікації видобутку з допомогою компресорного газліфта.

9.3.1 Застосування сухого вуглеводневого газу

Використання сухого вуглеводневого газу (метану) для цілей підвищення нафтовіддачі практично не застосовується з двох причин: низького коефіцієнта витіснення ним нафти, внаслідок несприятливого співвідношення рухливостей і низького коефіцієнта охоплення процесом, а тому його застосування виглядало малоперспективним.

З 1950 р., коли Вортон і Кишняк запропонували принципово новий метод підвищення нафтовіддачі - витіснення нафти газом, що змішується з нею, газ стали розглядати як перспективний і досить ефективний агент для витіснення. Цей процес може реалізовуватись у трьох модифікаціях:

  1.  витіснення нафти збагаченим газом;
  2.  витіснення нафти зрідженим вуглеводневим газом;
  3.  витіснення нафти газом високого тиску.

Загальною умовою вказаних модифікацій методу постає забезпечення в пласті умов повного взаємного змішування між нафтою і агентом, що її витісняє, тобто за відсутності сил міжфазного натягу між цими флюїдами.

9.3.2 Застосування збагаченого і зрідженого газу

Для пластів, що залягають порівняно неглибоко (біля   1500 м), з відносно важкими нафтами застосовують газ з досить високим (часом до 30 % об’ємних і більше) вмістом проміжних компонентів (звичайно пропан-бутанових фракцій). Під час нагнітання в пласт таким чином збагаченого газу процес утворення зони суміші нафти з газом відбувається завдяки переходу летючих компонентів з газу в нафту. Змішування флюїдів досягається вже при досить низьких тисках витіснення.

Термодинамічні умови змішування нафти конкретного родовища головним чином досліджуються і визначаються експериментальним шляхом. Проте на першому етапі проектування вказаного методу можливість і умови змішування нафти і газу можна розрахувати, використовуючи для цього кореляційні залежності Бінгама.

При використанні зріджених вуглеводневих газів, що складають у принципі основу перехідної зони в цих методах, в пласти нагнітають тільки облямівку цього агента. Під час використання облямівок зріджених газів термодинамічні умови в покладі повинні бути такими, щоб забезпечити їх рідкий стан.

9.3.3 Застосування газу високого тиску

Під час витіснення нафти сухим газом (практично одним метаном) високого тиску в умовах, що забезпечують взаємне змішування флюїдів у пласті, зона суміші утворюється за рахунок масопереносу проміжних (С2 - С4) компонентів з нафти, де вміст більший, в газову фазу. Це досягається в результаті проникнення сухого газу в зони пласта, що насичені нафтою. Просуваючись пластом і багатократно контактуючи з нафтою, газ настільки збагачується проміжними компонентами, що їх концентрація у ньому досягає рівноважної величини. В разі відповідності термогідродинамічних умов збагачений газ і пластова нафта утворюють суміш критичного складу, тобто повного взаємного змішування.

Царина застосування цього методу пов'язана головним чином з покладами легких (густиною до 0,85) нафт, що залягають на великих глибинах і пов'язані з слабопроникними колекторами, де можна створювати високі тиски, які необхідні для досягнення умов повного взаємного змішування нафти і газу.

9.3.4 Застосування інших газів і сумішей

Останнім часом у практиці розробки нафтових родовищ почали застосовувати азот і газоподібні продукти горіння, що представляють собою суміші різних газів. Економічні підрахунки, експериментальні і практичні роботи дають право вважати ці агенти не тільки прийнятними, але й вигідними агентами для витіснення нафти.

Як і під час застосування вуглеводневих газів і двоокису вуглецю, процес витіснення найбільш ефективно буде відбуватися за умови реалізації в пласті взаємного змішування агентів. Відмінності по суті будуть заключатися у величині тиску, за якого цей процес буде реалізовуватись.

У ряді зарубіжних країн будуються спеціальні заводи для одержання цих агентів. Так, під час спалювання 1 м3 вуглеводневого газу одержують до 8-9 м3 газів горіння.

9.3.5 Газоводяна дія на пласти

Нагнітання газу в пласти з метою підтримання пластового тиску почали значно скоріше, ніж заводнення. До застосування штучного заводнення нагнітання газу в пласти вважали економічно оправданим, оскільки це дозволяло підвищувати нафтовилучення на 5 - 10 %, а в пластах, що залягають круто, на 15 - 20 %. Тоді стало ясно, що використання газу за відсутності змішування з нафтою менш ефективне за воду. Тут основну роль відіграє мала в'язкість газу (в 10-15 разів нижче в'язкості води).

На відміну від води, що у гідрофільному пласті при її нагнітанні займає дрібні пори, газ в загазованій зоні займає великі пори (фаза, що не змочує породу). Це дало можливість зробити висновок про доцільність сполучення позитивних якостей води і газу. Виявилось, що комбінована дія на пласт газом і водою (газоводяна дія) більш ефективна, ніж нагнітання в пласт тільки одного з цих агентів. За умови оптимального застосування цього процесу нафтовіддачу можна збільшити на 7 - 15 %.

Газоводяна дія на пласт може відбуватися при різних модифікаціях нагнітання робочих агентів: послідовне нагнітання агентів (води - потім газу або газу - потім води), одночасне їх нагнітання за різних співвідношень у суміші, циклічне (поперемінне) нагнітання агентів, а також у вигляді комбінації названих модифікацій. Протікання процесу можливе в умовах рівноважності газу з нафтою і за умови взаємного змішування його з нафтою.

Вплив газоводяної дії на нафтонасичені пласти вивчалися досить ґрунтовно в ЦНДЛ ВАТ „Укрнафта”, де проводились лабораторні експерименти на фізичних моделях пластів в умовах, що максимально наближені до пластових, здійснювались для пластових умов нафтогазоносного покладу пласта АВ1 Самотлорського родовища та нафтового покладу в менілітових відкладах Битківського родовища. Були вибрані для дослідження два об'єкти, які значно відрізняються як своїми запасами, так і своєю геолого-промисловою характеристикою.

Глибина залягання покладу в пласті АВ1 - 1610-1755 м. Тут виділяється два типи колекторів: у нижній частині покладу це слабоглинисті пісковики товщиною 0,4-9 м, відкритою пористістю 0,25 та проникністю до 1500 мД;у верхній частині - це мікропереслоювання пісковиків, алевролітів відкритою пористістю 0,22-0,23 та проникністю 0-100 мД. Тут глинистість колектора досягає 30 - 40 %. Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 770 та 862 кг/м3, відповідно. Пластовий тиск складає 16,0-17,2 МПа, а тиск насичення нафти газом 9,5-14,3 МПа за пластової температури біля 63°С та газовому факторі 95-143 м33. Вміст парафіну-3 %, смол силікагелевих - 2,3 %, асфальтенів - 2,5 %. В'язкість нафти – 1,4-1,9 мПа·с, а об'ємний коефіцієнт 1,18-1,26.

Глибина залягання менілітового покладу нафти, де чергуються пісковики, алевроліти та аргіліти, 1500-2200 м. Тут, на відміну від поліміктових пісковиків Західного Сибіру, пісковики кварцеві. Середня товщина продуктивних відкладів біля 250 м, а ефективна товщина знаходиться в межах 30-35м.

Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 750 та 864 кг/м3. Пластовий тиск, як і тиск насичення нафти газом, складає 27,0 МПа. Об'ємний коефіцієнт складає 1,3. Пластова температура та газовий фактор складають відповідно 57°С і 140 м33. Вміст парафіну - 9,1 %, смол силікагелевих – 9 %, асфальтенів - 2 %.

Для цих двох названих об'єктів були виконані такі лабораторні дослідження:

  1.  витіснення нафти водою в умовах, коли Рпл > Рнас;
  2.  витіснення нафти газом в умовах, коли Рпл > Рнас;
  3.  витіснення нафти водою в умовах часткового зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом              (Рпл < Рнас);
  4.  витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель води і газу як в умовах, коли Рпл > Рнас, так і в умовах, коли Рпл < Рнас;
  5.  витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель газу і води як в умовах, коли Рпл > Рнас, так і в умовах, коли Рпл < Рнас;
  6.  витіснення нафти одночасним нагнітанням в модель газу та води при їх різному співвідношенні у витісному агенті з обводнених та загазованих пластів в умовах перевищення пластового тиску над тиском насичення нафти газом та в умовах зниження пластового тиску в порівнянні з пластовим тиском;
  7.  витіснення нафти попереднім (циклічним) нагнітанням газу та води.

Із сказаного випливає, що в лабораторних умовах на фізичних моделях пластів були вивчені практично всі можливі під час розробки нафтових родовищ умови витіснення нафти водою і газом та визначені величини коефіцієнтів витіснення нафти для пластових умов, що перелічені вище.

Виконаними роботами було показано, що витіснення нафти послідовним нагнітанням газу і води, як і води та газу, більш ефективне від заводнення чи витіснення газом. Якщо витіснення нафти водою для умов Битківського та Самотлорського родовищ становило відповідно 53 - 55 %, а витіснення нафти газом для цих родовищ відповідно дозволяло на момент прориву останнього видобувати 26 % продукції (при 3-4 порових об'ємах нагнітання газу – 41-42 %) і (при 2-3 об'ємах нагнітання газу – 48 - 50 %), то послідовне застосування цих агентів дозволяло збільшити коефіцієнт витіснення нафти до 0,65 та 0,68-0,7 відповідно.

Було встановлено, що найбільш ефективним способом вилучення нафти є одночасне нагнітання газу та води. Коефіцієнти витіснення при оптимальному співвідношенні у витісному агенті газу та води тут досягалиcя вказаних величин 0,74-0,75, тобто збільшувались на 18-20 % обидва. Було також встановлено, що циклічне нагнітання газу та води за величини циклів кожного з агентів до 0,1 від об'єму нафтонасичених пор ділянки, на яку діємо, так само ефективне, як і одночасна дія цих агентів.

Кожний з перелічених методів ефективний за певних компонентних складів і фазових станів нафти і тиску, під яким може відбуватися процес змішування. Витіснення нафти сухим газом високого тиску найбільш ефективне для покладів з пластовим тиском понад 20 МПа, витіснення збагаченим газом - 10-20 МПа, а зрідженим газом і двоокисом вуглецю – 8-14 МПа. Отже, ці методи доцільно застосовувати для покладів з великими глибинами залягання пластів – більше 1000-1200 м. Сприятливими є також низька в’язкість пластової нафти (менше 5 мПа·с) і товщина пластів 10-15 м. Вони можуть використовуватись за різної проникності пластів, але найдоцільніше за низької проникності, коли не вдається реалізувати методи заводнення. Для заводнених пластів ці методи неприйнятні, крім витіснення нафти вуглекислим газом.

9.4 Теплові методи підвищення нафтовилучення пластів

В основі цих методів лежить сприятлива дія температури на стан рухливостей агентів, що взаємодіють в пласті, і, тим самим, на ступінь витіснення нафти. Відомі дві різновидності цих методів: тепло в пласт вводиться з поверхні і коли тепло утворюється безпосередньо в пласті, завдяки окисленню вуглеводнів, тобто виділяють теплофізичні та термофізичні методи.

У першому випадку носіями тепла служать вода і водяна пара, а у другому використовується здатність вуглеводнів (нафти) вступати в реакцію з киснем з виділенням великої кількості тепла.

9.4.1 Застосування нагрітої води

Нагріта вода, що нагнітається в пласт, швидко віддає тепло породі, охолоджується до пластової температури, завдяки чому перед фронтом витіснення утворюється зона охолодженої води, якою нафта і витісняється. Тому приріст нафтовіддачі буде спостерігатися, головним чином, у водний період експлуатації об'єкту.

У першому наближенні дію нагрітої води в пласті можна уявити так: її рух супроводжується зменшенням фільтраційних опорів у гарячій зоні, а в подальшому і у всій оброблюваній ділянці, підвищенням темпів відбору нафти, прогрівом і підключенням з часом в розробку малопроникних ділянок, які обійшла або слабо промила нагріта вода. При цьому фронт прогріву пересувається повільніше від фронту витіснення у 4-6 і більше разів. Величина початкового прогріву пласта вибирається за умови збереження певного рівня температури (70-100оС) під час підходу до лінії відбору.

На нафтовіддачу пласта під час нагнітання нагрітої води впливає багато факторів, розглянути які тут не має можливості. Витіснення нафти гарячою водою застосовується у випадках необхідності підтримання пластової температури, а не підвищення її, оскільки вода малоефективний, неекономічний теплоносій.

Наближеними методами розрахунку нафтовіддачі враховується тільки залежність в'язкості нафти і води від температури. Відповідно до розрахунків, при нагнітанні нагрітої води (Т=170оС) приріст нафтовіддачі досягає 16-17 % за високої початкової в'язкості нафти (250-300 мПа·с) і тривалості процесу не менше 8-10 років. Для нафти з в'язкістю 151 і 32,6 мПа·с прирости нафтовіддачі відповідно складають 8-11 % і 4-5 %.

9.4.2 Застосування пари

Під час нагнітання в пласт водяної пари схема розповсюдження тепла в ньому і процес витіснення нафти більш складні, ніж під час використання нагрітої води. Температура в пласті при цьому поділяється на кілька зон. У першій з них вона змінюється від температури нагнітання до температури насиченої пари (точки кипіння води в пластових умовах), у другій - зоні сконденсованої пари - відбувається витіснення нафти гарячою (нагрітою) водою, у третій - зоні води з пластовою температурою - відбувається витіснення нафти при цій температурі, у четвертій - зоні, що не охоплена тепловою дією, - нафта витісняється конденсатом, що виділився у першій зоні, і, по мірі переносу його сюди, прохолов.

Додатковий видобуток нафти пояснюється дією трьох основних факторів: зниженням в'язкості нафти, покращенням прояву молекулярно-поверхневих сил і тепловим розширенням скелету пористого середовища та флюїдів, що його насичують. Витіснення нафти парою, виходячи з механізму прогрівання та зниження в’язкості нафти, рекомендовано застосовувати на родовищах з в’язкістю нафти понад 50-100 мПа·с, де за звичайного заводнення нафтовилучення не перевищує 15-17 %.

Основним недоліком теплофізичних методів є те, що на значних глибинах залягання нафтових покладів велика частка тепла (3-5 % на кожні 100 м) витрачається у нагнітальній свердловині, не досягаючи продуктивних горизонтів. У зв’язку з вказаними причинами, застосування їх на родовищах з глибиною залягання понад 1000 м недоцільне, тобто малоефективне. Оцінка ефективності використання тепла показує, що ці методи непридатні для високообводнених пластів з залишковою водонасиченістю менше 50 %.

9.4.3 Застосування  внутрішньопластового горіння

Генерація тепла безпосередньо в пласті є відмінною особливістю методу підвищення нафтовилучення під час внутрішньопластового горіння. Операція починається з нагнітання в пласт окислювача (звичайно це повітря) за одночасного нагріву присвердловинної зони пласта одним з відомих методів (електронагрівача, газового пальника і т.п.) або і без нього. Для підтримання горіння в пласті у нього постійно нагнітається повітря. Залежно від того, в яку сторону рухається фронт горіння в пласті (від нагнітальної чи видобувної свердловини), процес називають прямотічним або протитічним.

Якщо процес здійснюється з нагнітанням в пласт тільки повітря, то він називається сухим, а якщо з нагнітанням води - вологим горінням. Останній вважається більш ефективним. Тут ефективність процесу зростає за рахунок перекидання тепла з допомогою води в зону попереду фронту горіння. При цьому відбувається процес внутрішньопластової паро-генерації.Це одна з відмінних особливостей цього процесу, що в значній мірі визначає механізм витіснення нафти з пласта.

Найбільш високою температурою характеризується фронт (зона) горіння, по обидві сторони від якого утворилися зони з різною температурою і різними механізмами витіснення нафти, які включають більшість відомих на сьогодні процесів підвищення нафтовилучення. Якраз цим і пояснюються одержані при внутрішньопластовому горінні в лабораторних і промислових умовах високі показники вилучення нафти. Лабораторні дослідження і промислові випробування свідчать про те, що метод вологого горіння може бути здійснений на об'єктах із значним діапазоном зміни геолого-фізичних умов, в тому числі і на родовищах нафти середньої і малої в'язкості як до, так і після їх заводнення.

При підвищених значеннях водоповітряного фактора в пласті реалізується процес надвологого горіння. Для його здійснення потрібні незначні концентрації палива в пласті (одиниці кілограмів на 1 м3 пласта). Тому і виникають перспективи його застосування для підвищення нафто-вилучення пластів з малов’язкою нафтою, навіть заводнених.

Залежно від конкретних геолого-фізичних умов залягання покладу і фізико-хімічних властивостей нафти нафтовилучення може збільшуватись в дуже широких границях (до 70 - 85 %).

Термофізичні методи мають більш широкий діапазон застосування, ніж теплофізичні (в’язкість нафти від 10-50 до 500-1000 мПа·с і глибина залягання до 1500-2000 м). Збільшення нафтовилучення пластів при впровадженні цих методів становить 20-25%, порівняно з досягнутим звичайним заводненням на родовищах з в’язкістю нафти до 50 мПа·с, і на 35-40 % - на родовищах з більш високою в’язкістю, якщо ці методи застосовувати від самого початку розробки.

Термофізичні методи дуже ефективні, але для їхнього впровадження необхідна вихідна нафтонасиченість пластів не менше 50 % з метою забезпечення мінімальної концентрації палива, яке використовується для внутрішньопластового горіння. Крім вказаних обмежень, застосування всіх теплових методів супроводжується технічними ускладненнями експлуатації свердловин (винесення піску, корозія обладнання, порушення колон та ін.), які необхідно усунути перед широким впровадженням методів.

9.5 Критерії застосування методів підвищення нафтовилучення

Ці критерії являють собою сукупність геолого-фізичних, фізико-хімічних, технологічних, економічних та інших умов, що визначають придатність об’єктів для одержання найкращих результатів від впровадження методу. У переважній більшості виділяються загальні та індивідуальні критерії.

До загальних вимог, які характерні для більшості відомих методів підвищення нафтовилучення, належать:

  1.  нафтові поклади повинні розбурюватись самостійними сітками свердловин;
  2.  найбільший ефект від застосування методу досягається при його застосуванні на ранній стадії розробки;
  3.  застосування нових методів передбачає внутрішньо контурні варіанти дії на пласти.

Нестаціонарне заводнення (циклічна дія і зміна напрямків фільтраційних потоків) рекомендується для всіх покладів, де здійснюється звичайне заводнення. Із збільшенням в’язкості і неоднорідності пласта за умови гідродинамічного зв’язку ефективність процесу збільшується. Процес більш ефективний в гідрофільних колекторах при жорстких режимах розробки в поєднанні з підвищенням тиску нагнітання.

Основними факторами, що визначають ефективність застосування поверхнево-активних речовин  (ПАР) типу         АФ9-12 (ОП-10, превоцел), є тип і властивості колекторів, фізико-хімічні властивості нафти і ПАР, стадія розробки, система розміщення та кількість свердловин і т.п. Факторами, що сприяють ефективності застосування ПАР, є низька в’язкість нафти (не перевищує 10 мПа·с), відносно низька адсорбція, низький міжфазний натяг на фронті розчин ПАР-нафта, більш висока неоднорідність пласта. Збільшення водонасиченості пласта (пізня стадія розробки або водо-нафтова зона) і збільшення температури вище точки помутніння ПАР – це фактори, що знижують ефективність процесу.

Факторами, що сприяють застосуванню полімерів з метою підвищення нафтовіддачі, є підвищена в’язкість нафт (10-    200 мПа·с), значна відмінність у величинах проникності пластів у розрізі, незначна товщина пластів. Негативно впливають на ефективність застосування полімерних розчинів наявність у водах солей лужно-земельних елементів, висока температура пластів (>80-90оС) і їх велика товщина.

Критеріями, що сприяють високій ефективності застосування лугів у процесах підвищення нафтовіддачі, є значний вміст у нафті органічних кислот (компонентів кислотного характеру), відносно висока проникність колектора (0,03 мкм2 і вище). Факторами, що негативно впливають на процес, є  наявність газової шапки, низькі значення залишкової нафтонасиченості (<40 %), вміст у воді солей жорсткості більше 4 мг-екв./л, мінералізація води більше 20 %.Стадія розробки нафтового покладу відіграє роль тільки у випадку незначної активності нафти. Не впливає на процес товщина пластів, а неоднорідність може позначитись двояко в залежності від того, луг або продукти його взаємодії призводять до вирівнювання профілів приймальності чи відбувається емульгування нафти, тобто проявляється механізм осадкоутворення.

Факторами, що позитивно впливають на застосування кислот (в основному, сірчаної, а також хлорсульфонової, фторсульфонової, оксидату і ін.) є висока неоднорідність пласта, теригенний характер відкладів із вмістом карбонатів у вузьких границях (1-2 %) і висока насиченість асфальтеновими компонентами. Негативно впливають на процес висока проникність пласта і мінералізація води, значний вміст карбонатів у породі.

Застосування міцелярних розчинів обмежується багатьма факторами, основними з яких є: теригенний характер порід, висока неоднорідність пластів і, особливо, їх тріщинуватість, висока в’язкість нафти (>15 мПа·с), значна товщина пластів (>25 м), низька залишкова нафтонасиченість (<25 %), наявність газової шапки. Оскільки міцелярні розчини застосовуються разом з полімерними, то на їх застосування розповсюджуються обмеження останніх. Вплив мінералізації пластових вод може проявлятися двояко – в залежності від того, чи для підвищення нафтовіддачі застосовується міцелярний розчин із зовнішньою вуглеводневою чи водною фазами.

Критеріями застосування двоокису вуглецю є:

  1.  пластова температура. Вище температури 31-35оС (залежно від чистоти СО2) двоокис вуглецю залежно від тиску може знаходитись в газоподібному або рідкому стані, а нижче – тільки в газоподібному;
  2.  вміст асфальто-смолистих компонентів у нафті (<10 %), оскільки при контакті із СО2 вони випадають в осадок;
  3.  негативний вплив неоднорідності;
  4.  негативний вплив на ефективність процесу застосування СО2 в карбонатних колекторах і теригенних пластах з високим вмістом карбонатного цементу;
  5.  для здійснення процесу в умовах взаємного змішування з нафтою пластовий тиск повинен бути не меншим 8-9 МПа;
  6.  з підвищенням мінералізації води (особливо солей Са, Мg та ін.) посилюється небезпека відкладання солей в пласті і промисловому обладнанні;
  7.  наявність СО2 у воді посилює корозійну активність агента.

Застосування сухого вуглеводневого газу відбувається в дуже рідких випадках, оскільки процес витіснення ним нафти без взаємного змішування з нею має низьку ефективність. Крім того, негативними факторами є неоднорідність пластів, їх значна товщина, висока в’язкість нафти та ін.

До критеріїв, що визначають можливість і ефективність застосування газу високого тиску, відносяться термодинамічні умови покладів, фізико-хімічні властивості нафт і газів, геолого-фізичні властивості колекторів. Рекомендується здійснювати процес в покладах з малов’язкими (одиниці мПа·с) нафтами, що насичені газом, і мають значний вміст (>30 %) проміжних компонентів. Величина пластового тиску залежить від того, чи процес здійснюється шляхом нагнітання збагаченого чи облямівки зрідженого газу. Температура в різних інтервалах її значень впливає на протікання процесу по-різному. Величина необхідного тиску в пласті при заданій температурі визначається в лабораторіях. Глибина залягання пластів визначається можливістю створення в них мінімального тиску для забезпечення здійснення процесу в умовах взаємного змішування агентів. Процес протікає ефективніше в пластах незначної потужності.

Під час застосування збагачених і, особливо, зріджених газів пластові умови (тиск і температура) і глибини залягання мають другорядне значення.

Факторами, що визначають застосування азоту, газів горіння та ін. в процесах підвищення нафтовилучення є головним чином можливості забезпечення процесів витіснення в умовах взаємного змішування. Для їх здійснення потрібні більш високі тиски, тому вони можуть здійснюватись на значних глибинах.

9.6 Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів

У всіх випадках промислового випробування та впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів виникає необхідність оцінки їх ефективності за промисловими даними.На стадії дослідних робіт це необхідно, щоб приймати рішення про доцільність промислового впровадження методу, а на стадії промислового впровадження, щоб визначити ефективність від затрачених коштів.

Проте підвищення нафтовилучення пластів за промисловими даними неоднозначні і можуть відрізнятись від справжньої ефективності внаслідок одночасно діючих причин:

  1.   недостатня промислова інформація;

-  помилковість, перекручення інформації;

- накладання на результати впровадження побічних ефектів від інших заходів, що проводились на родовищі;

-  невідповідність способу оцінки ефекту і особливостей методу.

            

9.6.1  Оцінка технологічного ефекту

Об’єктивна екстраполяція показників видобутку нафти та інших показників розробки покладу чи вибраних ділянок – головний та найбільш точний на сьогоднішній день спосіб визначення технологічного ефекту за фактичними результатами дослідно-промислових робіт або промислового впровадження методу підвищення нафтовилучення пластів на пізній стадії розробки.

Існують різні способи графоаналітичного або статистичного аналізу ефективності цих методів, що базуються на знаходженні емпіричної залежності зміни показників розробки базового варіанту в період до початку застосування методу і екстраполяції її на майбутній період його застосування:

  1.  залежність нафтовіддачі від накопиченого відбору рідини, що віднесений до балансових запасів;
  2.  залежність накопиченого видобутку нафти від логарифма накопиченого відбору води або рідини;
  3.  залежність логарифма сумарного водонафтового фактору від логарифма накопиченого відбору води;
  4.  залежність логарифма поточного водонафтового фактору від накопиченого видобутку нафти;
  5.  залежність логарифма частки нафти в продукції, що видобувається, від логарифма накопиченого відбору рідини;
  6.  залежність поточного видобутку нафти від часу;
  7.  залежність нафтовилучення від в’язкості, проникності, щільності сітки свердловин і відносного відбору рідини.

Застосування способів прогнозування основних технологічних показників під час заводнення можливе тільки за обводнення продукції свердловин від 30 до 90 %.

Застосування вказаних способів оцінки ефективності методів у кожному конкретному випадку вимагає попередньої їх апробації для даного родовища. Видобуток нафти завдяки застосуванню методу визначається як різниця фактичних і розрахункових показників для базового варіанту, що одержані екстраполяцією на однаковий об’єм видобутої рідини або за однаковий час.

Застосування методу на пізній стадії не виключає способу оцінки ефективності шляхом порівняння технологічних показників дослідної і контрольної ділянок.

Найважче визначати технологічний ефект, коли метод підвищення нафтовилучення пластів застосовується з самого початку розробки. Тоді оцінка технологічного ефекту базується на розрахункових показниках розробки дослідної ділянки або на фактичних результатах розробки контрольної ділянки. У першому випадку можливі помилки, що пов’язані з неточністю вихідної інформації або методики розрахунків. У другому випадку трудність полягає у виборі контрольної ділянки, яка повинна бути ідентичною дослідній як за геолого-фізичними властивостями, так і за умовами розробки.

Існують два шляхи виходу з такого стану. В першому – невизначеність оцінки ефекту можна подолати статистично, тобто великим числом дослідних робіт і відповідною їх обробкою методами багатофакторного аналізу. З часом з´являється впевненість в точності визначення технологічного ефекту. Це шлях певний, але довгий. У другому – найбільш вірогідним є порівняння фактичних результатів розробки малої за розміром дослідної ділянки за строго витриманою технологією з показниками розробки тієї ж ділянки, що одержані на основі ефективної математичної моделі.

Застосування теплових методів для розробки родовищ високов’язких нафт звичайно призводять до суттєвого збільшення нафтовилучення та поточних дебітів нафти в порівнянні з їх розробкою на виснаження. У цьому випадку для визначення технологічного ефекту рекомендується використовувати метод так званих «дольових коефіцієнтів», що являють собою відношення приросту кінцевого нафтовилучення до загального нафтовилучення. Видобуток нафти завдяки застосуванню методу визначається множенням повного видобутку нафти на коефіцієнт дольової участі методу.

9.6.2 Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів

Показником економічної ефективності методів підвищення нафтовилучення пластів служить річний економічний ефект. Його можна визначати на основі зіставлення приведених витрат базового варіанту розробки та варіанту з застосуванням методу. Приведені витрати являють собою суму собівартості і нормативного прибутку:

В = С + Е · К,

(9.1)

де С – собівартість видобутку нафти, грн./т;  

К – питомі капітальні вкладення у виробничі фонди, грн./т;   

Е – нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень,  

В – приведені витрати, грн.

При визначенні річного економічного ефекту повинна забезпечуватись порівняльність базового і впроваджуваного варіантів розробки родовища за    об’ємом видобутку нафти. Для зіставлення приведені витрати в базовому варіанті збільшуються на суму, яка необхідна для одержання того ж об’єму нафти, що і у варіанті з застосуванням методу збільшення нафтовилучення. Збільшення приведених витрат дорівнює добутку додатково видобутої нафти на спеціальний норматив питомих приведених витрат на одну тону приросту видобутку нафти.

Контрольні запитання

         1 Як розподіляється залишкова нафта в пласті?

         2 Назвіть роки впровадження методу заводнення в     Україні і світі.

         3 Як поділяються методи підвищення нафтовилучення?

4 Як поділяються методи підвищення газоконденсато-вилучення?

5 Назвіть гідродинамічні методи підвищення нафто-вилучення та дайте коротку характеристику.

6 Назвіть фізико-хімічні методи підвищення нафто-вилучення та коротко охарактеризуйте їх.

7 Назвіть теплові методи підвищення нафтовилучення та дайте коротку їх суть.

8 Які залежності використовуються для визначення технологічної ефективності застосування методів підвищення нафтовилучення?

ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1 Акульшин О.І., Акульшин О.О., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О. Технологія видобування, зберігання і транспортування нафти і газу: Навчальний посібник. – Івано-Франківськ: Факел, 2003. –  434 с.

2 Бойко В.С, Бойко Р.В. Підземна гідрогазодинаміка: Підручник. - Львів: Апріорі, 2005. - 452 с.

3 Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. - К.: Реал-Принт, 2004. - 695 с.

4 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 312 с.

5 Довідник з нафтогазової справи. За загальною редакцією В.С. Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. - 620 с.

6 Іванишин В.С. Нафтогазопромислова геологія. - Львів, 2003.- 643с.

7 Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992.- 250 с.

8 Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 287 с.

9 Коцкулич Я.С., Кочкодан Я.М. Буріння нафтових і газових свердловин. – Коломия: Вік, 1999. – 497 с.

10 Мархасин И.Д. Физико-химическая механика нефтяного пласта. – М.; Недра, 1977. – 217 с.

11 Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. - М.: Наука, 1987. - 840 с.

12 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова.- М.: Недра, 1974.-703с.

13 Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1995. - 265с.

14 Яремійчук Р., Возний В. Основи гірничого виробництва. – Київ: Українська книга, 2000. – 360 с. 

15 Юрків М.І. Фізико-хімічні основи нафтовилучення.- Львів, 2008. – 374 с.

 


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

82492. Рынок и условия его возникновения: типы рынков, экономические и неэкономические блага, типы хозяйственных систем, виды и формы собственности 36.72 KB
  Рынок – это такая экономическая система которая базируется на частной собственности на средства производства и на принципах самостоятельно независимого принятия решений отдельных хозяйствующих субъектов фирмами или частными лицами. экономическая обособленность производителей в форме частной собственности. виды и формы собственности Собственность можно классифицировать различным образом например: 1 По форме присвоения различных форм собственности индивидуальная коллективная и государственная собственность.
82493. Теория собственности: понятие, виды, формы. Права собственности. Приватизация, ее особенности в России 34.53 KB
  Права собственности. Теория собственности: понятие виды формы Собственность – это система экономических отношений между людьми выражающаяся во владении пользовании и распоряжении средствами производства и соответствующей им формы присвоения средств и результатов производства. Собственность можно классифицировать различным образом например: 1 По форме присвоения различных форм собственности индивидуальная коллективная и государственная собственность.
82494. Ограниченность ресурсов и кривая производственных возможностей 43.7 KB
  В широком смысле ограничены прежде всего способности человека взять имеющиеся в природе в изобилии свободные материальные ресурсы при том что в перспективном плане строго дефицитными могут быть лишь невоспроизводимые условия время и лучшие естественные ресурсы. Виды экономических ресурсов природные ресурсы земля недра водные лесные и биологические климатические и рекреационные ресурсы сокращенно земля; трудовые ресурсы люди с их способностью производить товары и услуги сокращенно труд; капитал в форме денег и ценных...
82495. Цена, спрос и предложение. Равновесие по Маршаллу и по Вальрасу. Паутинообразная модель 71.61 KB
  Цена́ количество денег в обмен на которые продавец готов передать продать единицу товара. Цена является коэффициентом обмена конкретного товара на деньги. Спрос на какойлибо товар или услугу это желание и возможность потребителя купить определенное количество товара или услуги по определенной цене в определенный период времени. Объем спроса это то количество товара или услуги которое потребители согласны купить по определенной цене в течении определенного периода времени.
82497. Теория потребительского поведения. Кардинализм и ординализм 37.73 KB
  максимизировать совокупную полезность. Потребительский выбор – это выбор максимизирующий совокупную полезность в условиях ограниченности ресурсов дохода. Рациональное потребительское потребление предполагает что потребитель максимизирует совокупную полезность в условиях существующего у него бюджетного ограничения. Потребитель находится в состоянии равновесия если он не может увеличить совокупную полезность при данной величине своего дохода и существующих ценах увеличивая или уменьшая покупку одного или другого товара.
82498. Механизм рынка совершенной конкуренции. Равновесие фирмы в краткосрочном периоде 38.41 KB
  Совершенная конкуренция – когда на рынке: мнво покупателей и продавцов высокая мобильность факторов производства отсутствие барьеров на пути вступления на рынок или выхода из него доходность продаваемой продукции равный доступ всех участников рыночных отношений к инфи Совершенно конкурентные фирмы не имеют контроля над ценами т. объем их производства по сравнению с размерами рынка ничтожно мал будет ли она производить продукции больше или меньше – цены не изменятся. В одной и той же отрасли действуют разные фирмы с разным...
82499. Сравнительная характеристика французской и германской правовых групп 28.69 KB
  Внутри романогерманской правовой семьи группа римского романского права которая наиболее сильно отражена во французском праве отличается от группы германского права. Франция прошла длительную правовую историю и в основе ее современной системы источников права до сих пор лежат кодексы наполеоновской эпохи о которых подробно говорилось выше. Во французской правовой системе в качестве самостоятельного источника права признаются и общие принципы права. Во французской юридической литературе источники права делятся на две основные группы:...
82500. Характеристика правовой системы социалистических стран 25.95 KB
  Социалистическая система действительно представляет собой упрощенный и сильно идеологизированный вариант романогерманской правовой системы с более низким уровнем юридической техники. Среди специфических черт социалистической правовой системы – резкое уменьшение частноправовой сферы связанное с идеями обобществления производства и уничтожения частной собственности на средства производства. В первый период развития социалистической правовой системы существенное влияние имел тезис о классовом характере социалистического права.