Физика пласта

СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД

МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ
НЕФТЬ–ГАЗ–ВОДА–ПОРОДА

Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., «Недра», 1977, 287 с.

Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр.
(NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1949)

Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., «Недра», 1975, 216 с.

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

Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузовМ. Недра, 1982, 311 с.

Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

Метаморфические и изверженные породы - 1%

каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.
(химические, биохимические, термохимические реакции)

мел, известняки органогенного происхождения и другие окаменелые останки животных и растительных организмов

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

коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов

Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.

ГАЗ

НЕФТЬ

ВОДА

ГЛИНА

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0,01 – 1 мм
Изучаемый диапазон размеров: 0,001- 5 мм

Методы анализа гранулометрического состава горных пород

Ситовой анализ
d > 0,05 мм

Седиментационный анализ
0,01< d < 0,1 мм

Микроскопический анализ шлифов
0,002 < d < 0,1 мм

C глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Диапазон измеряемых размеров частиц..2 – 300 мкм
Время анализа одной пробы..10 – 120 мин
Вес анализируемой пробы……20 – 40 мГ
Количество анализируемых проб …до 20
(без смены седиментационной жидкости)
Чувствительность системы измерений 0,1 мГ
Объем седиментационной жидкости…2 Л
(дистиллированная вода)
Вес прибора (без компьютера)... до 6 кГ

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор

1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопле-ния. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

Вторичные поры

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

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

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр

Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Поверхность одной песчинки равна

Объем

Для фиктивного грунта число песчинок в единице объема породы равно

Суммарная поверхность всех песчинок в единице объема породы равна

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

В 1 м3 песка общая поверхность частиц с радиусом 0,1 мм составит 22000 м2.

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

Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред.

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Закон Дарси:
скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости

- объемный расход жидкости или газа,
- площадь фильтрации.

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

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

Закон Бойля-Мариотта

Q0 — расход газа при атмосферном давлении р0.

ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗОВ

где n – число пор на единицу площади фильтрации; r – радиус порового канала; F – площадь фильтрации; ΔР – перепад давления; L – длина порового канала; μ – вязкость жидкости.

Пористость

Закон Дарси

ϕ – структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства (1,7 – 2,6)

Sв + Sн + Sг = 1,

Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %.

Нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи.

При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше.

При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю

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

Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

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

СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O

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

Прочность на сжатие, растяжение, изгиб, сдвиг горной породы оценивается через модули, представляющие собой сопротивление, которое оказывает данное тело различным видам деформации.

Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Сопротивление некоторых горных пород при разных деформациях (в долях от прочности на сжатие)

pг- горное давление

Для пористого элемента породы

n — коэффициент бокового распора

П ь е з о п р о в о д н о с т ь — параметр, характеризующий скорость перераспределения давления в упругом пласте в связи с изменением пористости и проницаемости. В зоне насыщенной нефтью, она имеет меньшее значение, чем в зоне, насыщенной водой.

где — коэффициент проницаемости в м2; — динамическая вязкость жидкости в Па·с; и — коэффициенты объемной упругости или коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта (пористой среды) в Па –1 ;
— коэффициент упругоемкости пласта в Па –1

Тепловые свойства горных пород характеризуются следующими физическими параметрами:
• удельной теплоёмкостью;
• коэффициентом температуропроводности;
• коэффициентом теплопроводности.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород.

Чем больше пористость, температура и влажность горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды

Удельная теплоёмкость для горных пород, слагающих нефтяные залежи, изменяется в небольших пределах 0,4 – 1,5 кДж/(кг·К).

К о э ф ф и ц и е н т т е п л о п р о в о д н о с т и возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.
С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается.

Породам также присуща анизотропия тепловых свойств — в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию.
Рост газонасыщенности пород, так же как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности

Коэффициенты линейного (αL) и объёмного (αV) теплового расширения характеризуют изменение размеров породы при повышении тем-ры на dT [1/K]

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низкая, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.

Физические свойства коллекторов

ПОНЯТИЕ О НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

По геологическим и физико - гидродинамическим признакам: выделяют два основных типа неоднородности продуктивного пласта

литолого-фациальная неодно-родность продуктивного гори-зонта (пласта) Макронеоднородность изменчи-вость минералогического и гранулометрического состава пород, изменение толщины пород; их выклинивание; заме-щение одних пород другими. На границе этих пород основные па-раметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачко-образно.

неоднородность по физическим (кол-лекторским) свойствам продуктивно-го пласта: по проницаемости; по по-ристости; по распределению оста-точной водонасыщенности; парамет-рическую неоднородность, или микро-неоднородность Микронеоднородность отражает струк-турные, текстурные и другие особенности строения выделенной для изучения «одно-родной» породы. Коллекторские свойства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно.

Отсутствие универсальной меры неоднородности затрудняет возможность удовлетворительного учета неоднородности вообще в гидродинамических и технологических расчетах.

Поскольку месторождения в основном многопластовые и, как прави-ло, единый эксплуатационный объект содержит значительное число пла-стов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность целесообразно изучать по разрезу и по площади.

Физические свойства коллекторов

Физические свойства коллекторов

Литолого-фациальная неодно-родность
коэффициент песчанистости (для терригенных пород),
коэффициент расчлененности,
коэффициент связанности

Kр =

Kп =

Kс =

Физические свойства коллекторов

Физические свойства коллекторов

НАЛИЧИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН (ВНЗ) - ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ИЗМЕНЧИВОСТЬ СОСТАВА И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Физические свойства коллекторов

ДЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОЙ ВЫДЕРЖАННОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ ПРОСЛОЕВ КОЛЛЕКТОРОВ ОПРЕДЕЛЯЮТ

Физические свойства коллекторов

/

МЕТОД СИСТЕМНО-СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ОЦЕНКИ НЕОДНОРОДНО-СТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
При выделении иерархических структур терригенных пород придер-живаются системы, состоящей из четырех структурных уровней:

Физические свойства коллекторов

геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, по геофизическим данным определяют коллекторские свойства и массовую глини-стость

МЕТОД СИСТЕМНО-СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ОЦЕНКИ НЕОДНОРОДНО-СТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
При выделении иерархических структур терригенных пород придер-живаются системы, состоящей из четырех структурных уровней:

Физические свойства коллекторов

гидродинамически связанный пласт состоит из сложного сочетания песчаных пропласт-ков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклиниваю-щихся как по толщине, так и по площади

Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свой-ствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на
детерминированные
и вероятностно-статистические.

Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистичес-кие характеристики, что и реальный.

Физические свойства коллекторов

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средне-взвешенные по объему величины:

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

— параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;
— общая площадь залежи.

Физические свойства коллекторов

Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.
,
где n –число слоев.

Физические свойства коллекторов

Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин, которая определяет проницаемость пласта.

Физические свойства коллекторов

ГАЗОВЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ

ГАЗОНЕФТЯНЫЕ (нефтяные залежи с газовой шапкой и газовые залежи с нефтяной оторочкой)

НЕФТЯНЫЕ

ГАЗОГИДРАТНЫЕ (залежи твердых углеводородов)

В 1 м3 нефти

1000 м3 газа

Более 50 % залежей на глубине 1250 – 2250 м

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком, твердом или в виде газожидкостных смесей.

Нафтеновые углеводороды
CnH2n
(25 – 75%)
С3H6-циклопропан

Ароматические углеводороды
CnH2n-6
(10 – 50%)
Бензол

Гибридные углеводороды
(парафины, церезины)
(до 14%)

Кислородсодержащие
(фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты )
(0,1- 2 %)

Серосодержащие (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды)
(0,1 – 7%)

Асфальто-смолистые вещества (до 40%)
(нейтральные смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты )

Малосернистые (до 0,5%)

Сернистые (0,5 – 2,0%)

Высокосернистые ( > 2%)

Малосмолистые ( < 18%)

Смолистые (18 – 35%)

Высокосмолистые (> 35%)

Малопарафинистые (< 1,5%)

Парафинистые (1,5 – 6,0%)

Высокопарафинистые (>6%)

Нефти Западной Сибири в основном малосмолистые, мало-сернистые, малопарафинистые

Плотность пластовой нефти 780 – 840 кг/м3 (ρср= 800 кг/м3)

Плотность дегазированной нефти 840 – 870 кг/м3 (ρср= 859 кг/м3)

лёгкие (800–860 кг/м3)

средние (860–900 кг/м3)

тяжелые (900–940 кг/м3)

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.
Размерность динамической вязкости: [µ]=Па·с. (Паскаль-секунда).

Закон Ньютона

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с.

С увеличением давления в пластовых условиях влияние температуры на вязкость нефти уменьшается

Ньютоновская жидкость

Неньютоновская жидкость

1 – бингамовские пластики;
2 – псевдопластики;
3 – ньютоновские жидкости;
4 – дилатантные жидкости

Формула Шведова-Бингама

Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу

Газовый фактор, м3/м3

=

---------------------------------------------------------------------

объём выделившегося нефтяного газа из пластовой нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования

объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

Контактное ( одноступенчатое, однократное стандартное)

РАЗГАЗИРОВАНИЕ

Дифференциальное (ступенчатое, многократное)

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти (азот), давление насыщения также увеличивается.

полностью насыщена газом

недонасыщена

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка 4*10-10 7*10-10 1/Па Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости. Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и, как следствие, к увеличению величины объёмного коэффициента

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения, будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счёт её сжимаемости, что приводит к уменьшению объёмного коэффициента.

Распределение тяжёлых углеводородов газа увеличивается от свода к крыльям залежи. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям и к зоне водонефтяного контакта.

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

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

Массовая доля

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

Объемная доля

ni - число молей i-го компонента в смеси;
Σ пi - суммарное число молей газа в системе.

Мольная доля

из закона Авогадро

где К - коэффициент пропорциональности.
Следовательно,

Из рисунка следует, что давление паров метана наибольшее; при нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия 1 давления ненасыщенного пара метана), так как его критическая температура
t = - 82,95° С.

Каждый компонент газа в смеси ведёт себя так, как если бы он в данной смеси был один.

Ni – мольная доля; gi – весовая доля; Vi – объёмная доля;
Пi – физико-химическое свойство i-го компонента.

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

Закон Амага: Аддитивность парциальных объёмов (Vi) компонентов газовой смеси

Для идеальных газов согласно уравнению Клапейрона— Менделеева

где — давление, Па; — объем газа, м3, — масса газа, кг; — газовая постоянная, Дж/(кг • К); — абсолютная температура, К.
Идеальным называют газ, силами взаимодействия между молекулами и объемами молекул в котором можно пренебречь.
Газовая постоянная численно равна работе расширения 1 кг идеального газа в изобарическом процессе при увеличении температуры газа на 1 К.

Уравнение состояния газов

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Значение зависит от давления, температуры и состава газа.

Состояние реальных газов описывается различными уравнениями

Уравнение Ван-дер-Ваальса

а — сила притяжения молекул; b — собственный объем молекул газа.

Величины а, Ь, с, Ао и Во — постоянные для данных компонентов природного газа вычислены на основании экспериментальных данных

Уравнение Битти-Бриджмена

Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения идеальных газов

Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при которой свойства газовой и жидкой фаз находятся в равновесии

Критическое давление – давление паров вещества при критической температуре

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

критические давление и абсолютная температура i-го компонента

среднекритические ( псевдокритические) абсолютная температура и давление;
уi — мольная концентрация i-го компонента в газе.

По принципу соответственных состояний термодинамические свойства веществ (в том числе и коэффициенты сжимаемости различных газов), имеющих равные приведенные температуры и давления, приблизительно одинаковы, так как при этом различные газы находятся как бы в одинаковом относительном приближении к жидкому состоянию.

График изменения коэффициента z в зависимости от приведенной температуры Тпр и приведенного давления рпр для метана

по правилу аддитивности

уа — мольная доля азота;
za — коэффициент сжимаемости азота;
zy — коэффициент сжимаемости углеводородной части газа.

Объём газа при пластовых условиях по закону Бойля–Мариотта:

Объёмный коэффициент газа

- средняя относительная молекулярная масса газа
M1, М2 , ..., Мп — относительные молекулярные массы соответствующих компонентов; y1, y2, ..., уп — мольные доли компонентов.

где плотность газа при нормальных условиях

Исходя из положений кинетической теории газов динамическая вязкость газа связана с его плотностью ρг , средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул v соотношением

С возрастанием температуры средняя длина свободного пробега молекул и средняя скорость движения молекул увеличиваются, а следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение величины плотности

Температура, К

Вязкость мкПа•с

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

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

Повышение давления от 0,1 до 1,2 МПа не влияет на величину вязкости газа.

Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость.

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:

Коэффициент растворимости α показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу

С увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает

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

Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов

Изотермы хорошо растворимых газов выполаживаются, что объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях

Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:
1 – метан; 2 – этан; 3 – пропан; 4 – изобутан; 5 – бутан;
6 – изопентан; 7 – пентан; 8 – изогексан; 9 – гексан; 10 – изогептан; 11 – гептан; 12 – октан; 13 – нонан; 14 – декан

Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры

C ростом молекулярной массы углеводорода величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах

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

Насыщенным называется пар (газ), находящийся в равновесии с жидкостью.

Величина этого давления называется упругостью насыщенных паров природ-ного газа при температуре опыта (Q)

Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии.
Выше температуры, равной критической, газ никаким повышением давления нельзя перевести в жидкость.
Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре называется критическим давлением (Ркр)

Упругость паров углеводородной смеси

Константа равновесия

Кривая точек
конденсации
( точек росы),

Кривая точек парообразования (кипения)

С

С

С приближением давления и температуры к их критическим значениям свойства газовой и жидких фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются

Для изотермических фазовых превращений однокомпонентных
газов характерно постоянство давления в двухфазной области, т. е.
после начала конденсации газа дальнейшее превращение его в жид-
кость с уменьшением объема системы происходит при постоянном
давлении до тех пор, пока весь газ не превратится в конденсат.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов в координатах давление - температура ограничивается критической точкой С.
Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых еще могут существовать две фазы одновременно.

Для двух- и многокомпонентных систем давление в процессе сжатия в двухфазной области не остается постоянным и для конденсации газа необходимо повышать его для полного превращения газовой фазы
в жидкость. Поэтому давление точки парообразования (кипения)
для двух- и многокомпонентной смеси выше точек конденсации.
В соответствии с этим не одинаков и состав жидкой и газовой фаз
в точках парообразования и конденсации.

90,22%
С2Н6

50,25%
С2Н6

9,8%
С2Н6

Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможно существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин.

С увеличением содержания н-гептана в системе критическая точка, располагающаяся слева от макси-мальных значений давления и температуры, при которых две фазы могут существовать в равновесии, сдвигается вправо от нее. Кривые же точек росы и начала кипения при этом приближаются к кривой давления насыщенного пара, преобладающего
в смеси компонента - н-гептана. Аналогично изменяются также крити-ческие температуры и давления при изменении состава смеси.

Необычные процессы фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами
обратного или ретроградного испарения и конденсации

Наибольшее давление, при котором
жидкость и пар могут существовать в равновесии, принято называть
к р и к о н д е н б а р .
Наивысшая температура при которой жидкость и пар существуют в равновесии, называется
к р и к о н д е н т е р м .

Изотермические ретроградные
явления происходят только при температурах выше критической
и ниже максимальной двухфазной температуры (крикондентермы).
Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются
между критическим и максимальным двухфазным давлением (криконденбарой).

Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области

При эксплуатации газоконденсатных месторождений следует обязательно и точно учитывать фазовые превращения, сопровождающие изменение давления и температуры смеси. Даже небольшие снижения пластового давления в таких месторождениях могут привести к выпадению конденсата из паровой фазы в пласт. Конденсат при этом смочит огромную поверхность пористой среды и будет в значительной мере потерян.

Изолинии концентраций жидкой фазы в двухфазной области

В продуктивных горизонтах нефтяных и газовых залежей величина остаточной водонасыщенности (So) составляет в среднем 6–35 % от объёма пор в коллекторах.

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:
рассолы (Q > 50 г/л);
солёные (10 < Q < 50 г/л);
солоноватые (1< Q < 10 г/л);
пресные (Q ≤ 1 г/л).

До 80–90 % от общего содержания солей в воде содержатся хлористые соли.

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, обусловленный наличием карбонат-анионов ( ), или бикарбонат-анионов ( )

Хлоркальциевый тип в основном определяется солями соляной или серной кислот, и обусловлен наличием хлор-анионов ( )
и сульфат-анионов ( ).

Жёсткость пластовых вод

Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухва-лентных металлов: кальция, магния, железа.

Пластовые воды месторождений нефти Томской области имеют небольшую плотность, они – слабоминерализованы.
Величина плотности изменяется в интервале:
для мезозойских залежей 1007–1014 кг/м3;
для палеозойских 1014–1048 кг/м3;
для сеноманского горизонта 1010–1012 кг/м3.

Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа

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

Вязкость

Коэффициент сжимаемости воды, насыщенной газом (βвг) можно приближённо оценивать по формуле

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях . Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99–1,06.

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

Если же взаимное притяжение молекул жидкости В намного больше притяжения молекул жидкости В к молекулам жидкости А такие жидкости называются взаимно нерастворимыми или несмешивающимися.

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

Вода на границе с воздухом имеет поверхностное натяжение 75·10-3Н/м,
а на границе с нефтью — около 30·10-3Н/м.

Молекулярно-поверхностные свойства системы нефть–газ–вода–порода

Коэффициент поверхностного натяжения (σ) зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов. Поверхностное натяжение с увеличением давления понижается, тем сильнее, чем ниже температура. Поверхностное натяжение уменьшается с повышением температуры.

Давление, МПа

Интенсивность смачивания характеризует-ся величиной краевого угла смачивания Θ, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью

Краевой угол (Θ) измеряется в сторону более полярной фазы, в сторону воды.

σ2,3 = σ1,3 + σ1,2⋅cosΘ

cos Θ = (σ2,3 – σ1,3)/ σ1,2.

гидрофильность

гидрофобность

σ2,3 = σ1,3 + σ1,2⋅cosΘ

Wa = σ1,2·(1 + cosΘ)

σ2,3 – σ1,3= σ1,2·cosΘ

При смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину σ1,2·cosΘ, которую принято называть натяжением смачивания.

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

q1 –удельная теплота смачивания породы водой
q2 –удельная теплота смачивания породы нефтью

(q1/q2) > 1

(q1/q2) < 1

Энергия — это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность энергий или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность.

Различаем естественную и в случае ввода извне, с поверхности искусственную пластовые энергии. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения, так и энергии упругой деформации.

Знать режимы работы залежи необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Энергия, заключенная как в самой залежи, так и в окружающей ее водоносной области начинает действовать только при эксплуатации нефтяного пласта.

Эти виды энергии могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости нефти, воды, породы – наблюдается всегда.

Искусственная энергия вводится в пласт при закачке в нагнетательные скважины воды, газа, пара и др. рабочих агентов.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность - упруговодонапорный режим.

Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Упругий режим

В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (~ 5-10%) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах.

При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Водонапорный режим

Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод водонапорный режим, переходит в жесткий водонапорный. Существование его связывают с наличием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объемов воды для выполнения равновесия.

В естественных условиях такой режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному проектированию процесса извлечения нефти.

В отсутствие продвижения краевых вод, режим растворенного газа характеризуется резким понижением пластового давления и сильным падением отборов жидкости из скважин в начальный период разработки залежи.

В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Газонапорный режим

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

Эффективность разработки залежи при газонапорном режиме зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов, большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

Выделяют такие разновидности гравитационного режима:

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

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

Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

ГАЗОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
Наблюдается в нефтегазовых залежах с водонапорной областью.
Особенность такого режима – двухстороннее течение жидкости:
На залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК;
Нефтяная залежь потокоразделяющей поверхностью условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разрабатываемую при водонапорном режиме

Проявляются в основном при разработке месторождений с
воздействием на пласт путем ввода в него дополнительной энергии.