Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Кафедра нефтегазового дела

Физика пласта

Курс лекций

Укрупненная группа направлений и специальностей

130000 «Геология, разведка и разработка полезных ископаемых»

Направление подготовки:	130500 «Нефтегазовое дело»
Специальность:	130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Иркутск

2008 г

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ

1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

1.1. Типы пород - коллекторов

1.2. Пористость

1.3. Проницаемость

2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД 2.1. Механические свойства горных пород

2.2. Тепловые свойства горных пород

3. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА» НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ

ВОД

3.1. Состав и физико-химические свойства природных газов

3.2. Состав и физико-химические свойства пластовой воды

3.3. Состав и физико-химические свойства нефтей

4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

4.1. Схема фазовых превращении однокомпонентных систем 4.2. Фазовые переходы в нефти, воде и газе

5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ

ПЛАСТ-ВОДА

6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И

ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

6.1. Источники пластовой энергии

6.2. Силы, действующие в залежи

6.3. Поверхностные явлении при фильтрации пластовых жидкостей и причины

нарушения закона Дарси

6.4. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

6.5. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

6.6. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых

сред

6.7. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад.

На заре цивилизации нефть не играла большой роли в быту и технике. До нас скупые сведения о том, что она применялась греками, египтянами и ассирийцами преимущественно для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), при изготовлении туши, в военном деле (" греческий огонь" ), а также для освещения комнат и смазки колес.

Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила только за последние сто лет. В данный момент развитие техники и промышленности невозможно себе представить без использования нефти и продуктов ее переработки.

Из нефти вырабатываются горючее для двигателей внутреннего сгорания, топлива для газовых турбин и котельных установок, смазочные масла, битумы для дорожных покрытии, сажа для резиновой промышленности, кокс для электродвигателей и множеств других промышленных и потребительских товаров.

Газы - попутные, природные, газы нефтепереработки, ароматические углеводороды, жидкие и твёрдые парафины - незаменимое сырьё для нефтехимической промышленности.

На базе этого дешёвого газового и нефтяного сырья производятся полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные материалы.

Развитие научно-технической базы человечества, освоение и ввод в эксплуатацию крупнейших по запасам нефти и газа месторождений осуществляется на основе достижений прогресса в области физики нефтяного пласта. Полученные новые данные относительно нефтяных и газовых пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород (пористость, проницаемость, насыщенность, теплопроводность), физических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний предельных углеводородных систем успешно применяются на практике.

Прогресс в области физики пласта, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует поведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи её физическую характеристику, физические и физико-химические свойства насыщающих породу нефти, газа и воды; должен уметь правильно обработать и применить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов и необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки. На этом комплексе сведений основывается проектирование разработки месторождения, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, если это признаётся необходимым.

1. Коллекторские свойства горных пород

1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов - гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям, 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения - основные коллекторы нефти и газа.

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

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

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характерезуются следующими основными показателями:

- пористостью;

- проницаемостью;

- капиллярными свойствами;

- удельной поверхностью;

- механическими свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

1.2. ПОРИСТОСТЬ

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот), пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Поры растворения - образовались в результате циркуляции подземных вод. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста, Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСОз) в доломит (МцСОз) - при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.

fer^WBrti и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, вывання.

Виды пор (2)-(5) - это так называемые вторичные поры, возникшие при механико-химических процессах.

Объем пор зависит от:

- формы зёрен;

- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше

пористость);

- размера зёрен;

- укладки зёрен - при кубической укладке пористость составляет

47, 6%, при ромбической укладке - 25, 96% (см. рис. 1.1);

- однородности и окатанности зёрен;

- вида цемента (см. рис. 1.2).

Пористость 47, 6% Пористость 25, 96°{о

90" 90 рис 1.1 Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих поровый материал: а - менее плотная кубическая укладка, б - более компактная ромбическая укладка

Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость - суммарный объём всех пор (V_nop), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_coo₆_ui) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

Коэффициент открытой пористости (m₀) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_nop _фильтр), через которые идётфильтрация.

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п > m₀ > m_эф. (1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

субкапиллярные (размер пор < 0, 0002 мм) - практически непроницаемые: глины,

глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

капиллярные (размер пор от 0, 0002 до 0, 5 мм);

сверхкапиллярные > 0, 5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Таблица 1.1

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0, 54-1, 4
Глины	6, 0-50, 0
Пески	6, 0-52, 0
Песчаники	3, 5-29, 0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты, как покрышки	0, 65-2, 5

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется теоретически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_B), газонасыщенность (S_r), нефтенасыщенность (S_H), выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях)

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

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.4).

пакет

20-30 нм

Рис. 1.4. Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 1.5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис. 1.5).

Виды проницаемости

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

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой

средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к

абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

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

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность S_В - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; S_Н = 65-94%. в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

Для газонефтяных месторождений:

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В< 25%

Остаточная водонасыщенность. обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2, 5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 1.11).

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

Рис 1.11. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД

2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

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

Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины.

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

2.2. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

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

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.

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

Коэффициент температуропроводности характеризует, скорость прогрева пород (или скорость распространения изотермических границ):

Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного (а_v) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0, 4-2 кДж/(кг-К).

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Тепловые свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

Таблица 2.1

Горная порода	с, кДж/(кг-К)	λ, Вт/(м-К)	а-10³, м²/с	a_L-10⁵, 1/К
Глина	0, 755	0, 99	0, 97	-
Глинистые сланцы	0, 772	154-218	0, 97	0, 9
Доломит	0, 93	1, 1-4, 98	0, 86	-
Известняк	1, 1	2, 18	0, 91	0, 5-0, 89
Кварц	0, 692	2, 49	1, 36	1, 36
Песок	0, 8	0, 347	0, 2	0, 5
Пластовые флюиды	с, кДж/(кг-К)	λ, Вт/(м-К)	а-10³, м²/с	a_L-10⁵, 1/К
Нефть	2, 1	0, 139	0, 069-0, 086	—
Газ	4, 15	0, 582	0, 14	-

Состав природных газов

Природные газы, добываемые' из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН₄ - С₂₂Н₄₆), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, СО, С0₂, Аг, Н₂, Не).

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии бывают только углеводороды C₁-C₄. Углеводороды С₅ и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл 3.1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Таблица 3.1

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂	СО₂	Относит, плотность
Северо-Ставропольское	98.9	0, 29	0, 16	0, 05	- -	0, 4	0, 2	0, 56
Уренгойское	98, 84	0, 1	0, 03	0, 02	0, 01	1.7	0, 3	0, 56
Шатлыкское	95, 58	1, 99	0, 35	0, 1	0, 05	0, 78	1, 15	0, 58
Медвежье	98, 78	0, 1	0, 02	-	-	1, 0	0.1	0, 56

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях - 75-95% (табл. 3.2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Таблица 3.2

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂	СО₂	Относит, плотность
Вуктыльское	74, 80	7, 70	3, 90	1, 80	6, 40	4, 30	0, 10	0, 882
Оренбургское	84, 00	5, 00	1, 60	0, 70	1, 80	3, 5	0, 5	0, 680
Ямбургское	89, 67	4, 39	1, 64	0, 74	2, 36	0, 26,	0, 94	0, 713
Уренгойское	88, 28	5, 29	2, 42	1, 00	2, 52	0, 48	0, 01	0, 707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана - около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40%, реже - до 60% (табл. 3.3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Таблица 3.2

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂	СО₂	Относит, плотность
Бавлинское	35, 0	20, 7	19, 9	9, 8	5, 8	8, 4	0, 4	1, 181
Ромашкинское		19, 1	17, 8	8, 0	6, 8	8, 0	1, 5	1, 125
Самотлорское	53, 4	7, 2	15, 1	8, 3	6, 3	9, 6	0, 1	1, 010
Узеньское	50, 2	20, 2	16, 8	7, 7	3, 0	2, 3	-	1, 010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С₂Н₆) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при нормальных условиях - неполярная, аддитивная система (смесь компонентов от C₁ до С₄). Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

где g_i - весовая доля;

Н_i - мольная доля;

V_i - объёмная доля;

П_i- параметр i-гo компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

При нормальных условиях плотность газа р_г = М_i/ 22, 414.

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (g_i) - отношение массы i-гo компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

Молярная (мольная) доля (N_i) - отношение числа молей i-гo компонента к общему числу молей в системе:

Где m_i - масса i-го компонента;

M_i - молекулярный вес.

Объемная доля (V_i) - доля, которую занимает компонент в объёме системы.

Для идеального газа соблюдается соотношение V_i = N_i.

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

Относительная плотность газа по воздуху:

Для нормальных условий р^O_см ≈ 1, 293; для стандартных условий р^O_см≈ 1, 205.

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

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

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

где Р - давление смеси газов;

р_i - парциальное давление i-гo компонента в смеси,

или

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

где V - объём смеси газов;

V_i - объём i-гo компонента в смеси.

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением Менделеева-Клайперона:

где Р- абсолютное давление, Па;

V - объём, м³;

Q - количество вещества, кмоль;

Т - абсолютная температура, К;

R-универсальная газовая постоянная Па*м³/(кмоль-град).

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.)

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, показывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

где Q количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в выражении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление - давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура - температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

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

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

Вязкость газа - свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость µ. и кинематическую вязкость v. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

где ρ - плотность газа;

λ - средняя длина пробега молекулы;

v - средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0, 01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длинны пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

3.1.3; Растворимость газов в нефти и воде

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

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

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

где V_ж - объём жидкости-растворителя;

а - коэффициент растворимости газа;

V_r - количество газа, растворённого при данной температуре;

Р - давление газа над поверхностью жидкости

К - константа Генри (К=f(a)).

Коэффициент растворимости газа а показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

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

Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть " недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.

Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.

Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, H₂S, N₂ растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м³ газа СО и С0₂ на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры - падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

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

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект -уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона:

где Δ Т - изменение температуры:

а - коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления,

температуры);

Δ Р - изменение давления.

СИСТЕМ

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

: 6лижением температуры и давления к критическим значениям свойства 1кой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет бывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то.будет непрерывно возрастать.

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒