|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Физико-химические свойства углеводородного газаСтр 1 из 12Следующая ⇒
Якутск 2014
Рецензенты: Главный консультант по нефти и газу Госкомгеологии Республики Саха (Якутия) д. г-м. наук Ситников Вячеслав Стефанович зам. директора ИПНГ СО РАН, профессор д. т. н Э.А. Бондарев
Оглавление
стр.
ВВЕДЕНИЕ
Курс лекций предназначен для студентов-геофизиков по специализации нефтегазовая разведочная геология и геофизика. Помимо углубленных знаний по структурной геофизике и промыслово-геофизическим исследованиям на нефть и газ, студент должен получить элементы базовых знаний по нефтяной геологии, подсчету запасов углеводородного сырья, разработке нефтяных и газовых месторождений, а также их теоретической основе – подземной гидродинамике в объеме, позволяющем повышать свою квалификацию на основе дальнейшего самообразования. Полагается, что такие знания нужны геофизику, работающему в области нефтяной геологии, для решения неструктурных задач при разведке и разработке месторождений углеводородного сырья, например мониторингу при его добыче. Кроме того, они расширят возможности трудоустройства молодого специалиста и его адаптацию в организациях и компаниях, ведущих поиск, разработку и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений на территории Республики Саха (Якутии). Курс лекций рассчитан на один семестр и предназначен для контингента, не имеющего соответствующей нефтегазовой подготовки. В лекции включены основные положения теории, касающиеся только однофазной установившейся фильтрации несжимаемого и сжимаемого флюида в однородных и неоднородных пластах. Изложение материала по возможности упрощено и снабжено необходимыми содержательными и математическими комментариями. Для достижения общего понимания проблем в изучаемой дисциплине курс дополнен лекциями о физических свойствах газа, нефти и воды в пластовых условиях, фильтрационно-емкостных характеристиках пористой среды иэнергетических свойствах нефтегазоносных пластов. Для закрепления теоретических знаний приведена подборка задач, охватывающая излагаемые разделы, решение которых предусматривается в рамках самостоятельной работы студента.
Предмет курса
Лекция № 1 Вода, Ннефть и природный газ заключены в недрах Земли. Природные флюиды (нефть, газ и подземные воды) находятся в основном в пустотах – порах, кавернах и трещинах осадочных горных пород. Их движение происходит или вследствие естественных процессов (миграция углеводородов), либо в результате деятельности человека, связанной с извлечением полезных ископаемых и эксплуатацией гидротехнических сооружений. Движение жидкостей, газов и их смесей через деформируемую горную среду по связанным между собой порам и трещинам называется фильтрацией. Теория фильтрации, являющаяся разделом механики сплошных сред, получила широкое развитие в связи с потребностями гидротехники, гидромелиорации, гидрогеологии, горного дела, нефтегазодобычи и т.д. Подземная гидравлика – наука о движении жидкостей газов и их смесей в пористой и трещиноватой горной среде. Она охватывает ту область гидромеханики, в которой рассматривается особый вид движения флюидов -их фильтрацию. Фильтрация имеет свои специфические особенности и является теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, т.к. описывает законы, по которым происходит движение нефти и газа к скважинам. Начало развитию подземной гидравлики было положено французским инженером А. Дарси, который в 1856 г. сформулировал и опубликовал обнаруженный им экспериментально закон, в соответствии с которым скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления. Значительный вклад в развитие подземной гидравлики сделан Ч.Слихтером, рассмотревшим модели идеального и фиктивного грунта и показавшим, что пористость и просветность фиктивного грунта зависят не от диаметра частиц, а лишь от плотности их укладки. Н.Н. Павловскому принадлежит определяющая роль в развитии теории фильтрации в гидротехническом направлении, введении критерия Рейнольдса в подземную гидродинамику Основы развития нефтегазовой подземной гидромеханики и теории фильтрации в СССР были заложены академиком Л.С. Лейбензоном. Ему принадлежит приоритет в постановке и решении ряда задач подземной гидрогазомеханики. Им проведены первые исследования по проблеме вытеснения газированной жидкости и созданы основы фильтрации природных газов. Дальнейшее развитие нефтегазовой подземной гидромеханики в СССР связано с именами многочисленных учеников академика Л.С. Лейбензона. Выдающийся вклад в развитие теории фильтрации в нефтегазоводоносных пластах внесли академик С.А. Христианович, профессора Б.Б. Лапук, И.А. Чарный, В.Н. Щелкачев. Написанные ими монографии и учебники стали классическими, основополагающими. Они имеют большое научно-методическое значение. В послевоенный период теория фильтрации нефти, газа и воды развивается трудами советских ученых, работы которых обеспечили успешное развитие подземной гидрогазомеханики, явившейся теоретической основой теории и практики разработки нефтяных и газовых месторождений, что обеспечило ускоренное развитие нефтегазодобывающей промышленности в нашей стране. За рубежом также ведутся широкие исследования в области нефтегазовой подземной гидрогазомеханики. Стали классическими экспериментальные исследования, проведенные в США еще в 30-е годы Р. Виковым и Г. Ботсетом по изучению фазовых проницаемостей. Существенное значение имеют основы теории двухфазной фильтрации, заложенные С. Баклеем и М. Левереттом. В области теории упругого режима и фильтрации неоднородных жидкостей получили известность труды М. Маскета. Большое значение имеет фундаментальная работа Р. Коллинза, посвященная течению жидкостей через пористые материалы. В последнее десятилетие нефтегазовая подземная гидрогазомеханика получает дальнейшее развитие под влиянием новых актуальных задач, выдвигаемых практикой разработки нефтяных и газовых месторождений, усложнением горно-геологических и термобарических условий их залегания и эксплуатации. В связи с этим интенсивно развиваются: теория многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в деформируемых неоднородных пластах; физико-химическая гидродинамика и гидродинамика новых методов извлечения нефти и газа из недр; подземная гидродинамика неньютоновских жидкостей; подземная гидротермодинамика и некоторые другие специальные разделы теории фильтрации нефти и газа.
Для гидродинамического исследования этих вопросов применяют широко развитый аппарат математической физики, а также вероятностно-статистичес-кие и другие методы. Огромное значение для развития исследований имеет широкое использование возможностей современной вычислительной техники. В настоящее время получает интенсивное развитие новый раздел нефтегазовой подземной гидромеханики - вычислительная подземная гидрогазомеханика. Раздел 1. Свойства и характеристики горной среды и флюидов в Подземных условиях
Лекция № 2 Пористое пространство пород-коллекторов заполнено флюидом, представляющим в общем случае смесь газа, нефти и пластовой воды. Это пространство еще называют гетерогенной системой. Законы движения флюидов к эксплуатационным скважинам в такой среде сложным образом зависят от коллекторских свойств пористой среды, физико-химических свойств жидкостей и газов, а также от распределения давления и температуры в пласте. Рассмотрим коротко эти свойства. 1.1.Коллекторские свойства пород нефтяных и газовых месторождений . Нефть и газ на месторождениях находятся в так называемых пластах-коллекторах, в качестве которых могут быть песчаники (терригенные породы), доломиты (хемогенные) и известняки (органогенные).
Блок схема классификации осадочных горных пород
Коллекторами могут быть только те породы, которые не только содержат флюиды, но могут отдавать их в процессе эксплуатации (отбора). Коллекторские свойства горной породы определяются в основном величинами их пористости и проницаемости и зависят от формы зерен, содержания фракций различного гранулометрического состава, свойств цемента, содержания глинистых минералов и трещиноватости. Пористость. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (межзерновых пор, каверн, трещин и т.д.), способных вмещать в себя нефть, газ и воду, т.е. емкость порового пространства. Для характеристики пористости используют понятие коэффициента пористости (m) и коэффициента просветности (n):
Пористость зависит от взаимного расположения и укладки зерен, степени окатанности и отсортированности частиц, слагающих горные породы, наличия цементирующего материала. В природных условиях пористость пород колеблется в широких пределах: песчаники 3, 5¸ 29%; глины 6-50%; известняки 2-33%; доломиты 6-33%.
Пористость фиктивного грунта определяется по формуле Ч. Слихтера:
т.е. пористость не зависит от диаметра частиц шаров, а зависит от их взаимного расположения, определяемого углом q. Чтобы формулы для фиктивного грунта можно было применять на практике для реального грунта, вводится эффективный диаметр частиц dэ, при котором оба грунта имеют одинаковое гидравлическое сопротивление и по которому оценивают коэффициент однородности грунта. Для определения dэ грунт просеивают и разделяют на фракции. За средний диаметр каждой фракции принимают среднеарифметическое значение крайних диаметров во фракции. Затем строят кривую механического (фракционного) состава грунта, откладывая на оси абсцисс средние диаметры фракции di, а на оси ординат накопительную сумму масс фракций Dgi, т.е. Dg1+Dg2+…+Dgi в процентах от общей массы (т.е. кумулятивную кривую распределения). Распространены 2 способа определения dэ по кривой распределения: способ А. Газена и способ Крюгера - Цункера. В первом способе за dэ принимают такой диаметр, который соответствует 10 % массы от суммы всех фракций (рис. 2.2).
10 % массы от суммы всех фракций (рис. 2.2).
На уровне 10% массы фракций по кривой снимают диаметр dэ, а на уровне 60 % массы фракций - диаметр d0 и вычисляют коэффициент однородности k од = dэ/d0. Образец считается однородным, если коэффициент однородности не менее 0.2, а dэ находится в пределах от 0.1 до 3 мм. В способе Крюгера - Цункера значение dэ определяют по формуле:
На коллекторские свойства породы огромное влияние оказывают форма и особенно величина пор. По И.М. Губкину различают следующие поры: - сверхкапиллярные (d > 0, 5 мм), в которых жидкость может свободно передвигаться; - капиллярные поры (d = 0, 5 ¸ 0, 0002 мм), в которых еще возможно перемещение жидкости; - субкапиллярные поры (d < 0, 0002 мм), в которых из-за действия капиллярных и молекулярных сил жидкость при действующих перепадах давления передвигаться не может. В соответствии с этим определяют: 1) общую пористость (абсолютную, физическую или полную, которая включает в себя объем всех пустот, в т.ч. связанных между собой и изолированных); 2) открытую пористость, включающую все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает жидкость (газ) при данном давлении. Пористость пласта характеризуется коэффициентом пористости. Различают коэффициент полной пористости и коэффициент открытой пористости. Коллекторские свойства породы определяются открытой пористостью. Так глина имеет высокую общую пористость за счет большого количества субкапиллярных, не связанных между собой пор, но низкую открытую пористость и коллектором не является. Наличие цемента, особенно глинистого и карбонатного, значительно снижает пористость породы. На величину пористости пласта также значительноевлияние оказывает влияние его неоднородность, коэффициент которой устанавливается по фракционному анализу. Величину пористости определяют в лаборатории по образцам нефти, поднятым из скважин и по данным геофизических измерений скважин (ГИС). Проницаемость ( k ). Наряду с пористостью является важнейшим параметром, характеризующим коллекторские свойства породы. Проницаемостью горных пород называют способность пропускать через себя жидкость или газ при перепаде давления. Одни породы (например, глина) могут иметь большую пористость, но малую проницаемость. Другие, например, известняки, наоборот, при малой пористости характеризуются высокой проницаемостью. Между пористостью и проницаемостью нет функциональной связи. Проницаемость определяется не размером пор, а структурой порового пространства, связанностью пор между собой, трещиноватостью, удельной поверхностью и т.д. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты в большей или меньшей степени проницаемы. Однако глины, плотные известняки и доломиты, несмотря на иногда высокую пористость, слабо проницаемы, так как имеют много субкапиллярных пор, в которых не происходит движение флюидов. В метрической системе СИ за единицу проницаемости принимают (1м2) - проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью S = 1м2 и длиной l = 1м, перепаде давления 0.1Мпа (1атм) расход жидкости с динамической вязкостью m=1Па× с составляет 1м3/с. Величина проницаемости k=1м2 очень велика. На практике пользуются ее дробным значением, выраженным в единицах Дарси (Д) 1Д = 1.02× 10-12 м2. Физический смысл размерности проницаемости в единицах площади состоит в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения каналов, по которым происходит фильтрация. Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемости пород, которые будут определены далее при рассмотрении закона Дарси и его следствий.
Общие положения Лекция № 6 Одними из основных фильтрационных характеристик являются объемный расход флюида (Q) вектор скорости фильтрации Объемный расход-это объем флюида, проходящего в единицу времени через произвольную площадку DS. Определим скорость фильтрации как вектор, проекция которого на любое направление, равна отношению объемного расхода (потока) флюида к площадке DS, перпендикулярной к этому направлению.
Поэтому, различают еще одну скоростную характеристику – среднюю скорость фильтрации. Она получается путем деления расхода не на всю площадь, а на суммарную площадь активных пор: отсюда Основное соотношение теории фильтрации - закон фильтрации. Закон устанавливает связь между скоростью фильтрации и тем полем давления, которое вызывает фильтрационное течение. Первые экспериментальные наблюдения за движением воды в трубах, заполненных песком, провели французские инженеры Дарси и Дюпюи. Этими работами положено начало теории фильтрации. Именем Дарси назван линейный закон фильтрации, который он установил, создавая первую совершенную систему водоснабжения в Европе. В результате тщательно проверенных экспериментов установлена, получившая широкую известность, экспериментальная формула, имеющая несколько форм (вариантов) записи:
где: Кф – коэффициент, названный коэффициентом фильтрации, зависящий от структуры пористости и свойств флюида; Н1 и Н2 – напоры воды на верхнем и нижнем сечениях трубы; Q - объемный расход жидкости; i – градиент напора; L - длина и S - площадь сечения трубы с песком (рис. 6.2). Последняя формула читается так: скорость фильтрации пропорциональна градиенту напора.
Рис.6.2
где: P*1 и P*2 – приведенные давления, обычно равные соответственно P1 и P2 при малых rgZ. Коэффициент фильтрации Кф используют обычно в гидротехнических расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью - водой. При исследовании фильтрации сложных флюидов (смеси нефти, газа и воды) необходимо разделить влияние свойств пористой среды и флюида, заключенных в Кф. Поэтому используют формулу Дарси в несколько ином виде, где вместо Кф фигурирует k - коэффициент проницаемости, зависящий только от структуры пористой среды, а свойства жидкости задаются динамически вязкостью (m) и плотностью (r)
Другая, более распространенная, или вторую формау записи уравнения Дарси,
где: m - коэффициент вязкости; Р* = rgH = Р+rgz - приведенное давление, совпадающее с истинным при z = 0; k - коэффициент проницаемости, который не зависит от свойств жидкости и характеризует пористую среду. Он имеет размеренность площади [k]си = м2. При этом проницаемость большинства горных пород выражается весьма малыми числами. Так, например: проницаемость крупнозернистых песчаников составляет 10-12-10-13 м2 (1-0, 1 мкмм2); проницаемость плотных песчаников 10-14-10-15м2. [k]си = м2 – очень крупная единица измерения проницаемости. Распространена единица Дарси 1D = 1.02× 10-12 м2. Размерность [Кф]си - м/с Размерность [m]си= Далее будем считать, что приведенное давление совпадает с истинным, тогда 1-я и 2-я формулы уравнения Дарси запишутся:
В последней формуле Сскорость фильтрации прямо пропорциональна проницаемости и градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Закон Дарси можно записать еще в 3-ей форме выражения
Закон читается так: потеря давления при фильтрации идет на преодоление сил вязкого трения и пропорциональна скорости фильтрации w. В лабораторных условиях коэффициент фильтрации Кф или проницаемости k определяют при помощи пермеаметра – прибора, похожего на установку Дарси (рис. 6.3). Зная параметры установки (S, L), поддерживая постоянный расход Q и измеряя разность напоров DН, вычисляют:
В природных условиях коэффициент k определяют в результате исследования скважин путем установления зависимости между изменением давления в скважине и ее дебитом.
Рис.6.3 Лекция № 11 3.5.2 Плоскорадиальный фильтрационный поток. Лекция № 11
Будем считать, что несжимаемая жидкость притекает к гидродинамической совершенной скважине радиусом rc, расположенной в центре однородного горизонтального кругового пласта, толщиной h. На внешней круговой границе пласта радиусом Rk, служащей контуром питания, поддерживается постоянное давление Pk, на забое скважины давление Рс тоже постоянно. Дифференциальное уравнение Лапласа в случае плоскорадиального фильтрационного потока имеет вид
Удобно перейти и решить задачу в цилиндрической системе координат (r, j, z) (рис. 11.1).
Уравнение Лапласа в криволинейной системе ( цилиндрической) системе координат:
где: H r, H j, H z – коэффициенты Ляме. Линии тока жидкости для данной фильтрационной модели совпадают с радиусами окружности (рис. 11.2). Поэтому в уравнении Лапласа останется одно слагаемое, зависимое от координаты r, и после подстановки в него значений коэффициентов Ляме примет вид:
Получаем
Это и есть дифференциальное уравнение Лапласа в цилиндрических полярных координатах для установившегося плоскорадиального течения несжимаемой жидкости по закону Дарси. Дважды проинтегрировав дифференциальное уравнение, получаем
Постоянные интегрирования С1, С2 находим как обычно из граничных условий Р = Рc при r = rc; Р = Рк при r = Rk. Подставляя граничные условия, получаем систему уравнений для нахождения С1, С2:
Подставляя найденные значения С1 и С2 в решение, получим зависимость давления от координаты r в плоскорадиальном потоке.
Находим градиент давления
и используем его для нахождения скорости фильтрации
и дебита
где: S = 2prh – поверхность фильтрации (боковая поверхность цилиндра радиуса r и высотой h) (рис. 11.3). Формула
где: R0 – начальное положение частицы в момент t = 0 и r – текущее положение в момент t. Если в эту формулу подставить вместо R0 ®Rк, а вместо r ® rc, то получим время Т отбора всей жидкости, находящейся в пласте
Находим средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление
Прокомментируем некоторые результаты. Дебит скважины пропорционален депрессии DР (разнице давлений в пласте и на забое работающей скважины) и одинаков через любую цилиндрическую поверхность, соосную со скважиной т.е. не зависит от r. Отношение объемного дебита скважины к DР называется коэффициентом продуктивности
.Через этот коэффициент дебит скважины выражается уравнением Q=KпрDP, которое называется индикаторной диаграммой. На ней коэффициент продуктивности определяется как тангенс угла наклона прямой к оси DP (tg j = Kпр). На практике индикаторную диаграмму строят по данным испытания скважины, путем получения притоков нефти при различных депрессиях.
Градиент давления и скорости фильтрации ведут себя одинаково и резко возрастают при приближении к скважине (рис. 11.5). Логарифмическая кривая давления, вращение которой вокруг скважины образует поверхность, называется воронкой депрессии. Основная часть депрессии образуется в призабойной зоне, параметры которой сильно влияют на дебит скважины (рис. 11.6).
Гидродинамическое поле плоскорадиального потока описывается семействами изобар и линий тока. Изобара представляет окружности, поскольку, Р ~
3.5.3 Радиально-сферический фильтрационный поток
Лекция № 12
где: Нr, Нq, Нj - коэффициенты Ламэ в (r, q, j): x = r sinq´ cosj; y = r sinq ´ sinj; z= r cosq (рис. 12.2).
Для рассматриваемой модели линии тока жидкости совпадают с радиусами полусферы, поэтому В уравнении Лапласа частные производные по координатам q и j равны 0 и уравнение Лапласа будет иметь вид:
Далее схема решения и нахождения характеристик потока жидкости полностью аналогична плоскорадиальному потоку. Дважды интегрируя, получим
Постоянные С1 и С2 определяем из граничных условий:
Подставив граничные условия, находим С1 и С2 из системы уравнений:
После подстановки значений С1 и С2 в общее решение, получим распределение давления в потоке несжимаемой жидкости как функции от координаты r
Если сопоставить формулы распределения давления для плоскорадиального и радиально-сферического потоков, то нетрудно заметить, что они имеют одинаковую структуру и переходят друг в друга, если логарифм отношения расстояний заменить разностью обратных значений расстояний:
Такое подобие структур формул характерно для выражений всех гидродинамических характеристик. Поэтому все остальные характеристики радиально-сферического потока (объемный расход несжимаемой жидкости, распределение скорости фильтрации, средневзвешенное давление и др.) можно получить из характеристик плоскорадиальной фильтрации аналогичной заменой в соответствующих формулах.
Лекция № 13 Лекция № 13
Обобщим результаты для случая фильтрации несжимаемой жидкости при больших скоростях движения, когда становятся значительными инерционные силыстемы и основу уравнения движения должен составить не закон Дарси, а степенные функции:
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-03-08; Просмотров: 564; Нарушение авторского права страницы
; 
, 
= m.
.
.
; 
;
или через массовый расход (Qm):
; 
,
где: Q – объемный расход флюида, м3/с; Qm – массовый расход флюида, кг/с; r – плотность, кг/м3; 
– скорость фильтрации в направлении нормали и площади, м/с. В этой формуле массовый расход DQm делится на полную площадь, а не на часть, занятую порами.
, 
= mVn, где m – пористость. Поскольку m< 1, следует, что Vn> 
; 
; 
,
где: Р1 и Р2 – давления замеренные на верхнем и нижнем срезе образца в трубе.
Скорости фильтрации – величины малые, поэтому 
= 0 и поэтому:
, rgH1 = P*1 = rgZ1+P1;
rgH2 = P*2 = rgZ2+P2
, 
; 
.
.
.
.
.
.
, 
- называется формулой Дюпюи.
; 
.
Подставляя сюда значение w и интегрируя от 0 до t и от R0 до переменного r получим:
.
; 
= const- уравнение окружности. Линии тока – прямые, совпадающие с радиусами. Все выведенные формулы с заменой (Рк – Рс) на (Рс – Рк) справедливы для нагнетательных скважин.
и и 
.
.
.