- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содержат то или иное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.
Как и в случае углеводородных компонентов, при определенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным водяными парами. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.
Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.
Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа, называют абсолютной влажностью. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или в г/кг.
На рис IV.12 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, с повышением температуры влагосодержание газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания воды в газе.
Р ис. IV.12. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах
Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе, и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.
С увеличением молекулярной массы газа (с 16 до 30) влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике, незначительно (на 3—5%). Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плотностей газа проводятся по корректировочным графикам, описанным в специальной литературе.
Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. В качестве примера можно привести данные А. И. Гриценко, исследовавшего влияние воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей Челбасского и Майкопского месторождений. В пластовых условиях в газоконденсатной смеси Челбасского месторождения (рпл=22,8 МПа и tпл=96,1 °С) растворяется от 5,38 до 5,43 см3/м3 воды. Количество растворенной воды в газоконденсатной смеси Майкопского месторождения в пластовых условиях (рпл = 30,3 МПа и tпл=128°С) составляет 10,5 см3/м3. В процессе исследования А. И. Гриценко наблюдал, что при изотермическом (при пластовой температуре) снижении давления в газоконденсатной системе, содержащей водяные пары, одновременно выделяются конденсат и вода (двойная обратная конденсация). Было установлено, что давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается и равно для Челбасского месторождения 21,37 МПа (без воды — 20,7 МПа), а для Майкопского месторождения 29,1 МПа (без воды — 27,8 МПа). Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений — давление начала конденсации углеводородов следует определять по пробам, содержание паров воды в которых приближается к пластовым значениям. Если используется только углеводородная часть системы газокон-денсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.
Явления двойной обратной конденсации — выделение конденсата и воды из углеводородных систем, содержащих водяные пары, в условиях изотермического снижения давления наблюдал впервые Ван-дер-Ваальс. Это явление часто встречается в системах, в которых один из компонентов полярный.
Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии паров воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений.
Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводород) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода)— тяжелый компонент с меньшей летучестью. Как было установлено в предыдущих разделах, с повышением концентрации тяжелого компонента (см. рис. IV.2, б) критическое давление системы всегда становится больше, чем критическое давление любого компонента, находящегося в смеси (кроме случая, когда один из компонентов преобладает настолько, что критические свойства смеси становятся близкими к свойствам индивидуального компонента). Рост критического давления и температуры сопровождается повышением давления начала конденсации в критической области.