2. Глава 2

4. Технологія розробки нафтових родовищ

6. 2.1 Геолого-фізична характеристика нафтових і газових родовищ

8. Колекторські властивості гірських порід. Гірська порода, яка здатна містити нафту й газ і віддавати їх у процесі видобування, називається колектором.

9. Колекторами можуть бути різні породи, але переважна більшість покладів нафти й газу (більше 99%) належать до осадових порід, що виникли в результаті руйнування магматичних порід і життєдіяльності організмів. Осадові породи мають достатній об^’єм пустот у вигляді пор, тріщин, каверн, в яких можуть знаходитися нафта і газ. Пустоти, як правило, сполучені між собою, що дає змогу вилучати з породи нафту і газ.

10. Основними властивостями, що визначають породу як колектор нафти й газу, є пористість і проникність.

11. Під пористістю розуміють наявність у породі пустот, незаповнених твердою речовиною. Кількісно пористість характеризується коефіцієнтами повної і відкритої пористості. Коефіцієнтом повної пористості називають відношення об’єму всіх пор у взірці породи до його видимого об’єму :

12. . (2.1)

13. Через те, що не всі пори в гірській породі сполучені між собою і мають вихід на поверхню, то введено також поняття коефіцієнта відкритої пористості – , під яким розуміють відношення об’єму відкритих, сполучених між собою пор у взірці до його видимого об’єму:

14. . (2.2)

15. Коефіцієнти пористості виміряються в частках одиниці чи у відсотках від об’єму породи. Пористість порід-колекторів нафти й газу рідко перевищує 30%, а здебільшого становить 12...15%.

16. Проникністю гірських порід називають їх здатність пропускати через себе рідину чи газ під дією перепаду тиску. Наявність пор не є достатньою умовою для того, щоб порода мала проникність. Наприклад, таким породам як глина, незважаючи на порівняно велику пористість, невластива значна проникність. Це пояснюється малим розміром пор, у яких рух рідини чи газу затруднений.

17. Для кількісної характеристики проникності гірської породи використовують закон Дарсі, відповідно до якого швидкість фільтрації (відношення об’ємної витрати рідини чи газу до площі фільтрації) прямо пропорційна коефіцієнту проникності і обернено пропорційна динамічній в’язкості рідини чи газу, що фільтрується в пористому середовищі:

18. , (2.3)

19. де: – швидкість фільтрації; – об^’ємна витрата рідини чи газу; k – коефіцієнт проникності; F – площа фільтрації; – градієнт тиску.

20. Вимірюючи витрату рідини чи газу через гірську породу за певних перепадів тиску, за законом Дарсі обчислюють коефіцієнт проникності і використовують його як кількісну характеристику здатності гірської породи пропускати через себе рідину чи газ. У міжнародній системі одиниць (СІ) проникність виміряється в м² чи мкм² (1 мкм² =10^-12 м²).

21. Якщо проникність гірської породи визначена за рідиною чи газом, що повністю заповнює пустотний простір і є хімічно інертною речовиною стосовно пористого середовища, то таку проникність називають абсолютною. На практиці для визначення абсолютної проникності найчастіше через гірську породу пропускають повітря.

22. У природних умовах залягання порід у їх пустотному просторі одночасно присутні нафта, вода і газ, названі фазами. Частка об’єму пор, зайнята в пористому середовищі даною фазою, називається насиченістю. У таких умовах проникність для кожної з фаз пористого середовища буде залежати як від насиченості пористого середовища, так і від взаємодії фаз між собою.

23. Для характеристики проникності пористого середовища в умовах насичення її двома і більше фазами введено поняття фазової і відносної фазової проникності. Фазова проникність визначається за законом Дарсі для кожної з фаз окремо. Відносна фазова проникність – це відношення фазової проникності до абсолютної. На рис. 2.1 показано залежність відносних фазових проникностей піску для газу і води від насиченості пористого середовища водою. Аналогічний вигляд мають залежності фазових проникностей за наявності в пористому середовищі нафти і води чи води і газу.

24. З

    

    Рисунок 2.1 – Залежність відносних

    Фазових проникностей піску для газу к*г і води к*в від водонасиченості

    і зростанням насиченості пористого середовища даною фазою збільшується і фазова проникність для цієї фази, одночасно зменшується проникність для іншої фази, тому що насиченість нею пористого середовища відповідно знижується (рис. 2.1). Відносна проникність менше одиниці, отже фазова проникність нижче абсолютної для даного пористого середовища. Іншими словами, за однакового перепаду тиску здатність середовища пропускати через себе рідину чи газ за наявності в ній декількох фаз буде нижчою, ніж у випадку повної насиченості тільки однією фазою.

25. Важливою особливістю кривих фазових проникностей є те, що вони, звичайно, виходять не з початку координат. Існує область насиченості, в якій проникність пористого середовища для однієї з фаз дорівнює нулю. Це означає, що дана фаза займає частину порового простору, але залишається нерухомою. Нерухома фаза утримується капілярними і поверхневими силами в дрібних і тупикових порах у вигляді плівки і окремих крапель чи пухирців на поверхні порових каналів.

26. Пористість і проникність входять у поняття колекторських властивостей гірських порід. Вірогідна інформація про них необхідна для підрахунку запасів нафти і газу, проектування розробки родовищ і в процесі їх експлуатації. Властивості порід-колекторів нафти й газу визначаються лабораторними методами за взірцями (кернами), вилученими в процесі буріння свердловин, і результатами геофізичних і гідродинамічних досліджень свердловин.

27. Склад і властивості нафти. Нафта й газ являють собою складну природну суміш вуглеводнів різної будови з домішками невуглеводневих компонентів. Склад нафти надзвичайно складний і різноманітний. Він може змінюватися навіть у межах одного покладу. Разом з тим, усі фізико-хімічні властивості нафти, її товарні якості в першу чергу визначаються складом. Характеризуючи склад нафти, використовують поняття елементарного, фракційного і групового складів.

28. Елементарним складом нафти називають частковий вміст у ній тих чи інших хімічних елементів. Основні елементи, з яких складається нафта – вуглець і водень. У більшості нафт склад вуглецю коливається в межах 83...87%, кількість водню рідко перевищує 12...14%. Значно менше в нафті міститься інших елементів: сірки, кисню, азоту. Їхня частка рідко перевищує 3-4%.

29. Поділ складних сумішей, до яких належить нафта, на більш прості називають фракціонуванням. Нафту поділяють на фракції шляхом перегонки (дистиляції). Фракція нафти, що має інтервал кипіння 30-205 °С – бензин; з інтервалом кипіння 200...300 °С – гас. Усі фракції нафти, що википають до 300 °С, відносять до світлих нафтопродуктів. Фракція, що залишилася – це мазут, з якого одержують масла, гудрони, бітуми.

30. Навіть вузькі фракції нафти являють собою досить складні суміші різноманітних вуглеводнів. Вміст у нафті вуглеводнів різних класів відображає груповий вуглеводневий склад. Основна частина нафти представлена вуглеводнями трьох класів: алканами, циклоалканами й аренами. Звичайно, в нафті міститься 25-30% за масою алканів, 25-75% циклоалканів, 10...20% аренів.

31. У світі розробляється більше 23 тисяч родовищ нафти і газу. Склад нафти кожного родовища унікальний і визначається різними властивостями нафт. Крім того властивості нафти змінюються безпосередньо в процесі її видобування – під час руху по пласту, у свердловині, системах збору і підготовки, при контакті з іншими рідинами та газами. У практиці нафтовидобування найбільш важливі такі властивості нафти: густина, в’язкість, газовміст, тиск насичення нафти газом, стисливість нафти і її усадка.

32. У пластовій нафті міститься велика кількість легких фракцій вуглеводнів, які при зниженні тиску переходять у газову фазу. Цю частину вуглеводнів називають нафтовим, розчиненим у нафті газом. Дегазація нафти при зниженні тиску – основна причина відмінності властивостей нафти в поверхневих і пластових умовах.

33. Кількість розчиненого в нафті газу характеризує газовміст нафти, під яким розуміють об’єм газу, що виділився з одиниці об’єму пластової нафти при зниженні тиску і температури від пластових до стандартних умов (тиск 0,1013 МПа і температура 293 К). Газовміст нафти, як правило, знаходиться в межах від 25 до 100 м³/м³, але іноді може сягати і декількох сотень кубометрів газу в кубометрі нафти.

34. Ступінь насичення нафти газом характеризує тиск насичення – максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при її ізотермічному розширенні. Спочатку нафта перебуває під дією пластового тиску, зниження тиску спричиняє її розширення. Зі зниженням тиску зменшується кількість газу, що може бути розчинена в нафті. При певному тиску газ, що міститься в нафті, вже не може бути в ній цілком розчинений і надлишкова частина газу переходить у вільний стан. Цей тиск і береться за тиск насичення нафти газом. У міру подальшого зниження тиску об’єм газу, що виділився, буде зростати аж до повної дегазації нафти.

35. Тиск насичення нафти газом може бути рівним пластовому чи бути нижчим від нього. У першому випадку нафта в пласті повністю насичена газом, у другому – недонасичена. Різниця між тиском насичення і пластовим може коливатися в значних межах від десятих часток до десятків МПа. Дані про тиск насичення дають змогу прогнозувати умови, за яких відбувається перехід нафти в двофазовий стан при русі її в пласті, свердловині та комунікаціях.

36. Газовміст нафти, тиск насичення й інші закономірності виділення газу вивчаються на спеціальних лабораторних устаткованнях з використанням проб нафти, відібраних з вибоїв свердловин.

37. Густина нафти залежить від її складу, кількості розчиненого газу, тиску і температури. У пластових умовах більшість нафт мають густину 750...850 кг/м³, а після розгазувания при нормальних умовах їхня густина збільшується до 830-890 кг/м³

38. В’язкість нафти, як і густина, в пластових і поверхневих умовах різна. Вона зменшується з підвишенням температури й кількості розчиненого газу і трохи збільшується зі зростанням тиску. В’язкість нафти змінюється в дуже широких межах. У пластових умовах вона може складати від десятих часток мПас до сотень і тисяч мПас. В’язкість дегазованої нафти в порівнянні з пластовою в кілька разів, а іноді в десятки разів вища.

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

40. , (2.4)

41. де: – об’єм нафти в пластових умовах; – об^’єм цієї ж нафти за стандартних умов після дегазації.

42. Об^’єм нафти в пластових умовах перевищує об^’єм сепарованої нафти у зв’язку з підвищеною пластовою температурою й вмістом великої кількості розчиненого газу. Тиск через низьку стисливість нафти незначно впливає на її об’єм. Як правило, об’ємний коефіцієнт нафти знаходиться в межах 1,05-1,3, але при високому газовмісті він може сягати декількох одиниць.

43. Для характеристики зменшення об’єму нафти під час її видобування на поверхню використовують показник, названий усадкою нафти:

44. . (2.5)

45. Усадка нафти виражається у відсотках, для деяких нафт вона може сягати 40-50%.

46. Склад і властивості природних газів. Природні гази, що видобуваються з чисто газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, за своїм якісним складом близькі між собою. Вони містять, головним чином, вуглеводні метанового ряду (алкани) і домішки невуглеводневих компонентів, такі як азот, вуглекислий газ, сірководень, інертні гази.

47. Гази, що видобуваються з чисто газових родовищ, складаються майже з одного метану, у них відсутні важкі фракції, здатні перейти в рідкий стан при нормальних умовах, і тому їх називають сухими.

48. У газах з газоконденсатних родовищ містяться і більш важкі компоненти, які при нормальному тиску переходять у рідину, яку називають газовим конденсатом.

49. Нафтові гази нафтових родовищ містять значно менше метану і велику частку пропан-бутанової фракції, яка при нормальній температурі і тиску вище 0,9 МПа знаходиться в рідкому стані і використовується як скраплений газ.

50. Серед вуглеводневих компонентів природних газів особливе місце займають вуглекислий газ і сірководень, що відноситься до корозійних і токсичних речовин. Вміст їх у газах не перевищує декількох відсотків, однак зустрічаються гази, в яких кількість сірководню і вуглекислого газу перевищує 50%. Видобування і перероблення таких газів вимагає застосування спеціальної технології і корозійностійкого обладнання.

51. Для опису поведінки газів зі зміною тиску і температури використовують газові закони. Так як у природних газах взаємодія молекул, особливо за високих тисків впливає на стан газів (тобто вони поводять себе як реальні), то для їх опису найчастіше використовують рівняння стану Клапейрона–Менделєєва, до якого вводиться поправка, яка враховує відхилення реальних газів від ідеальних і називається коефіцієнтом стисливості (надстисливості) газу. Узагальнене на реальні гази рівняння Клапейрона–Менделєєва має вигляд:

52. , (2.6)

53. де: – тиск газу; – об’єм газу; – коефіцієнт надстисливості газу; – маса газу; – молекулярна маса газу; – абсолютна температура газу; – газова постійна.

54. Коефіцієнт надстисливості газу визначають шляхом розрахунку або за графіками (рис. 2.2) залежно від зведених тиску і температури. Зведеними тисками і температурами для сумішей газів називають безрозмірні відношення дійсних тисків і температур до відповідних середньокритичних параметрів:

55. ; , (2.7)

56. де , – відповідно середньокритичні тиск і температура, що відрізняються від дійсних критичних тисків і температури для кожного з газів суміші і визначені як середньозважені за концентраціями компонентів:

57. 

58. Зведений тиск

59. Рисунок 2.2 – Залежність коефіцієнта стисливості природних газів від зведених тиску Р_зв і температури Т_зв

60. ; . (2.8)

61. Тут і – критичні тиск і температура і-го компонента, що має об’ємну концентрацію .

62. Ґрунтуючись на формулі закону газового стану (2.6), легко простежити зв’язок між густиною газу , його молекулярною масою, тиском і температурою:

63. . (2.9)

64. З (2.9) випливає, що більшу густину за інших рівних умов мають гази з високою молекулярною масою. Зі збільшенням тиску густина газів зростає і, навпаки, зменшується зі збільшенням температури.

65. Якщо відома густина газу за деякого тиску і температури , наприклад, у стандартних умовах, то за інших тиску і температурі густину цього ж газу можна обчислити на підставі закону стану газу за формулою

66. . (2.10)

67. Однією з найважливіших фізичних характеристик газу є його в’язкість – здатність чинити опір переміщенню одних частинок щодо інших. На подолання сил тертя, зумовлених в’язкістю газу, витрачається основна частка енергії при русі газу по пласту і газопроводах. Тому в’язкість газу враховується в усіх розрахунках, зв’язаних з рухом газу.

68. В’язкість газу залежить від його складу, тиску і температури. Зі збільшенням молекулярної маси в’язкість газів, як правило, зменшується. На рис. 2.3 показано в’язкість метану при різних тисках і температурах. Зі збільшенням тиску в’язкість газу зростає: при низьких тисках незначно і більш інтенсивно в межах високих тисків.

По-різному залежить в’язкість газу від температури при низьких і високих тисках. При невеликих тисках збільшення температури призводить до збільшення в’язкості, а при високих, як і в рідин, до зменшення в’язкості. В’язкість природних газів навіть при високих тисках, як правило, невелика, вона значно менша від в’язкості рідин і рідко перевищує 0,04-0,05 мПас.

69. 

Рисунок 2.3 – Залежність коефіцієнта динамічної в^,язкості метану від тиску і температури