1 Примеры использования физики пласта при решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений.

Из лекции

2 Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи. Классификация залежей углеводородов. Оценка типа газовой залежи.

В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды в залежи могут находиться в различных состояниях  – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры, при этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Если количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. При разработке такого месторождения по мере снижения давления газ будет выделяться из нефти (называется попутным газом). В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа содержится в нефти.

По исходному фазовому состоянию пластовых смесей залежи делятся на одно- и двухфазные (рис. 1.1).

В однофазных залежах содержатся либо только сухой газ (газовая залежь), либо газоконденсатная смесь (газоконденсатная залежь), либо пластовая нефть (нефтяная залежь).

В двухфазных залежах могут одновременно находиться газоконденсатная смесь и нефть. Обычно газоконденсатная смесь образует «газовую шапку» над нефтяной частью залежи.

Соответственно залежи выделяют:

•  – нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

•  – газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая  – газовая (газовая шапка); в нефтегазовых  – газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью  – нефтяной оторочкой;

•  – газовые, содержащие только газ;

•  – газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых  – основная по объему нефтяная часть, а во вторых  – газоконденсатная.

Залежи: а  – нефтяные, б  – газонефтяные, в  – нефтегазовые, г  – газовые, д  – газоконденсатнонефтяные, е  – нефтегазоконденсатные. 1  – нефть, 2  – газ, 3  – вода, 4  – газоконденсат Рисунок 1.1  – Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов

Кроме этих видов существуют газогидратные залежи, содержащие газ в пластах в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обусловлено свойством его при определенных давлениях и температурах соединятся с водой и образовывать гидраты.

3 Состав и классификация природных газов. Физические свойства природных газов.

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений  – многокомпонентные системы, состоящие из углеводородов гомологического ряда метана, а также неуглеводородных компонентов: азота (N₂), углекислого газа (СО₂), сероводорода H₂S, инертных газов гелия, аргона. Содержание метана часто превышает 85-98%, этана, пропана, бутана и пентана колеблется от 1 до 20% и более. Содержание азота в природном газе обычно не превышает 10% (часто 2-3%). Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10-25%. Количество сероводорода колеблется от 0 до 15-20% и более. Концентрация гелия в большинстве случаев составляет сотые и тысячные доли процента.

Основные группы природных газов:

1. Газы чисто газовых меторождений (сухой газ, свободный от тяжелых УВ);

2. Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ);

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений (сухой газ и жидкий углеводородный конденсат)

Также выделяют газы газогидратных залежей  – гидраты  – твердые физико-химические соединения, состоящие из углеводородов и воды, основная трудность извлечения связана с необходимостью перевода гидратов в газообразное состояние. Газогидратные залежи приурочены обычно к залежам многолетней мерзлоты.

Физические свойства:

1. Плотность – отношение массы к объему [кг/м³].

Плотность газа ρ₀ (в кг/м³) в нормальных физических условиях (при 0,1013МПа и 0ºС) можно определить по его молекулярной массе М

где 22,41  – объем 1 кмоля идеального газа, м³

Плотность природных газов для заданных р и Т при известных значениях плотности при р₀ и Т₀ определяется по формуле

Плотность газов измеряют специальными газовыми пикнометрами или же эффузивным методом, который основан на измерении скорости истечения газов из малых отверстий

2. За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при тех же условиях:

3. Коэффициенты сухости и жирности

Чем жирнее газ (чем больше он содержит тяжелых компонентов), тем больше его плотность. Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С₂Н₆) и выше. Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (k_жирн.) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные нефтяные газы, с преобладанием метана. Коэффициент сухости (k_сух.) пропорционален содержанию метана:

4. Вязкостью называется свойство жидкостей и газов, характеризующее сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой. Количественно вязкость характеризуется значением μ [Па·с], называемым коэффициентом динамической вязкости, выделяют также коэффициент кинематической вязкости ν [м²/с]. Он учитывает влияние силы тяжести и определяется как коэффициент динамической вязкости, деленный на плотность газа в рабочих условиях.

Динамическая вязкость газаμ связана с его плотностью ρ, средней длиной свободного пути λ и средней скоростью молекул ν соотношением

4 Газовые и жидкие смеси. Упругость насыщенных паров.

Для оценки свойств нефтяного газа (при нормальных или стандартных условиях) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси), так как с точки зрения физики к газам можно применять законы для идеальных систем, а с точки зрения математики они являются аддитивной системой:

где g_i  – весовая (массовая) доля;  y_i – мольная (молярная) доля;  V_i  – объёмная доля;  П_i – параметр i-го углеводорода или неуглеводородного компонента.

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

Мольная (молярная) доля y_i  – отношение числа молей i-го компонента (n_i) к общему числу молей в системе:

где n_i – число молей i-го компонента;  m_i – масса i-го компонента;  М_i  – молекулярный вес i-го компонента.

Объёмная доля – это доля (V_i), которую занимает компонент в объёме системы и с учетом выражений можно найти взаимосвязь ее с массовым и мольным составами:

Парциальное давление компонента газовой смеси представляет собой то давление, которое он оказывает при удалении из объема, занимаемого смесью, остальных компонентов при неизменных первоначальных объеме и температуре.

Под парциальным объемом понимается объем, который имел бы данный компонент смеси газов, если бы из нее были удалены остальные компоненты при условии сохранения первоначального давления и температуры.

Аддитивность парциальных давлений выражается законом Дальтона:

где р  – общее давление смеси газов;  р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси.

Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой смеси выражается законом Амага

Упругость насыщенных паров.

Насыщенный пар представляет собой пар, находящийся в термодинамическом равновесии с жидкостью.

На рисунке изображены зависимости объема жидкого и парообразного пропана от давления при неизменной температуре. При сжатии от точки М до точки А имеется ненасыщенный, в точке Апар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объема (участок АВ) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость, при дальнейшем сжатии будет резко повышаться давление при почти неизменном объеме. Горизонтальный участок АВ соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую. Величина этого давления называется упругостью насыщенных паров природного газа при температуре опыта и обозначается Q. Чем ближе температура к критической, тем короче этот горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривую упругости паров, представляющую зависимость давления от температуры (см. рис. 2.3б).

Рисунок 2.3  – Зависимость давления от объема и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) Т, К: 1  – 283, 2  – 293, 3  – 303, 4  – 313, 5  – 323

Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Упругость паров компонента повышается с увеличением общего давления. Это влияние мало при низких давлениях (примерно до 1 МПа), а при высоких давлениях упругость паров резко увеличивается. У индивидуального углеводорода в чистом виде упругость паров  – функция только температуры Q= f(T). У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры и общего давления, т.е. Q= f(T,р_cм), т.е. смесь характеризуется давлением смеси, определяемым ее составом, температурой и упругостью паров. Для удобства вводятся константа равновесия (коэффициент распределения), представляющая собой отношение упругости паров индивидуального углеводорода Q к давлению смеси р_см, т.е.:

,

(2.31)

где К  – константа равновесия.

Упругость паров жидкой смеси по закону Рауля зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его молярной концентрации на упругость паров в чистом виде, т.е.:

.

(2.32)

Сумма парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой смеси, т.е.: