Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

n

· yi)

i=1

НИ

ρг.от. = å (ρi

i=1

n

Tкр= å (Tкрi · yi )

(2.2.1)

i=1

n

АГ

Pкр= å (Ркрi · yi)

Задача 2.2.1: Определить относительную плотность, критическую

температуру и давление газа следующего состава:

(объемные доли в %) метан 92, этан 4, пропан 2,

зот

2. Показатели

компонентов даны в табл. 2.2.1.

т

е

ка

Таблица 2.2.1

Относ.

Крит.

Крит.

Плотность при

плотность

темпер. по

давление,

нормальных

по воздуху

шкале

МПа

условиях

Кельвина,

и

о

700 мм. рт. ст.

К

л

(0,101 МПа)

0 0С

СН4 (метан)

0,555

191

4,49

0,717

С2Н6 (этан)

1,049

305

б

4,75

1,356

С3Н8 (пропан)

1,562

370

4,25

2,019

С4Н10 (бутан)

2,091

б

3,50

2,703

425

и

С4Н10 (изобутан)

2,066

408

374

2,668

С5Н12 (изопентан)

2,48

460

3,22

3,216

С5Н12 (пентан)

2,490

460

3,23

3,880

С6Н12 (гексан)

2,974

507

2,93

3,860

С7Н16 (гептан)

3,450

540

2,65

4,470

N2 (азот)

н

126

3,28

1,250

0,967

H2S (сероводород)

н

1,190ая

374

8,71

1,539

CO2

(углекислый

1,529

304

7,15

1,976

газ)

Воздух

1,000

414

3,65

1.000

тр

Решение (пооформулам 2.2.1):

1.

о носи ельная плотность:

ρот

к

× 0,554 + 0,04

×1,049 + 0,02 ×1,562 + 0,02 × 0,97 = 0,602

= 0,92

е

Критическая температура:

л

2.

= 0,92 ×191+ 0,04 ×305 + 0,02 ×370 + 0,02 ×126 = 198 К

Ткр

11

Состояние газа характеризуется давлением Р, температурой Т и объёмом

V. Соотношение между этими параметрами определяется законами газовогоНИ

состояния.

Состояние горючих газов (реальных) отличается от состояния идеальных

АГ

коэффициентом сжимаемости z – отношением объ ма реального газа к

объему идеального при одних и тех же условиях.

ка

приведенных

Для смеси углеводородных газов величина z зависит

от

среднекритических давлений Pпр и температуры Тпр.

т

е

Рраб

Т

раб

(2.2.2)

Рпр

=

Т пр

=

о

Рср.кр.

Т ср.кр.

Задача 2.2.2: Определить коэффициентл

и

сжимаемости

z

при

рабочем

давлении 19,6 МПа и температуре t = 600C для газа, состав которого определен в

задаче 2.2.1.

и

б

Решение:

Определяем приведенное давление и температуру.

19,6

б

P

=

= 4,38 МПа

пр

4,47

Переводим рабочую температуру в градусы Кельвина

Т раб = t + T0

ая

= 60 + 273,15 =

333K

Tпр

=

333

=

1,68

н

198

Коэффициент сжимаемостин

z можно определить по кривым Брауна (Рис.

2.2.1)

о

Рпр (4,38 МПа),

расположенной на оси

абсцисс,

Для этого из точки

проводим прямую до пересечения со значением Тпр (1,68 К), изображенном на

к

тр

графи е ривыми линиями. Из точки пересечения проводим линию до оси

е

ординат и находим величину z. При данных значениях приведенного давления

и т мп ратуры z = 0,86.

л

12

АГ

НИ

ка

о

т

е

и

л

б

и

б

ая

н

Рис. 2.2.1

При измене ии Pпр от 0 до 3 и Тпр от 1,3 до 1,9 коэффициент сжимаемости z

можно определить по формуле А.З. Истомина:

н

оz = 1-10−2 (0,76Tпр3

- 9,36Tпр +13)(8 - Рпр ) × Рпр

(2.2.3)

Если данные о составе газа отсутствуют, для приближенного определения

средне ритическойтр

температуры

и давления

используют

формулы А.З.

Истомина, которые

отражают

их

зависимость

от средней

относительной

к

плотности газа.

л

е

13

Рср..кр.= (4,937 – 0,464 ·ρг.от.)·106, МПа

(2.2.4)

Тср.кр.= 171,5 ·ρг.от.+ 97, К

где

ρг.от. - относительная плотность газа.

АГ

Задача 2.2.3:Определить коэффициент сжимаемости газа

в пластовыхНИ

условиях, если известно, что абсолютное пластовое давление Р = 12 МПа,

температура в пласте Т = 328 К , относительная плотность ρг.от.= 0,841.

Решение:

ка

Среднекритическое давление и температуру определяем по формул м 2.2.4.

Ркр = (4,937 – 0,464 · 0,841)·10 6 = 4,55 МПа,

т

е

Ткр = 171,5 · 0,841 + 97 = 241 К.

о

По формулам (2.2.2) определяем приведенные давление и температуру

Рпр = 12/4,55 = 2,64;

и

Тпр = 328/241 = 1,36.

Коэффициент сжимаемости по формуле 2.2.3

и

б

= 0,69.

z = 1 – 10-2 (0,76·1,36 2 – 9,36·1,36 + 13) (8 – 2,64)·2,64л

Коэффициент растворимости газа.

По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна

давлению:

Vr =

бα × P ×Vж ,

(2.2.5)

где

Vr

– объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению,

м3;

н

н

растворяется газ, м3;

Vж

– объем жидкости, в которойая

α

– коэффицие т растворимости, 1/Па;

P

о

ие газа, Па.

– абсолют ое давле

Коэффициент растворимости α показывает, сколько газа растворяется в

единице объема жидкости при увеличении давления на 1 Паскаль.

к

α =

Vr

(2.2.6)

V Р

е

ж

растворимости измеряется в 1/Па=(Н/м2)-1. Коэффициент

Коэффициенттр

растворимости для различных газов и нефтей в

зависимости от условий

л

изменяется от 0,4·10-5 до 1·10-5 1/Па

14

НИ

Задача 2.2.4: Определить коэффициент растворимости газа α, если в

объеме нефти Vн=1000 м3 при абсолютном давлении Р=20 МПа растворенный

газ имеет объем Vг=18·104 м3, приведенный к нормальным условиям.

АГ

Решение: Приближенно приняв растворимость газа изменяющейся по

линейному закону Генри, получим

α =

Vг

=

18 ×104

= 9

м3

= 9

1

.

РVн

м3 × МПа

20 ×103

МПа

3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ

ПОРОД-КОЛЛЕКОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

В нефтяных и газовых месторождениях нефть

е

и газка, так же как и

пластовые воды, занимают пустоты (поры),

а акже

рещины и каверны в

о

горных породах. Отдельно взятые поры между о дельными зернами в породах

весьма малы, но в сумме образуют огромный

и

бъем, дтходящий иногда до 50%

общего объема всей породы.

л

конгломератах, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов.

и

Эти породы обладают проницаемостью, т. е. способностью пропускать

б

жидкости и газы через систему многочбсленных каналов, связывающих от-

дельные пустоты в породе между со ой.

Глины являются также осадочными породами, но они непроницаемы для

ая

н

в неподвижном состоянии капиллярными силами

прочно удерживаются

(силами сцепления, силами прилипания), действующими в этих каналах.

н

ефтяных и газовых месторождений глины играют роль

В формирова ии

глинистых п р д, подстилающих и перекрывающих проницаемые породы, то

тр

нефть и газ, имеющиеся в недрах земли, рассеялись бы по всей толще земной

коры и выходилиона поверхность.

нефти и газа:

Основные физико-механические свойства коллекторов

к

состав,

проницаемость,

пористос ь, гранулометрический (механический)

е

свойства

горных пород

удельная поверхность, механические свойства. Эти

3.1. Пористость

НИ

Под пористостью горных пород понимается совокупность в ней пустот

Различают

общую

или

абсолютную

полную

и открытую

(взаимосвязанную) пористость.

Коэффициент общей пористости

(3.1.1)

Vпор

m =

, где

АГ

V

о

Vпор

- общий объём всех пустот породы, включая поры, к верны, трещины,

связанные и не связанные между собой;

Vо

- объём породы.

обозначить через

Если объем частиц или зерен, составляющих породу,

Vзер, то выражение (3.1.1) можно представить в виде:

т

е

ка

Vo

−Vзер

Vзер

о

(3.1.2)

m =

V

= 1− V

о

о

Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных

и

запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков

одного и того же пласта.

Не всегда все пустоты в породе связаныл

между собой. Часто пустоты

какой-либо части пласта бывают

золированы от других пустот. Насыщающие

б

пористый пласт жидкость или газ могут двигаться только по сообщающимся

друг

с другом

пустотам.

Поэтому наряду

с

общей

пористостью для

характеристики

нефтесодержащих

и

понятие коэффициента

пород вводят

ая

3

открытой пористости или отношениеб

объема открытых сообщающихся пор к

объему образца породы.

н

коэффициент

общей пористости образца

Задача 3.1.1. Определить

породы m‚ если объем образца V0 ═ 2‚42 см ‚а объем зерен в образце Vз ═ 2‚02

см 3.

Решение: Определимн

коэффициент пористости‚ пользуясь соотношением:

m ═ (V0

– Vз)/V0

═ (2‚42 – 2‚02)/2‚42 ═ 0‚165 или 16‚5%.

о

3.2. Проницаемость

тр

Проницаемостью горных пород называют их свойства пропускать сквозь

себя жидкостик

и газы.

Абсолютно непроницаемых пород нет – при

Коэффициент проницаемости (для фильтрации жидкости через породу):

Q × μ × L

(3.2.1)

k =

, где

АГ

НИ

F × DР

Q

- объёмный расход жидкости через породу за 1 с;

μ

- динамическая вязкость жидкости;

ка

L

- длина пути, на котором происходит фильтрация;

F

- площадь фильтрации;

ΔР - перепад давления на длине образца породы.

е

Для определения проницаемости пород по газу:

т

2Q0 × Р0 × μ × L

(3.2.2)

k =

, где

(Р2

- Р2 )× F

1

2

Q0

- расход газа при атмосферном давлении Р0;

Р1 и Р2 - давление газа на входе в образец на выходео

из него.

и

2

– проницаемость такой

Единица проницаемости в системе СИ – 1м

л

давления 1Па фильтруется 1м3 жидкости вязкостью 1Па·с. В промысловой

практике пользуются единицей прон цаемостиб

дарси

(Д),

которая в 1012

меньше проницаемости в 1м2.

б

Для характеристики физическихисвойств пород используется абсолютная

проницаемость.

Абсолютная или физическая проницаемость -

эти

проницаемость

фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического

н

взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного

н

заполнения пор среды газомаяили жидкостью).

Эффектив ая (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды

о

для данного газа или жидкости при coдержании в порах другой фазы жидкой

Относительная

проницаемость

-

отношение

эффективной

проницаемос и к абсолютной.

Задача 3.2.1. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы

тр

путем пропускания воздуха через образец. Длина образца l = 2,8 см, площадь

поп р чногок

сечения F = 5,1 см2. Давление перед и за образцом соответственно

Р1

= 1,3·105

Па и Р2 = 105 Па. Вязкость воздуха (в условиях опыта) μ = 0,018

е

мПа·с; объем воздуха (при атмосферном давлении), прошедшего через образец

за время t = 180 с, Vв = 3600 см3.

л

17

НИ

Решение: Коэффициент абсолютной проницаемости k определяют по

формуле:

(3.2.3)

k =

2 × μ ×l × P ×V ×10−4

2

2

B

F ×

(P2 -

P 2 ) ×t

, м

1

2

Подставив в формулу значения величин, данных в условии задачи,

получим

АГ

2 ×0.018×10−3 × 2.8×105 ×3600 ×10−4

-12

2

ка

k =

5,1×(1,3

-1) ×1010 ×180

= 0,573·10

м

е

3.3. Удельная площадь поверхности

Удельная

поверхность

породы

(удельная

о

площадь

поверхности) -

суммарная поверхность зерен, составляющих породу, в единице ее объема. Ее

значение

в нефтесодержащих

породах

колеблется

тв пределах от 40000 до

и

230000 1/м. Породы, имеющие большую удельную поверхность непроницаемые

(глины, глинистые сланцы и т.п.).

б

л

Задача 3.3.1. Определить удельную поверхность слабосцементированного

песчаника с проницаемостью k = 2,5·10-12 м2 и пористостью m = 0,25.

б

Решение: Приближено удельная поверхность Sуд определяется расчётным

путем в зависимости от k и m по формулеи

:

ая

(3.3.1)

Sуд = c × m ×

m

, где

k

с- коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка, с = 0,353.

Следователь о

н= 27800 м2/м3.

н

S

уд

= 0,353×0,25×

0,25

тр

2,5 ×10−12

о4. СОСТОЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

4.1. Залежи и месторождения нефти и газа

л

е

Естк

ственные скопления нефти

или

газа в пористых горных породах

(ко

екторах) называются нефтяными или газовыми залежами.

Тип залежи определяется типом природного резервуара или ловушки.

Например, скопление

нефти

в пластовом резервуаре в

сводовой части

18

Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, давления и

ка

-

температуры могут находиться в залежи в различных состоянияхАГ

различают следующие виды залежей: нефтяные, газовые и газоконденсатные,

е

газонефтяные (с большим объемом газа в сводовой части залежи и нефтяной

оторочкой).

В нефтяных залежах (точнее нефтегазовых) газ, нефть и вода

распределяются по вертикали в соответствии с их пло ностями. Газ и нефть

занимают верхнюю часть залежи, а вода подпираеттих снизу. Газ как более

и

легкий располагается над нефтью, образуя так называемую газовую шапку.

л

, если давление в залежи

Газовая шапка образуется в пласте в том случаео

б

Р с. 4.1.1. Схема нефтегазовой

ая

б

ипластовой залежи.

1-внутренний контур газоносности;

2-внешний контур газоносности;

н

3-внутренний контур нефтеносности;

н

4-внешний контур нефтеносности.

о

Поверхность или граница, разделяющая нефть и воду в пласте называется

водонеф яным контактом (ВНК), граница между газом и водой в газовых

залежах - газоводянымтр

контактом (ГВК) и граница между газом и нефтью при

наличии газовой шапки или нефтяной оторочки - газонефтяным контактом

(ГНК).

к

л

е

19

внутренний контур газоносности.

НИ

Расстояние от верхней точки кровли нефтяной или газовой залежи до

ВНК или ГВК - это высота залежи Н.

В разрезе той или иной геологической структуры может иметься одна или

несколько залежей нефти и газа. Совокупность залежей нефтиАГи газа,

ка

4.2. Физические свойства нефти в пластовых условиях

е

Жидкости и газы находятся в пласте п д

тпределённым давлением,

которое называется пластовым.

Физические свойства нефти в пластовых условияхо

сильно отличаются от

л

и

Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при

котором из нефти начинают выделяться бпервые пузырьки растворенного газа.

б

газа, от соотношения их

Давление насыщения зависит от состава нефти и

объемов и от температуры. Когда в пластеи

имеется

свободный газ (например,

Плотность

и

н

объёмные коэффициенты

нефти.

Плотность

дегазированной нефти

может изменяться в

широких пределах - от 700 до

1000 кг/м3

н

и более. В пластовыхая

условиях плотность изменяется в зависимости

от давления, количества растворенного газа,

температуры. С

повышением

о

есколько увеличивается, а с повышением

двух

других

давления плотность

факторов

- уменьшается. Влияние количества

растворенного

газа и

тр

температуры сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда

меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. Известны

нефти,

плотнос ь ко о ых в пласте меньше 500 кг/м3

при плотности дегазированной

нефти 800 кг/м3.

При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение

е

объема жид ости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему

л

этой жек

жидкости после дегазации (в стандартных условиях) называют

объемным

коэффициентом.

20