Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Физика пласта. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
Подставляя в (7.9) значение R из формулы (5.6), получим:
. (7.10)
где k – проницаемость в ма; S – удельная поверхность в м2/м3.
Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную
поверхность в м2/м2:
. (7.11)
Из формул (7.10) и (7.11) следует, что чем меньше радиус
поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее
удельная поверхность.
Формула (7.11) представляет собой один из вариантов формул Козени-Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и
структуры порового пространства. В общем виде формула Козени-Кармана записывается в виде:
, (7.12)
где m – пористость породы (характеризующая динамическую
полезную емкость коллектора); S – удельная поверхность; Т –
извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); f – коэффициент, учитывающий форму поровых каналов (изменяется от 2 до 3). Величина
извилистости Т может достигать 6 и более.
Вывод
Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца.
Вопросы для самопроверки
1. В чем зависимость между удельной поверхностью и дру-
гими параметрами реальных пород?
2. Что такое явление ультрапористости?
3. Что такое эффективный диаметр частиц?
41
8. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ВОДЕ
План
8.1. Закон Генри.
8.2. Кажущийся удельный объем растворенного газа.
8.3. Коэффициент разгазирования.
8.4. Давление насыщения нефти газом.
8.1. Закон Генри
От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т. д.
Чрезвычайная сложность состава нефти и значительные
пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов
газонасыщенности нефти при высоких давлениях, поэтому газонасыщенность нефтей при различных давлениях и температурах
обычно определяют по экспериментальным данным.
При небольших величинах давления и температур растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри:
количество газа Vг, растворенного при данной температуре в
единице объема Vж жидкости, пропорционально давлению р газа над поверхностью:
где α – коэффициент растворимости газа.
где
Из (8.2) следует, что коэффициентом растворимости учитывается количество газа, растворяющегося в единице объема
жидкости при увеличении давления на единицу.
Коэффициент растворимости реальных газов не является
постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от
давления, температуры и от других факторов, которые приобретает раствор газа в жидкости. Это связано с общим отклонением
реальных газов от идеального газа.
, (8.1)
, (8.2)
.
42
Как уже упоминалось, введение понятия летучести (фугитивности) f позволяет связать найденные опытным путем свойства реального газа с его термодинамическими параметрами
(т. е. подстановка вместо давления летучести f в формулы, основанные на идеализированном представлении о процессе, позволяет использовать их для описания реальных процессов). Как
известно, метод этот распространяется и на растворы. Используем далее понятие летучести при рассмотрении вначале растворимости однокомпонентных газов в жидкостях. При исследовании теоретических вопросов растворимости газов закон
Генри обычно записывается через мольные концентрации газа в
растворе:
, (8.3)
где N – мольная концентрация газа в растворе.
. (8.4)
Здесь nж и nг – число молей жидкой и газовой фаз в системе.
Тогда с учетом летучести закон Генри запишется в виде:
. (8.5)
Уравнение (8.5) можно применять лишь при концентрациях
газа, приближающихся к нулю.
8.2. Кажущийся удельный объем
растворенного газа
Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от
давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но также и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические свойства.
Внешним выражением этих свойств является увеличение объема
раствора при введении в него газа. Повышение объема влияет на
концентрацию газа в жидкости. Приращение объема раствора
определяется количеством растворенного газа, свойствами жидкости и газа, температурой и давлением. Увеличение объема
жидкости обычно характеризуют величиной V, представляющей
собой приращение объема жидкости при растворении в ней 1 кг
газа. Эту величину V называют кажущимся удельным объе-
мом растворенного газа в жидкой фазе G.
43
(8.6)
Смысл понятия «кажущийся» заключается в том, что приращение объема ΔV жидкости (нефти) не представляет собой
истинного объема растворенного газа в нефти, а является результатом взаимодействия молекулярных сил растворенного
газа и жидкости. В химической термодинамике величину V
называют парциальным мольным объемом.
С учетом отклонения законов реальных газов от законов
идеального, а также изменения объема раствора при введении в
него газа И. Р. Кричевским, дается следующее уравнение, связывающее концентрацию газа в жидкости с давлением:
, (8.7)
где f – летучесть газа в газовой фазе; N – мольная концентрация
газа в растворе; p – общее давление над раствором; р0 – упругость пара растворителя; f0 – летучесть газа при давлении, равном упругости р0 пара растворителя при температуре Т; N0 –
мольная концентрация газа в растворе при давлении р0; V – кажущийся (парциальный) мольный объем.
Установлено, что количество растворяющегося или выделяющегося из нефти газа при одних и тех же условиях зависит
еще от характера процесса – идет ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято
называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ
находится в контакте с нефтью. При дифференциальном дегазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится
из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в
процессе разгазирования непрерывно изменяется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. При этом количество выделившегося из нефти газа измеряется порциями по мере
снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.
При дифференциальном дегазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса
дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержа-
44
ние тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти.
В промысловых условиях протекают и контактные и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в
пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды,
когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс
дегазирования напоминает дифференциальный.
8.3. Коэффициент разгазирования
Представление о количестве газа, выделившегося из нефти
при снижении давления, дают кривые разгазирования.
Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления
коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность
эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования
при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.
В области очень высоких температур и давлений коэффициент
разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения (об этом см. ниже).
В последние годы значительно возросли глубины залегания
пластов, вовлекаемых в разработку, и в литературе появились результаты исследования свойств нефтей при давлениях до 100 МПа.
8.4. Давление насыщения нефти газом
Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости.
Давление насыщения зависит от соотношения объемов
нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения
также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыще-
45
ния характеризуются нефти, в которых растворено значительное
количество азота. Например, давление насыщения туймазинской
нефти, равное 9,4 МПа, при отсутствии азота было бы порядка
5 МПа. С повышением температуры давление насыщения может
значительно увеличиваться.
В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом
условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором –
недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах – от десятых
долей до десятков МПа. Так, например, в месторождении Вентура Авеню (США) превышение пластового давления над давлением насыщения составляет около 33 МПа (330 кгс/см2). Для
проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление
насыщения часто бывает различным. Например, на Туймазинском месторождении оно изменяется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах
залежи.
Давление насыщения и закономерности выделения газа
изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя
скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пористой
среды. По результатам исследований можно сделать вывод, что
в пластовых условиях на закономерности выделения газа из
нефти оказывают некоторое влияние порода, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные
законами капиллярности и физико-химическими свойствами
пластовых жидкостей и горных пород. По имеющимся экспериментальным данным порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и
ГП газ начинает выделяться из пермской нефти, насыщенной
метаном с примесью азота (2 % объем.), в пористой среде независимо от величины р при давлении на 0,4–0,5 МПа выше, чем
это происходит при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при отсутствии пористой среды.
Большой интерес представляет сравнительное изменение
газонасыщенности различных участков залежи, обладающих
неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при
понижении давления ниже точки выделения газа. В связи с раз-
46
личием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницаемыми породами, значительно отстает от относительного газосодержания
более проницаемых участков коллекторов.
Как уже упоминалось, физические свойства нефтей в пластовых условиях определяются экспериментальными исследованиями проб пластовой нефти. В литературе опубликовано
множество эмпирических расчетных способов оценки параметров пластовых нефтей. Эти эмпирические соотношения выводятся на основе имеющейся связи между свойствами пластовой
нефти и газовым фактором, содержанием в газе метана, азота и
плотностью дегазированной нефти.
Вывод
В данной лекции рассмотрены вопросы: Закон Генри; кажущийся удельный объем растворенного газа; коэффициент
разгазирования; давление насыщения нефти газом.
Вопросы для самопроверки
1. Обоснуйте Закон Генри.
2. Что такое кажущийся удельный объем растворенного газа?
3. Что такое «коэффициент разгазирования»?
4. Что такое «давление насыщения нефти газом»?
47
9. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
План
9.1. Понятие упругости.
9.2. Деформационные свойства горных пород.
9.3. Прочностные свойства горных пород.
9.1. Понятие упругости
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность –
наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.
Упругие свойства горных пород влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения.
Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения
режима работы скважины.
Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил.
Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.
9.2. Деформационные свойства горных пород
При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.
Основные факторы, определяющие физико-механические
свойства породы, следующие:
1) глубина залегания породы, определяющая величину дав-
ления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи
(горное давление);
2) тектоника района, определяющая характер и степень ин-
тенсивности испытанных породой деформаций;
3) стратиграфические условия залегания;
4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор
жидкостями.
48
Согласно закону Гука относительная деформация тела (от-
E
E
r
l
r
ношение приращения того или иного размера тела к первоначальной его величине) в пределах упругих изменений прямо пропорциональна напряжению σ и обратно пропорциональна коэффициенту упругости Е, называемому также модулем Юнга, т. е.
. (9.1)
В связи с тем, что характер деформации тела связан с
направлением напряжения, отношение поперечной деформации
сужения или расширения (εr) к продольной деформации удлинения или сжатия (εl) называется коэффициентом Пуассона ().
. (9.2)
Горные породы условно разделяются на твердые, пластичные, сыпучие и т. д. Однако хрупкость или пластичность не является их постоянным свойством. Почти все породы при различных условиях приложения нагрузки могут вести себя и как
хрупкие, и как пластичные тела. При растяжении, изгибе и одноосном сжатии пластические свойства горных пород почти не
проявляются. Разрушение пород происходит без заметной пластической деформации. При всестороннем сжатии многие горные породы, хрупкие при простых деформациях, приобретают
значительные пластические свойства. Правда, горные породы,
как правило, ограниченно пластичны.
В процессе лабораторных испытаний таких пород, как песчаник, глинистый сланец и другие, не обнаружен переход в пластическое состояние при всестороннем сжатии с давлением, соответствующим глубине залегания более 3000 м. Вместе с тем
практика горных работ показывает, что часто и на меньших глубинах происходят деформации этих пород, похожие на пластические.
В зависимости от состава и свойств пород, условий их залегания и действия нагрузки механизм пластических деформаций
может быть различен. Иногда пластические деформации пород
происходят вследствие межзерновых и трансляционных движений и явлений перекристаллизации. Если сжимать породы типа
песчаников, известняков и др., состоящие из сцементированных
зерен кварца или мелких сросшихся кристаллов кальцита, от-
49
дельные зерна могут двигаться независимо друг от друга. Каждое зерно под нагрузкой движется и вращается около соседних.
В результате такого перемещения зерен, которое можно рассматривать как межзерновое, порода приобретает ограниченные
пластические свойства.
Большое значение в пластической деформации материалов
имеют трансляционные движения, происходящие под воздействием внешней нагрузки, смещающие атомы внутри отдельных
кристаллов вдоль плоскостей, известных под названием плоскостей скольжения. Такая природа пластических деформаций присуща, по-видимому, каменной соли и некоторым другим минералам, обладающим кристаллическим строением.
Иногда пластической деформации пород, по-видимому,
способствуют явления перекристаллизации минералов. Часто
пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы.
9.3. Прочностные свойства горных пород
Установлено, что имеется значительная разница в величинах прочности одной и той же породы в условиях одноосного
сжатия σсж, изгиба σ
пород σсж > σ
изг
> σ
и одноосного растяжения. Для твердых
изг
.
рас
При всестороннем сжатии однородные сплошные породы
разрушаются лишь при больших давлениях. При этом, когда
разность главных напряжений достигает некоторого значения,
многие породы переходят вначале в пластическое состояние.
Результаты исследований последних лет показывают, что
горные породи при изучении их механических свойств в массивах и при использовании образцов достаточно больших размеров имеют постоянные характеристики (модуль упругости, коэффициент Пуассона, прочностные показатели и т. д.).
В табл. 9.1 и 9.2 приведены значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона для некоторых пород.
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]