- •Введение
- •1 Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.1 Виды пористости
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.4 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5 Зависимость проницаемости от пористости
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10 Карбонатность горных пород
- •1.11 Набухаемость пластовых глин
- •1.12 Механические свойства горных пород
- •1.13 Тепловые свойства горных пород
- •2 Состав и физико-химические свойства природных газов и нефти
- •2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3 Фазовые состояния углеводородных систем
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.2 Схема фазовых превращений двух – и многокомпонентных
- •3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4 Состав и физико-химические свойства пластовых вод
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.3 Жесткость пластовых вод
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.2 Вязкость
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •5.5 Кинетический гистерезис смачивания
- •5.6 Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •6 Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •6.1 Источники пластовой энергии
- •6.2 Силы, действующие в залежи
- •6.3 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
- •6.4 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •6.5 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •6.6 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •6.7 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •7. 1 Методы увеличения извлекаемых запасов нефти
- •7.2 Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •7.3 Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •7.4 Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи
- •7.5 Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •7.6 Щелочное и термощелочное заводнение
- •7.7 Мицеллярные растворы
- •7.8 Термические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •7.9 Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
- •Содержание
- •Физика пласта
2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.
Для учёта этого взаимодействия уравнение (2.16) на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:
, (2.25)
где Q – количество вещества, моль;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа.
Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.
Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температур), природы газа:
z = f (Тприв, Рприв), (2.26)
где Тприв – приведенная температура;
Рприв – приведенное давление.
Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.
Тприв = Тпл / Тср. кр; Р прив = Рпл / Рср. кр; Vприв = Vпл / Vср. кр. (2.27)
А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:
(2.28)
(2.29)
Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние (табл. 2.4.).
Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние (табл. 2.4).
Таблица 2.4 Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
№ п./п. |
Компонент |
ТКРi, оК |
РКРi, 0,1 МПа |
zКРi |
1. |
Метан, СН4 |
190,7 |
45,8 |
0,290 |
2 |
Этан, С2Н6 |
306,0 |
48,5 |
0,285 |
3 |
Пропан, С3Н8 |
369,8 |
43,4 |
0,277 |
4 |
Изо-бутан, i-С4Н10 |
407,2 |
37,2 |
0,283 |
5 |
н-Бутан, n-С4Н10 |
425,2 |
35,7 |
0,274 |
6 |
Изо-пентан, i-С5Н12 |
461,0 |
32,8 |
0,268 |
7 |
н-Пентан, n-С5Н12 |
470,0 |
33,0 |
0,269 |
8 |
Гексан, С6Н14 |
508,0 |
29,6 |
0,264 |
9 |
Гептан, С7Н16 |
540,3 |
27,0 |
0,259 |
10 |
Азот, N2 |
126,1 |
34,6 |
0,291 |
11 |
Двуокись углерода, СО2 |
304,2 |
74,96 |
0,274 |
12 |
Сероводород, Н2S |
373,6 |
88,9 |
0,268 |
Существуют графики (рис. 2.1), эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.
При содержании неуглеводородных компонентов в составе нефтяных газов (N2, СО2, Н2S) следует вводить поправки в рассчитанное значение коэффициента сверхсжимаемости по правилу аддитивности:
z = NN2· z N2 + (1- NN2) · zув, (2.30)
где NN2 – молярная доля азота в смеси газов;
zN2, zув – коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов.
Для определения величин zN2 используются специальные графики (рис. 2.2).
Зная коэффициент сверхсжимаемости (z) и объём, занимаемый газом при нормальных условиях, можно оценить его объём при пластовых условиях по закону Бойля–Мариотта:
. (2.31)
Рисунок 2.1 – Коэффициенты сжимаемости z углеводородных газов в зависимости от приведённых параметров
Отношение объёма газа при пластовых условиях (Vпл.) к объёму газа при нормальных условиях (Vo) называется объёмным коэффициентом (b) газа:
. (2.32)
Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма, занимаемого газом при нормальных условиях на пластовые условия и наоборот, например, при подсчёте запасов.
Рисунок 2.2 – Зависимость коэффициента сжимаемости азота от давления и температуры
Рассмотрим пример. Дан мольный состав (Ni) газа:
Дано:Ni, доли Pкр, атм Ткр, К Ni • Piкр, атм Ni • Tiкр, К
СН4 0,8319 47,32 191 39,2 158,0
С2H6 0,0846 49,78 305 4,2 25,8
C3H8 0,0437 43,38 370 1,9 16,2
-C4H10 0,0076 38,25 407 0,3 3,1
n-C4H10 0,0168 38,74 425 0,6 7,1
i-C5H12 0,0057 33,89 461 0,2 2,6
n-C5H12 0,0032 34,10 470 0,1 1,5
C6H12 0,0063 30,52 508 0,2 3,2
Определить какой объём будет занимать 1000 м3 газа (при н. у.) для пластовых условий: Р = 100 атм, Т = 50°С.
Решение. Используя данные таблицы, мы можем найти коэффициенты сжимаемости (z) и объёмный коэффициент газа (b) для пластовых условий.
Рассчитаем приведенное температуру (2.27) и давление (2.28) для нашего состава и пластовых условий:
Tпр = (50 + 273,15) / (Ni ·Tiкр) = 323,15 / (0,8319 · 91 + 0,0846 · 305 + 0,0437 · 370 + 0,0076 · 407 + 0,0168 · 425 + 0,0057 · 461 + 0,0032 · 470 + 0,0032 · 470) = 323,15 / (158 + 25,8 + 16,2 + 3,1 + 7,1 + 2,6 + 1,5 + 3,2) = 323,15 / 217,5 = 1,48;
Рпр = 100 / (Ni·Piкр) = 100 / (0,8319 · 47,32 + 0,0846 · 49,78 + 0,0437 · 43,38 + 0,0076 · 38,25 + 0,0168 ·38,74 + 0,0057 · 33,8 + 0,0032 · 34,1 + 0,0063 · 30,52) = 100 / (39,2 + 4,2 + 1,9 + 0,3 + 0,6 + 0,2 + 0,1 + 0,2) = 100 / 46,7 = 2,14.
По графикам (рис. 2.1) находим значение z, как функцию z = f(Тпр =1,48) и f(Pприв=2.14) при определяем z. Для нашего случая величина z = 0,81.
Объём газа в пластовых условиях определяем, используя закон Бойля–Мариотта:
Vпл = z·Vo·(273,15 + t°) · Po / (273,15·Pпл);
Vпл = 0,81·1000·323,15·1 / (273,15·100) = 9,58.
Объёмный коэффициент газа оценивается отношением объёмов газа в пластовых условиях к объёму газа при н.у.:
b = Vпл/Vo = z·(273,15 + t°)·Po / (273,15·Pпл);
b = 9,58 / 1000 = 0,81·323,15·1 / (273,15·100) = 0,00958.