- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.
В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.
Изотермическое сжатие системы будет приводить к конденсации сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют наклон (рис. 12, а). С появлением в системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление – температура" (рис. 12, б).
Рис. 12. Диаграммы фазового состояния бинарных систем:
а. - зависимость "давление – удельный объём" для смеси н-С5Н12 н-С7Н16; б. – диаграмма "давление-температура" для смеси C2Н6 – н-С7Н16
Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.
Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин.
Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации. Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.
Рис.13. Различные виды фазовых диаграмм.
1 — кривая точек парообразования; 2 —.кривая точек конденсации.
На рис. 13 показаны фазовые диаграммы в координатах Р - Т (давление — температура) с другими условиями возникновения ретроградных явлений, где нанесены лишь кривые точек конденсации 2 и кривые точек парообразования 1, ограничивающие двухфазную область.
Здесь в области BCN возникают процессы обратной изотермической конденсации, а в области ACD — процессы обратного изобарического испарения.
Если критическая область характеризуется диаграммой (рис. 13,б), где критическая точка С существует при давлении и температуре ниже максимальных Р' и Т', лежащих на кривой парообразования, то изотермическое обратное испарение происходит в области CBN, а изобарическое ретроградное испарение - в области ACND.
Обычно критическая точка находится справа от максимального давления, при котором могут одновременно сосуществовать жидкая и газовая фазы, когда в углеводородной смеси массовая концентрация гептана и более тяжелых фракций высокая, а метана низкая.
Ретроградные явления характеризуются диаграммой вида (рис. 13, в), когда максимальное давление Р' находится на кривой точек конденсации, а критическое давление — между Р' и Т'. Изотермическая ретроградная конденсация возникает тогда по любой вертикальной линии в области BCDN. В области СBN могут происходить явления обратной изобарической конденсации. Такие диаграммы характерны для жирных и конденсатных газов.
Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критических и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением.
Ретроградные процессы испарения и конденсации сопровождаются непрерывным изменением состава и объемного соотношения жидкой и паровой фаз. Например, по рис. 14 соответствующему фазовой диаграмме, приведенной на рис. 13 б можно проследить течений процессов обратного испарения и конденсации. На рис. 14 нанесены дополнительные кривые, характеризующие количество жидкой фазы в системе при различных давлениях и температурах. При прохождении по изотерме (допустим, AM) от точки конденсации до точки парообразования можно проследить ретроградный процесс. При давлении, соответствующем точке О. молекулы приблизятся друг к другу достаточно, чтобы силы притяжения начали действовать между тяжелыми молекулами; образуется жидкая фаза, состоящая в основном из тяжелых углеводородов. Этот процесс будет происходить до давления рк, при котором притяжение между легкими молекулами, оставшимися в газе, до этого слабое станет более эффективным из-за большой близости молекул. С этого момента молекулы тяжелых углеводородов начинают вновь втягиваться в паровую фазу. При давлении pк ,выделяется максимальное количество жидкой фазы и называется давлением максимальной конденсации.
Рис. 14. фазовая диаграмма вблизи критической точки:
1 — кривая точек парообразования; 2 — кривая точек конденсации.
С дальнейшим ростом давления взаимодействие молекул в жидкости также несколько уменьшается вследствие растворения в ней легких углеводородов. Относительная плотность газовой фазы увеличивается, и тяжелые компоненты жидкой фазы начинают все. более и более растворяться в плотной газовой фазе До тех пор, пока не закончится процесс ретроградного испарения. Из сказанного следует, что процесс ретроградного испарения можно упрощенно рассматривать как растворение тяжелых компонентов в плотной паровой фазе подобно тому, как тяжелые фракции нефти растворяются и легком бензине.
Описанные явления обратной конденсации известны в природных условиях — в газовых и газонефтяных месторождениях с высокими пластовыми давлением и температурой. Такие месторождения называются г а з о к о н д е н с а т н ы м и. В состав газов газоконденсатных месторождении в основном входит метан (80—94% по объему). Этан, пропан и бутан содержатся от долей % процента до 4%. На долю пентана и более высококипящих углеводородов в газоконденсатных месторождениях, залегающих на глубине более 1500 м, приходится 1,5—5% (массовая концентрация). Например, на месторождении Зыря (Азербайджан) начальное содержание жидких углеводородов — конденсата, представляющего собой смесь бензиновых и более тяжелых фракции плотностью 785 кг;м3 и ниже, — составляло 0,28 кг!м3 . В составе газов газоконденсатных залежей присутствуют иногда и неуглеводородные газы (N2, С02 и др.).
В газовой шапке газонефтяных месторождений при глубоком залегании пласта может содержаться значительное количество тяжелых компонентов, так как нефть - богатый источник жидких углеводородов, которые при высоком пластовом давлении и температуре растворяются в газовой фазе. Лишь иногда, когда в пласте залегает нефть, бедная бензиновыми фракциями, в газовой шапке содержится мало пентана и более высоких углеводородов.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений следует обязательно и точно учитывать фазовые превращения, сопровождающие изменение давления и температуры смеси. Даже небольшие снижения пластового давления в таких месторождениях могут привести к выпадению конденсата из паровой фазы в пласт. Конденсат при этом смочит огромную поверхность пористой среды и будет в значительной мере потерян.
Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Го) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (Ко) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор - представляет собой отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству стабильного конденсата в м3. Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.
Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле при данных температурах и давлениях, называются сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.