vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Описание явления адсорбции пористой среды:

с/ t=(с - с )/ , (*) где с=k/ - коэффициент фильтрации.

Когда величина равновесна: w =с grаd(р)

Решая совместно уравнения (*) и неразрывности, получаем запись изменения во времени:

/ х (с р/ х)=0 с=с +(с0 - с ) е-t/

Для скорости фильтрации запись выглядит следующим образом: w=w +(w0 - w ) е-t/

Это явление называется явлением затухания фильтрации.

Если через образец фильтровать сырую нефть, скорость фильтрации будет затухать. Рассмотрим существующие механизмы, приводящие затухания:

1.адсорбция компонентов;

2.закупорка твёрдыми частицами и молекулами;

3.выпадение солей;

4.выпадение конденсатов и др.

От подобного разнообразия возможных процессов возникает необходимость их описания.

45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.

Растворимость газов в нефти.

При небольших давлениях и постоянных температурах растворимость подчиняется

закону Генри:

Vг= р Vж,

где [ ]=[м2/Н] – коэффициент Генри, учитывающий количество газа, растворяющегося в единице объёма жидкости при повышения давления на единицу.

=Vг/(Vж р)

Газ при растворении проявляет специфические свойства, например кажущееся увеличение удельного объёма жидкости:

v= V/G,

где v – кажущееся увеличение объёма; G – масса растворённого газа.

Смысл понятия «кажущийся удельный объём» заключается в том, что приращение

объёма жидкости V не отражает истинного объёма растворённого газа в нефти, я является результатом взаимодействия молекулярных сил растворённого газа и жидкости. В химической термодинамике величину v называют парциальным молярным объёмом.

Характеристики растворимости газа в нефти выглядят следующим образом: см3/см3

этилен

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СО2

СН4

2

р, МПа

По абсциссе откладываются значения давления, по ординате – количество растворённого в нефти газа.

Растворимость газов возрастает с увеличением молекулярной массы газа. Следовательно, различные компоненты газа обладают различной растворимостью, а, значит, природный газ в природной нефти будет растворяться сложным образом.

Растворимость зависит от состава и свойств нефти. Причём растворимость газов увеличивается с повышением содержания парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов.

Малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые.

На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти, хотя в сжатом газе при высоких давлениях происходит обратимое растворение компонентов нефти, что видно на выполаживании кривых растворимости хорошо растворимых газов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5) 10-5 м3/(м3 Па).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Кроме процесса растворения, присутствует процесс выделения газа из нефти. Растворение связано с геологическими условиями, причём сам процесс происходил длительный период. А процесс выделения связан с нашей деятельностью, и он уже краткосрочен.

Количество выделившегося газа зависит от выбора технологии:

газ выделился и находится в контакте с нефтью (газовые шапки);

газ выделился и мы его вывели из системы нефть-газ (с отводом).

Первый из названных способ дегазации получил название контактного, или одноступенчатого. Второй – дифференциального, или ступенчатого (многократного).

Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворённом состоянии газе в нефти больше, чем при контактном (одноступенчатом). Это связано с переходом в паровую фазу метана.

Количество газа, выделившегося из нефти характеризуется кривыми дегазации. Их получают экспериментально, и для каждого месторождения существует своя кривая.

см3/см3

Т ; =соnst

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

р, МПа

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

Газ может содержаться в растворённом виде и в воде. Причём растворение в обычной воде незначительно, а в минеральной резко повышается (степень минерализации начинает значительно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л). Процессы растворения играли важную роль при миграции углеводородов и формировании залежей.

В каком-то диапазоне давлений разгазирования не происходит. Если газ разгазируется, то фазовая проницаемость нефти снижается.

Растворимость может сложным образом быть распределена по пласту.

Давление насыщения нефти газом.

Давление насыщения нефти газом – максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти в изотермическом процессе, в условиях термодинамического равновесия. При выделении газа происходят фазовые изменения, фазовая проницаемость уменьшается.

При разработке определяем:

1)pпл.

2)pнас.

Если pпл. близко pнас., то залежь следует разрабатывать очень аккуратно. Давление насыщения зависит от свойств пластовой нефти:

1)от состава нефти,

2)кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её

ростом.

Р, МПа

23

17

Т 3) от пористой среды – энергетически газ выделяется на границе твердой фазы.

Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться за счёт снижения давления.

Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты) происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.

Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Т.к. количество адсорбционной воды пропорционально удельной поверхности, то можно сделать заключение, что чем больше удельная поверхность, тем больше адсорбционно-связанной воды.

SiО2

SiО2

Свойства этого типа воды сильно отличаются от свойств свободной воды. Так, например, для адсорбционно-связанной воды наблюдается аномальная вязкость.

3. Плёночная вода;

Если порода представлена гидрофильными минералами (а таких минералов большинство, например, кварц, полевые шпаты), то образуется плёнка воды на поверхности минералов при отсутствии адсорбционной воды.

(Может быть этот рисунок нагляднее?) О.Н.

Количество плёночной воды зависит от доли поверхности, занятой плёнкой, и контролируется удельной поверхностью.

4. Свободная вода;

Она содержится в участках неоднородности пористой среды и по физическим свойствам не отличается от обычной.

К сожалению, по данным анализа керна дифференцировать эти виды мы не можем. Состояние остаточной воды определяется и свойствами: её минерализацией,

коэффициентом рН и другими параметрами. В тоже время толщина плёнки воды может составлять порядка 50 нм, и по удельной поверхности можно определить, сколько составляет плёночная вода.

Количество остаточной воды зависит от коэффициента проницаемости, причём, чем больше проницаемость, тем меньше остаточной воды.

1gkпр

S_

График относится к гидрофильным пластам.

Для гидрофобных характер зависимости более сложный. Имеется корреляционная зависимость:

S=А - В 1g(kпр/m)

С адсорбцией тяжёлых компонентов нефти увеличивается гидрофобность пластов, и зависимость становится ещё более сложной.

Когда керн поднимается на поверхность, пластовое давление падает до одной атмосферы, а это приводит к тому, что из нефти выпадают тяжёлые компоненты и гидрофобизуют пласт, что ещё больше осложняет её оценку, т.е. гидрофобность пластовая или техногенная.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ещё одной важной составляющей является переходная зона: Н/В; Г/В; Г/Н.

Переходная зона – зона с изменяющейся насыщенностью с полностью нефтенасыщенной до полностью водонасыщенной.

Переходная зона оказывает огромное влияние. Для примера рассмотрим ситуацию на месторождении Уренгоя: нефти много, но оторочка тонкая, и переходные зоны могут осложнить извлечение нефти из оторочки.

газ

нефть

вода

Приближённые оценки ширины переходной зоны можно произвести следующим образом:

Рк=Fграв Рк=g h ( в - н)

Высота переходной зоны h определяется по формуле:

h=Рк/(g ( в - н))

Если капиллярное давление является функцией насыщенности, т.е. Рк=f(S), тогда:

h=f(S)/(g ( в - н))

Переходные зоны в газовых месторождениях больше, чем в нефтяных и зависят от плотности.

Физические свойства пластовых вод.

1. Плотность.

Плотность пластовых вод составляет от 0,64 до 1,45 г/см3. Она зависит от минерализации и, например, для минерализации 210 кг/м3 колеблется в пределах от 1 до 1,14 г/см3.

2. Тепловое расширение воды.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Е= V/(V t).

Этот коэффициент характеризует изменение объёма воды при изменении температуры на единицу. Его величина небольшая и при постоянных давлениях исчисляется 18 10-5¼90 10-5 1/С.

При изменении давления вводят понятие сжимаемости пластовой воды ( ).

3. Сжимаемость газированной воды существенна. Так для чистой дегазированной воды сжимаемость рассчитывается как

=1/V V/ р

и составляет (3.7¼5.0) 10-10 Па-1.

Если в воде присутствует газ, то расчёт производят по формуле:

Sв,г= в (1+0.05 S),

где S – содержание единицы объёма газа в единице объёма воды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Т.к. мы проектируем технологии, предусматривающие добывание и закачку воды (на 100 т добываемой жидкости приходится 15 т нефти и 85 т воды), то нам необходимо учитывать изменение объёма воды.

Объёмный коэффициент воды может быть рассчитан по формуле:

в=Vпл/Vпов

и составляет в=(0.99¼1.06).

С точки зрения извлечения нефти и газа большое значение принимает такой параметр как:

4. Вязкость воды.

Вязкость определяется двумя параметрами: температурой и концентрацией солей в воде. Зависимость вязкости от температуры сильная:

в

2.2

0.2

Если говорить о содержании солей, то наибольшему влиянию подвержены хлоркальциевые воды, которые изменяют вязкость в 1.5-2 раза.

При тепловых методах воздействия были обнаружены эффекты изменения вязкости. Вода становится практически дистиллированной. В результате чего изменяются её свойства.

При определённых условиях, когда мы имеем высокие температуры и давления, из воды могут выпадать соли.

Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.

В результате неправильной разработки может происходить засоление месторождения. Рассмотрим причины выпадения неорганических осадков в пластах:

1)Изменение термодинамических условий;

2)Изменение химического состава вод в процессе разработки;

3)Смешение вод из разных водоносных горизонтов.

Было обнаружено, что основными компонентами воды, которые, выпадая, закупоривают

пласт, являются: СаСО3 (известняк), СаSО4 2 Н2О (гипс), ВаSО4 (барит). Кроме того в составе осадков присутствуют: SrSО4, SrСО3, ВаСО3, МgСО3. Также в виде осадков встречаются окислы железа и другие соли.

Соли, выпадая, образуют кристаллическую структуру, которая закупоривает поры. Закупорка пор приводит к снижению проницаемости.

Образование кристаллов состоит из нескольких этапов: 1*. Перенасыщение раствора солями;

2*. Зародышеобразование (в качестве зародышей как правило выступают механические примеси, присутствующие в составе закачиваемой воды);

3*. Рост кристаллов;

4*. Перекристаллизация.

Этап могут протекать либо последовательно, либо одновременно.

Перенасыщение раствора вызвано изменением минерализации попутных вод. Реальные пластовые, закачиваемые и попутные воды – многокомпонентные водно-солевые системы. Для удаления осадков применяют различные реагенты.