vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
47. Фазовые превращения углеводородных систем.
Фазовое равновесие в углеводородных системах.
Вязкость, диффузия, теплопроводность относятся к кинематическим свойствам. Остальные же – к динамическим.
Испарение, плавление, конденсация, выпадение твёрдых компонентов, переход в сверхтекучее состояние – всё это фазовые превращения.
Фазовые превращения – скачкообразный переход вещества из одной фазы в другую.
Фаза – гомогенная часть гетерогенной системы.
Рассмотрим типы фазовых превращений, иначе называемых переходами или равновесиями:
1.жидкость-газ;
наиболее яркими примерами такого типа фазовых переходов является дегазация нефти или граница «жидкая вода – воздух, насыщенный водой» (влажность).
2.жидкость-твёрдое тело;
здесь в пример можно привести выпадение снега (для воды) или выпадение
асфальто-смоло-парафиновых веществ (для нефти).
Так при некоторых термодинамических условиях, в частности термобарических, если содержание парафина в нефти 25 весовых %, то АСПО (асфальто-смоло-парафиновые
отложения) выпадают при температуре Тн=50 С; если содержание парафинов в нефти 6%, то
Тн=30 .
Обычно в Западно-Сибирских областях содержание парафиновых компонентов колеблется от 3 до 4%.
Также примеров может являться и образование газовых гидратов (вода + природный газ). Структура этого явления выглядит следующим образом: вода образует ажурную решётку с полостями, внутри которых находятся метан, этан, пропан и иногда сероводород, в результате чего создаются пробки. Для их устранения в пласт нужно закачивать огромное количество горячей нефти.
3.жидкость-жидкость;
Для описания этого типа может послужить суспензия – отстаивание нефти, в результате чего мы имеем два слоя нефть и воду.
Теперь рассмотрим фазовые превращения применительно к нефтяной и газовой промышленности.
В пластовых условиях содержание метана может быть 25-30, а иногда и 40%. При извлечении пластовое давление снижается до нормального и происходит дегазация, в результате чего количество метана уменьшается до 5% или около того. По хроматографии количество алканов равно 22 - 34 (по атому углерода).
Нефть характеризуется фракциями, количество которых зависит от метода возгонки и колеблется от 6-8 или 20 фракций (в зависимости от температуры кипения и прочих условий).
Для расчётов применяют следующие уравнения:
1)Уравнение Ван-дер-Ваальса – (не на практике);
2)Уравнение идеального газа Менделеева-Клапейрона;
3)Уравнение Пенга-Робинсона – (не на практике);
4)Уравнение Редлих-Квонга.
Спомощью этих уравнений мы можем узнать фазовый состав нефти, с точностью до 5% выявить состав и свойства фаз.
Реальным уравнением в машинных программах является уравнение Пенга-Робинсона (уравнение Ван-дер-Ваальса для смесей). В химической промышленности для расчётов служат
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
такие уравнение как UNIFAC, UNIKVAC (?), их единственным недостатком является то, что их можно использовать до давлений в 50 атм.
Были и иные уравнения, например уравнение, предложенное Брусиловским, но выше названные имеют более широкое применение.
Рассмотрим вопрос отличия фаз:
Отличие жидкости от твёрдого тела в том, что твёрдое тело даёт кристалл – упорядоченную структуру. Жидкость – неупорядоченная система, имеющая «пустотные ячейки», и чем их больше, тем меньше плотность жидкости.
Графическим представлением фазовых переходов являются кривые фазовых
превращений. |
|
|
Р Тв |
Ж |
С |
Т |
|
|
Г
Т
Точка Т – тройная точка, т.е. условия одновременного существования трёх фаз; Точка С – критическая точка, т.е. отображающая условия возможности существования только одной фазы.
48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.
Как учитывать свойства пласта при проектировании и анализе? Приток флюида осуществляется благодаря энергии пласта, связанной с напором краевых вод, напором газа в газовой шапке, энергии газа, который растворён в нефти и выделяется при снижении давления, упругости пород и гравитационной энергии. Доминирующая энергия определяет определённый режим.
В результате возникновения сил воздействия полная энергия начинает расходоваться на их преодоление. Эти силы:
–сила гидравлического сопротивления, которая препятствует движению флюидов, пропорциональная скорости потока и вязкости жидкости; (эта сила аналогична силе трения в трубах, но т.к. наличествуют различные гранулы и шероховатости, то процесс сильно осложнён);
–капиллярные силы, которые приводят к тому, что сплошная нефтяная фаза начинает разбиваться на отдельные капли (глобулы), по всей поверхности которых действуют капиллярные силы, и закупоривают пласт;
–поверхностные силы (возникающие на границе нефть-жидкость) имеют различную природу и молекулярный характер, связанный с магнитными, электрическими и расклинивающими силами (силами Дерягина), проявляющимися в тонких капиллярах. В результате действия поверхностных сил часть нефти будет адсорбироваться и фильтрация будет затухать;
–электрокинетические явления, связанные с возникновением электрических явлений при движении жидкости через пористую среду.
Если фильтровать воду через керн и измерять разность потенциалов, то будет определяться дополнительная нагрузка.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Электрокинетические явления связаны с явлениями электроосмоса и электрофореза.
При движении жидкости возникает разность потенциалов – явление электрофореза. Справедливо и наоборот, при приложении разности потенциалов возникает движение жидкости – явление электроосмоса.
Если возьмём дисперсию, например, буровой раствор, и приложим разность потенциалов, то возникнет движение её твёрдых частиц.
Расход жидкости под действием электрического поля записывается через формулу Гельмгольца-Смолуховского:
v=S D h/(4 ),
где S – суммарная площадь поперечного сечения капиллярных каналов;- дзета-потенциал;
D – диэлектрическая проницаемость; h – градиент потенциала U/ 1;
- вязкость жидкости.
Знание этой зависимости даёт возможность управлять процессом фильтрации с помощью электрического поля.
Рассмотрим влияние капиллярных сил:
Рк= соs /rк.
Система, состоящая из двух капилляров, даёт следующую картину:
r1
Н
В
r2
Вытеснение пойдёт по узкому капилляру. Оно опередит вытеснение по широкому капилляру и в нём останется нефти и газ. Существует определяющий критерий:
Например, Рк 0.5 ат; Рг=50 ат. Из закона Дарси w grаd(р). Этот факт реализуется на расстоянии 1 100 м. Тогда:
Рг/ 1 50/100=0.5 ат/м;
Рк/ 1=0.5/10-3=5 102 ат/м.
Т.е. капиллярный перепад оказывается доминирующим при вытеснении нефти и газа водой. Этот факт сказывается на явлении пропитки и характеристиках заводнения пласта.
S |
|
|
ост. н/г |
|
|
В |
В+Н/Г |
Для гидрофильного пласта. |
|
|
|
I |
II |
III |
rс |
|
х |
х – расстояние от нагнетательной скважины. Выделяются 3 зоны:
I. - характеризует полную промывку пласта водой, т.н. промытая зона. В промытой зоне подвижна только вода, нефти и газ при этом – остаточные, неподвижные. Эта зона возникает при длительной эксплуатации залежи.
II. - переходная зона, или зона смеси вода/нефть, в ней движутся и нефть, и вода, т.е. происходит двухфазная фильтрация.
III.– зона, где движется только нефть, воды там пока нет.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Было выявлено, что капиллярные силы контролируют размер переходной зоны в пласте и остаточное нефтегазонасыщение в промытой зоне.
Изменение картины вытеснения в случае инверсии капиллярных сил выглядит следующим образом:
Рк +
S |
|
Рк |
- |
Если пласт гидрофобный зависимость S(х) иная: |
|
S
х
Изменение в следующем:
1.полностью исчезает промытая зона;
2.переходная зона занимает практически весь пласт.
Из этого можно сделать вывод, что заводнение в гидрофобных пластах неэффективно.
49. Виды остаточной нефти в залежи.
S
1Sоr
Sпр |
1 – Sпр=Sоr, |
где Sпр – насыщенность промытой зоны.
Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.
Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:
кин= в охв,
где в – коэффициент вытеснения; охв – коэффициент охвата.
Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:
=(Sнач – Sоr)/Sнач.
Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения. Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом
воздействия.
Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.
Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:
1 - кин= ост 0.6.
Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рассмотрим виды остаточной нефти:
3.Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.
Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.
Образуется линза.
Рассмотрим эксплуатационные объекты1:
фильтр
k1 k2 k3
Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.
Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.
Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.
неохваченная зона
Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.
Характеризующим параметром
является отношение н/ в. Чем больше это отношение, тем уже эти «лепесточки».
Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:
1 Эксплуатационный объект – группа скважин, объединённая в один объект разработки.