ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Используя объемный коэф-нт можно оценить усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти после извлечения ее на пов-ть.

U = (в -1 / в) · 100%

U – усадка, %, например, если в1 = 2,5

U1 = 60 %

Лекция № 12

Усадка и объемный коэф-нт зависят от давления, температуры и кол-ва растворенного в нефти газа. Зависимость объемного коэф-та от давления

При снижении пластового давления да давления насыщения из-за упругого расширения нефти, объемный коэф-нт несколько увеличивается. В точке В начинает выделяться свободный газ и объемный коэф-нт уменьшается в связи с уменьшением кол-ва растворимого газа в нефти.

Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэф-та. Объемный коэф-нт и усадка

нефти определяется на установках для исследования пластовых нефтей УИПН, АСМ, бомбы, РVT.

Имеются номограммы построенные по экспериментальным данным, полученные на этих установках, для конкретных залежей месторождений нефти, позволяющие оценить объемный коэф-нт и усадку нефти.

Практические значения ‘в’ и ‘U’. Объемный коэф-нт и усадка нефти

необходимы для подсчета запасов нефти и при пересчете объема нефти с пластовых в пластовые условия.

Температура насыщения нефти парафином.

Температура начала выпадения (кристаллизации) парафина в нефти наз

– ся температурой насыщения нефти парафином (или температурой кристаллизации парафина в нефти), измеряется в в 0С.

Температура кристалл. изменяется в широких пределах от 14 – 16 до.60 – 65 0С и зависит от большого кол-ва факторов:

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1)давления: с увеличением давления температура насыщения возрастает.

2)Кол – ва растворенного в нефти газа - с уменьшением газа в нефти температура насыщения увеличивается, т.к. ухудшаются растворяющие способности жидких УВ в нефти.

3)Содержание АСВ - с увеличением их содержания температура насыщения возрастает.

4)От кол-ва, содержащегося в нефти парафина- с увеличением

содерж. парафина в нефти температура насыщения повышается. Наиболее сильное влияние на температуру насыщения оказывает температура; в меньшей степени давление . Содержание примесей (песок, мех. примесей) также будут способствовать увеличению температуры насыщения нефти парафином.

Процесс кристаллизации парафина в пористых средах практически необратим и протекает во времени. Под необратимостью процесса понимается следующее: выделение парафина из нефти происходит в условиях, которые значительно отличаются от условий его растворения. Например, если парафин переходит в твердую фазу при температуре 20 – 50 0С, то его можно обратно растворить при температуре 55 - 85 0С. Это

объясняется многообразием факторов, участвующих в процессе выделения кристаллов парафина. В обычных условиях прогреть весь пласт на десятки градусов и растворить парафин – задачА почти невозможная.

Процесс образования парафина из нефти происходит следующим образом: Как только уровень перенасыщения раствора нефти парафином превышает уровень метастабильного состояния (т.е. неустойчивое состояние), в нефти появляется большое число зародышей парафина. Находясь в сложной смеси УВ различной полярности, кристаллы парафина играют роль адсорбентов для асфальто-смолистых соединений

в составе нефти. В результате их адсорбции на гранях кристалла парафина образуется конгломератное соединение, которое наз промысловым парафином.

Молекулы АСВ адсорбированные на гранях кристаллов снижают межфазное поверхностное натяжение и повышают число центров кристаллизации.

С появлением в нефти парафина интенсифицируется снижение проницаемости пласта, что ухудшает процесс фильтрации нефти к забоям скважин.

Сведения о температуре насыщения нефти парафином , необходимо при проектировании методов борьбы с уже отложившимся парафином.

Температуру кристаллизации парафина в нефти определяют следующими методами:

1)фотометрическим

2)объемным

3)фильтрационным

4)методом холодного стержня

41

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5) ультразвуковым

и т.д.

Изменение свойств нефти в пределах залежи.

Физические свойства нефти , ее состав в пределах одного и того же пласта непрерывно меняются. В основном св-ва нефти изменяются с

глубиной погружения пласта. При этом наблюдаются следующие закономерности.

1) содержание АСВ увеличивается с глубиной залегания нефти в залежи,

следовательно, плотность и вязкость нефти также увеличиваются от купола складки к подошве продуктивного пласта.

2) Рнас и кол-во раств. газа в различных точках залежи также неодинаковы. Рнас и кол-во раств. газа уменьшаются от ГНК к ВНК.

Различен и состав раств. в н. газов. Как правило у ВНК раствворены газы с высоким молекулярным весом.

3)объемный коэф-нт возрастает от ВНК к ГНК, т.к. увеличивается в н.

содержание растворенного газа.

4)По этой же причине возрастает и коэф-нт сжимаемости нефти от ВНК к ГНК. Особенно заметно св-ва нефти и газа меняются в пластах с

крутопадающими крыльями, а основными причинами изменения свойств нефти в залежи являются различия в термодинамических условиях и действия сил гравитации.

ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

Состав и физические свойства пластовых вод.

Пластовые воды нефтяных залежей – постоянные спутники нефтяных месторождений. Состав и физические св-ва пластовых вод, их активность

во много предопределяет успешность разработки нефтяных месторождений.

Различают следующие виды пластовых вод:

1)подошвенные и краевые воды, заполняющие поры коллектора под залежью.

2)промежуточные – воды, приуроченные к водоносным пропластам, залегающим в самом пласте.

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3)Остаточные (связанные) – воды, оставшиеся в нефтяном пласте после формирования залежи В свою очередь остаточные воды делятся:

на свободную (гравитационную) воду, которая находится в капельножидком состоянии. Движение ее происходит под влиянием силы тяжести и напорного перепада давления, в меньшей степени капиллярных сил.

капиллярно-связанную воду, воду, удерживаемую

капиллярными силами в узких порах.

пленочную воду, толщина которой составляет(1...10)·10-6 см

tзам = -1,5 0С плотность >1, покрывает поверхность

гидрофильных участков пористой среды

адсорбционно–связанная вода, образуется путем адсорбции поляризованных молекул воды на поверхности породы. Ее

свойства значительно отличаются от свойств свободной объемной воды, например tзам. = - 8 0С, она обладает повышенной кислотностью, толщина этой воды (6...10)·10-7 см

Кроме перечисленных вод в г.п. различают химически связанную воду, которая входит в состав минералов ,например гипса СаSO4·2Н2О. Также встречается вода в тв.рдом состоянии в виде

кристаллогидратов, как правило в зонах многомерзлых пород крайнего Севера..

Вода в пласте может находться в состоянии пара на больших глубинах в пластах с высокой температурой.

Лекция № 13

Минерализация и состав пластовых вод.

Минерализация пластовых вод – это суммарное содержание в ней растворенных и коллоидных веществ. Изменяется от десятых долей до 600 кг/м3.

В пластовых водах присутствуют ионы К, Na, Са, Mg и ряда других

металлов. Основные ионы содержащие в пластовых водах: хлор ион, сульфат ион, ионы Na, Са и Mg, в меньших кол-вах содержатся ионы К, Fe и др., в относительном небольшом и ничтожном кол-ве ионы Br, стронция(Sr), Li, и др элементов. Пластовые воды содержат фенолы,

низшие жирные кислоты, нафтены, азот содержащие кислоты Cодержание их в воде может достигать до 5 кг/м3. Все пластовые воды

содержат растворенные газы (основной. компонент метан, далее этан,

43

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пропан и бутан встречаются в меньшем кол-ве). Содержание метана колеблется от долей до 5 м3/м3.

Азот – обязательный компонент в составе пластовой воды и содержание его колеблется в пределах 0,01...0,04 м3/м3.

Углекислый газ присутствует практически повсеместно. СО2 образуется при окислении органических и УВ-ых веществ, а также в

Сероводород в составе воды распределяется неравномерно. Максимальное содержание его в водах среднего Поволжья для пермских отложений составляет 0,9...1,3 м3/м3. Для каменноугольных отложений до 2,0...3,0 м3/м3. В девонских и додевонских месторождений Н2S не

обнаружен.

Такие инертные газы как He, Ar и др содержатся в пластовых водах в виде следов (очень маленьких кол-вах) . Кислород обнаруживается редко

и в основном связан с зоной свободного водообмена. Распределение водорода недостаточно изучено, встречается в небольших количестве

10-3 м3/м3.

Плотность пластовых вод.

Плотность пластовых вод увеличивается с увеличением концентраций солей и в среднем для нефтяных месторождений плотность вод колеблется в пределах 1160...1190 кг/м3.

Плотность вод несколько уменьшается с увеличение температуры, и практически не зависит от давления. Сжимаемость пластовой воды оценивается по следующей формуле:

VB – первоначальный объем воды.

VВ – изменение V воды при измен-ии давления на Р.

Коэффициент сжимаемости в пл. условиях измен-ся в пределах от неск. единиц до 5,0*10-10Па-1. Сжимаемость газонасыщенной воды увелич-ся с увеличением кол-ва раств-ых газов. Приближенно коэф-нт сжимаемости

воды можно определить по формуле:

вг в(1 + 0,05Г)

вг- коэф. сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, Па-1в - коэф. сжимаемости чистой воды (без газа), Па-1

44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г- кол-во газа, раств-го в воде.

Сжимаемость водных растворов солей уменьшается с увеличением концентрации солей в воде.

Вязкость пластовых вод.

Зависит от t-ры и концентрации растворенных солей. T-ра оказывает большее влияние .

1- при атм-ых условиях

2- при Р = 50 МПа

Влияния давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворен. солей. В области низких t-ур (5-100С)

вязкость слабоминерализованных вод повышается с ростом давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды Вязкость их превышает в 1,5-2 раза

вязкость слабо минерализованных вод. Т.к. в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость воды уменьшается незначительно и поэтому вязкость пластовых вод можно измерять обычными приборами (визкозиметрами) в атмосферных условиях ,.

Объемный коэффициент пластовых вод.

Характеризует отнош-ие объема воды в пластовых условиях к объ.му той же воды,но в стандартных поверхностных условиях (t=200С,

Р=0,1МПа)

В в = Vв пл/Vв пов

Объемный коэффициент пластовой воды увелич. с увелич. кол-ва

растворенного в ней газа. Увеличение Рпл способствует незначительному уменьшению В в, а рост t-ры сопровождается небольшим его повышением.

Поэтому Вв изменяется в сравнительно узких пределах Вв – 0,99….1,06

45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Правый предел(1,06) Вв относится к высокой t-ре (120 0С) и низкому

давлению, левый – к высокому давлению (32 МПа)

Тепловое расширение воды.

С увеличением t-ры вода расширяется, это характеризуется коэффициентом

теплового термического расширения воды. Этот коэффициент показывает изменение V воды, при повыш-ии t-ры на 1 0С.

Е=1/Vв* Vв / Т

Е – град-1

Vв – нач. объем воды

Vв - изменение объема воды, при измен-ии темпер. на Т

Е пластовых вод колебл-ся в пределах (18….90)*10-5град-1, возрастая с увеличением t-ры и уменьшаясь с ростом Рпл

Растворимость газов в пластовых водах

Зависит от минерализации и температуры. При прочих равных условиях лучше всего раств-ся из углеводородных газов- метан, из не углеводородных– СО2 и Н2S.

Диаграмма состава пл.вод:

СН4 ≈ 70%, СО2 ≈15%, Н2 S ≈ 7%, N2 ≈ 4% , остальное ≈ 3%

С увеличением минерализации раст. газов снижается. Зависимость раств-ти природного газа от t-ры и Р имеет сложный характер.

46

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рис. 1

Выводы из рис.1:

1.с повышением температуры раст-ть газов в нач. уменьшается, а затем

возрастает пройдя минимум

2.с увелич. давления кривая изотерма имеет более выпуклый характер, что объясняется большим кол-вом раств-го в воде газа.

Электропроводность пл. вод

С повышением минерализации и t-ры электропроводность пласт. вод

увеличивается, а удельное электросопротивление уменьшается. Зависимость удельного электросопротивления вод от минерализации и температуры представлена на нижнем снимке

Удельное электросопротивление вод нефтяных месторождений измен-ся

Rуд – 0,05 до 1,00 мм.

Закономерности изменения электропов-ти пластовых вод используются при геофизических методах исследований

(дополнение к теме связанная вода; см. типы пл.вод)

Количественное соед-ие остаточной (связ) воды в нефтяном коллекторе опр- ся пористостью и прониц-ю пласта и эти завис-ти имеют следующий вид:

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выводы к рисункам:

1. С увеличением пористости и проницаемости, остаточная

водонасыщенность уменьшается.

Лекция №14

Состав и свойства природного газа.

Природный газ добывается из нефтяных, чисто газовых и газоконденсатных месторождений. В составе газа чисто газовых месторожд. наход. 91…99% метана, остальные 1…9% гомологи метана, а также в состав чисто газовых месторожд. входят и не углеводородные газы: это N2 до 42% , Н2S, меркаптаны, СО2 и такие редкие газы как аргон, гелий, ксинон, криптон

и т.д.

В составе газов, добываемых из газоконденсатных месторождений, содержание метана колеблется от 75 до 88%, остальные гомологи метана и не углеводородные компоненты (сероводород,меркаптаны, углекислый газ и редкие инертные газы). В составе попутных газов нефт. мест. сод-ие метана (СН4) сост. менее 35…40%, содерж. гомологов доходит до 30…60%, много N2, СО2 иногда и Н2S.

Состав газовой смеси выраж-ся в виде массовой или объемной концентрации

компонентов либо в мольных долях.

1. Массовая концентрацияия комп-ов в составе газа определяется по

формуле

48

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

i 1

Wi – массовая концентрация i-го компонента,%

Мi- масса i-го компонента, входящего в состав газов. смеси n-кол-во компонентов, вход-их в состав газов.

2. Объемная концентрацияия компонентов газа оценивается по

выражению

Vi = nVi 100%

Vi

i 1

V-объемн. конц-ия i-ого компонента,% Vi- объем i-го комп-та в составе смеси n- число компонентов в смеси

3. Мольная доля

Yi= nYi 100%

Yi

i 1

Yi – мольная доля i-го компонента в составе газа,% n I –число молей i-го комп-та

y- молекулярная масса i-ого компонента

Упругость насыщенных паров УВ-ых газов

- это то минимальное давление, при кот. газ начин. переходить в жидкое

состояние. Обозначается буквой Ру [Па, МПа]

Упругость насыщенных паров увеличивается с увеличением t-ры и она

тем больше , чем меньше плотность газов. С ростом молекулярного веса упругость насыщенных паров уменьшается

Примеры:

1.бутан С4Н10 имеет упругость насыщен паров- 0,22МПа

2.пропан С3Н8- 0,82МПа

3.этан С2Н8- 4,0 МПа

4.метан СН4- 27,0МПа

Плотность газа – это масса газа в единицу объема, измеряется в кг/м3,

но часто пользуются относительной плотностью газа. За относительную плотность газа принимается число, показывающие во сколько раз масса

49