Физика нефтяного пласта

Для идеальных газов  давление смеси равно сумме парциальных  давлений компонентов (закон Дальтона):

 

,  (3.13)

 

где Р – давление смеси  газов;

р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

 

.  (3.14)

 

.  (3.15)

 

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных  объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

 

 ,  (3.16)

 

где V – объём смеси газов;

V_i – объём i-го компонента в смеси.

или

 

.  (3.17)

 

Для определения многих физических свойств природных газов  используется уравнение состояния.

Уравнением состояния  называется аналитическая зависимость  между параметрами, описывающими изменение  состояние вещества. В качестве таких  параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных  условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

 

,  (3.18)

 

где Р – абсолютное давление, Па;

V – объём, м³;

Q – количество вещества, кмоль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная Па×м³/(кмоль×град).

 

У этого уравнения есть свои граничные  условия. Оно справедливо для  идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному  давлениях (10-12 атм.).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

 

,  (3.19)

 

где Q – количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в  расширении граничных условий уравнения  Клайперона-Менделеева для высоких  давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько  раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

 

 (3.20)

 

 (3.21)

 

 (3.22)

 

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для  оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных  температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

 

.  (3.23)

 

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

  (3.24)

 

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

 

,  (3.25)

 

где r – плотность газа;

 – средняя длина пробега  молекулы;

 – средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается  средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

 

3.1.3. Растворимость газов в нефти и воде

 

От количества растворённого  в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.

Распределение компонентов  нефтяного газа между жидкой и  газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения  для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

 

   или   , (3.26)

 

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

V_г – количество газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над  поверхностью жидкости

К – константа Генри (К=f(a)).

 

Коэффициент растворимости  газа a показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

 

.  (3.27)

 

Коэффициент растворимости  зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Минимальное давление, при  котором весь газ растворяется в  жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.

Природа воды и углеводородов  различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.

Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО₂, Н₂S, N₂ растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м³ газа СО и СО₂ на 1 т воды).

С повышением давления растворимость  газа растёт, а с повышением температуры  – падает. Растворимость газа зависит  также от минерализации воды.

Разные компоненты нефтяного  газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Количество выделившегося  из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и  от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий  дифференциального дегазирования  затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

В процессе добычи нефти  встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.

Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу. 

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона:

 

DТ=aDР,  (3.28)

 

где DТ – изменение температуры:

a – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);

DР – изменение давления.

 

3.2. СОСТАВ И  ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА  ПЛАСТОВОЙ  ВОДЫ

 

По мере эксплуатации нефтяных месторождений  скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции  растёт и может достигать 95%. Поэтому  важно знать, какое влияние оказывает  пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

• подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);
• краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);
• промежуточные (между пропластками);
• остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

 

3.2.1. Физико-химические  свойства пластовых вод

 

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м³.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

.  (3.29)

 

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение  единицы объёма воды при изменении  её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10^-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости  воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

 

.  (3.30)

 

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10^-10 – 5,0×10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

 

b_вг = b_в (1+0,05×S),  (3.31)

 

  где S – количество газа, растворённого в воде, м³/м³.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

.  (3.32) 

 

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

• рассолы (Q>50 г/л);
• солёные (10<Q<50 г/л);
• солоноватые (1<Q<10 г/л);
• пресные (Q£1 г/л).

Минерализация пластовой  воды растёт с глубиной залегания  пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

• анионов: OH^–; Cl^–; SO₄^2–; CO₃^2–; HCO₃^–;
• катионов: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;
• ионов микроэлементов: I^–; Br^–;
• коллоидных частиц SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;
• нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость  или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).