Разработка нефтяных и газовых месторождений

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.



2.8 Пластовый нефтяной газ, его состав

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).

Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. В связи с тем, что один моль любого газа занимает в одинаковых условиях один и тот же объем (22,41 л при нормальных условиях: давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С), объемные и молярные доли численно равны между собой.

Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.

Если состав газа задан объемными или молярными долями, то его молекулярную массу можно определить по соотношению:

(2.4)

где объемные (молярные) доли компонентов; молекулярные массы компонентов.

В таблице 2.1 приведен состав природных газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений России.



Таблица 2.1 Состав природных газов некоторых месторождений России

Месторождения	Объемное содержание, %	Относительная плотность
	СН2	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	Н2	Инертные газы
Газовые
Уренгойское Медвежье Заполярное	97,8 98,8 98,6	0,1 0,1 0,07	0,03 0,02 0,02	0,002 0,002 0,013	0,01 - 0,01	0,3 0,1 0,18	- - -	1,7 1 1,1	0,56 0,56 0,56
Газоконденсатные
Оренбургское Вуктыльское	83,8 74,8	5,2 8,7	1,3 3,9	1,05 1,8	0,8 6,4	1 0,1	1,3 -	5 4,3	0,667 0,882
Ненфтяные
Ромашкинское Туймазинское Самотлорское	38,8 42 68	19,1 21 4,4	17,8 18,4 9,6	8,0 6,8 7,8	6,8 4,6 4,1	1,5 0,1 0,5	- 2 -	8 7,1 5,6	1,125 1,062 1,031

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.

Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50 %. Добыча таких газов требует специальной технологии и коррозионностойкого оборудования.



2.9 Физические свойства нефтяного газа

Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа:

(2.5)

Обычно находится в пределах 0,73-1 кг/м³. плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.

Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м³).

(2.6)

где - относительная плотность газа; - плотность газа и воздуха соответственно. Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.

Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде:

где - плотность газ

Из закона состояния следует, что большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой. С повышением давления плотность газа растет и уменьшается с увеличением температуры.

В лабораторной практике плотность газов обычно определяют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на измерении времени истечения заданного объема газа через небольшое отверстие. Так как время истечения одного и того же объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную плотность газа.

Рис. 2.1. Зависимость вязкости природного газа от температуры

Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается.

С повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается.

С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений.

Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.

Дросселирование газов. При добыче газа часто приходится иметь дело с процессом дросселирования, т. е. с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа при этом не должна изменяться. Температура же реального газа изменяется, что очень важно учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного конденсата. Снижение давления газа в области относительно низких давлений (до 40 МПа) приводит к охлаждению газа, в области высоких - к нагреванию.

Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Эта величина составляет 0,25-0,35 °С на 0,1 МПа.

Растворимость газов в жидкости. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V_r, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости У_ж, прямо пропорционально давлению газа р над поверхностью жидкости:

(2.8)

где а -- коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти -- величина непостоянная. В зависимости от состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей больше количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах -- низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

2.10 Уравнение состояния газов

Состояние газов характеризуется давлением Р, температурой Т, и объемом V. Связь между этими величинами определяется законами газового состояния.

Нефтяные и природные газы имеют значительные отклонения от законов идеальных газов вследствие взаимодействия между собой молекул, которое возникает при сжатии реальных газов. Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости z, показывающим отношение объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях.

В пласте углеводородные газы могут находиться в самых различных условиях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается. При этом молекулы углеводородного газа сближаются и силы притяжения между ними помогают внешним силам, сжимающим газ. Когда углеводородный газ сильно сжат, межмолекулярные расстояния оказываются настолько малыми, что отталкивающие силы начинают оказывать сопротивление дальнейшему уменьшению объема и сжимаемость газа уменьшается.

На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона:

(2.9)

где Р - давление газа, Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м³; m - масса газа, кг; R - газовая постоянная, Дж/(кг -К); Т - температура, К; z - коэффициент сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости определяют по графикам, построенным по экспериментальным данным.

2.11 Состояние углеводородных газожидкостных систем при изменении давления и температуры

При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, системах сбора и подготовки меняются давление и температура, что обусловливает изменение фазового состояния углеводородов -- переход из жидкого в газообразное состояние и наоборот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнообразных по своим свойствам компонентов, то при определенных условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой фазе, а другая -- в паровой (газовой) фазе. Очевидно, что закономерности движения однофазной системы в пласте и стволе скважины значительно отличаются от закономерностей многофазного движения. Условия дальнего транспорта нефти и газа и последующей переработки требуют отделения легко испаряющихся компонентов от жидкой конденсированной фракции. Поэтому выбор технологии разработки месторождения, системы внутрипромысловой подготовки нефти и газа во многом связан с изучением фазового состояния углеводородов в меняющихся термодинамических условиях.

Фазовые превращения углеводородных систем иллюстрируются диаграммами фазовых состояний, показывающими связь между давлением, температурой и удельным объемом вещества.

Рис. 2.2. Диаграмма состояния чистого газа

На рис. 2.2-а приведена диаграмма состояния чистого газа, (этана). Сплошными линиями на диаграмме показана связь между давлением и удельным объемом вещества при постоянных температурах. Линии, проходящие через область, ограниченную пунктирной кривой, имеют три характерных участка. Если рассматривать одну из линий области высоких давлений, то сначала рост давления сопровождается небольшим увеличением удельного объема вещества, которое обладает сжимаемостью и в этой области находится в жидком состоянии.

При некотором давлении изотерма резко изламывается и имеет вид горизонтальной линии. При постоянном давлении происходит непрерывное увеличение объема вещества. В этой области жидкость испаряется и переходит в паровую фазу. Испарение заканчивается в точке второго излома изотермы, после которого изменение объема сопровождается почти пропорциональным уменьшением давления. В этой области все вещество находится в газообразном состоянии (в паровой фазе). Пунктирной линией, соединяющей точки излома изотерм, ограничена область перехода вещества из жидкого в паровое состояние или наоборот (в сторону уменьшения удельных объемов).

Эта область соответствует условиям, при которых вещество находится одновременно в двух состояниях жидком и газообразном (область двухфазного состояния вещества). Пунктирная линия, расположенная влево от точки С, называется кривой точек парообразования. Координаты точек данной линии -- давление и температура, при которых начинается кипение вещества. Вправо от точки С лежит пунктирная линия, называемая кривой точек конденсации или точек росы. Она показывает при каких давлениях и температурах начинается конденсация пара - переход вещества в жидкое состояние. Точка С, лежащая в вершине двухфазной области, называется критической точкой. При давлении и температуре, соответствующей этой точке, свойства паровой и жидкой фаз одинаковы. Кроме того, для чистого вещества критическая точка определяет наивысшие значения давления и температуры, при которых вещество может одновременно находиться в двухфазном состоянии. При рассмотрении изотермы, не пересекающей двухфазную область видно, что свойства вещества изменяются непрерывно и переход вещества из жидкого состояния в газообразное или наоборот происходит, минуя двухфазное состояние.

На рис. 2.2-6 приведена диаграмма состояния этана, перестроенная в координатах давление-температура. Так как чистое вещество из одного фазового состояния в другое переходит при постоянном давлении, то кривые точек испарения и конденсации на этой диаграмме совпадают и заканчиваются критической точкой С. Полученная линия разграничивает области жидкого и парообразного вещества. В двухфазном состоянии вещество может находиться только при давлениях и температурах соответствующих координатам этой линии.

2.12 Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы

Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис.2.3).

Рис.2.3. Диаграмма состояния многокомпонентного газа

В отличие от чистого вещества для многокомпонентных систем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления (рис. 2.3-а). Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наоборот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала конденсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление -- температура кривые точек начала испарения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого I вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли (рис.2.3-6). Кривая точек начала парообразования, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделяющая двухфазную область от области парообразования, соединяются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального давления и температуры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества в критической точке плотность и состав фаз одинаковы.

Для многокомпонентной системы точка М с максимальной температурой, при которой возможно двухфазное состояние, называется крикондентермой, а точка N с соответствующим давлением -- криконденбарой. Между этими точками и критической точкой существуют две области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. При изотермическом сжатии, например, при температуре Т₂ по линии ЕЛ, смесь после пересечения в точке Е линии точек росы частично конденсируется и переходит в двухфазное состояние. С дальнейшим повышением давления доля жидкой фазы возрастает, но лишь для определенного давления, соответствующего точке Д. Последующее увеличение давления от точки Д до точки В ведет к уменьшению доли жидкой фазы, а затем смесь снова переходит в парообразное состояние. Давление в точке Д, при котором образуется максимальное количество жидкой фазы, называется давлением максимальной конденсации.

Аналогичные явления наблюдаются и при изобарном нагревании жидкости по линии ЛНГБ. Первоначально смесь находится в однофазном жидком состоянии. После пересечения линии точек начала парообразования в точке Л в смеси появляется паровая фаза, количество которой растет до точки Н. Последующее повышение температуры ведет к уменьшению объема паровой фазы вплоть до возвращения вещества в жидкое состояние в точке Г.

Области, в которых конденсация и испарение происходят в направлении, обратном фазовым превращениям чистого вещества, получили название ретроградных областей (на рис. 2.3-6 они заштрихованы). Явления, происходящие в этих областях, называют ретроградным (обратным) испарением и ретроградной (обратной) конденсацией. Эти явления широко используются в процессах внутрипромысловой подготовки газа для выбора условий, при которых обеспечивается максимальное отделение газового конденсата.

Петлеобразная форма диаграммы фазовых состояний (рис. 2.3-б) характерна для всех многокомпонентных смесей, но форма петли, положение критической точки и ретроградных областей зависят от состава смеси. Если состав пластовой смеси таков, что крикондентерма располагается левее изотермы, соответствующей пластовой температуре (линии FT₃), то по мере снижения давления при разработке месторождения эта смесь будет находиться только в однофазном газовом состоянии. Смеси углеводородов такого состава образуют газовые месторождения. Если состав смеси таков, что пластовая температура находится между критической температурой и температурой крикондентермы (линия АТ₂), то такие углеводородные смеси образуют газоконденсатные месторождения. В процессе снижения давления при пластовой температуре из них будет выделяться жидкая фаза - конденсат.

Для нефтяных месторождений критическая точка располагается правее изотермы пластовой температуры (линия G7₁). Если точка G с координатами, соответствующими начальному пластовому давлению и пластовой температуре, расположена выше линии начала парообразования, то нефть находится в однофазном жидком состоянии и недонасыщена газом. Только при снижении давления ниже давления насыщения (точка D) из нефти начинает выделяться газовая фаза

Нефтяные месторождения, состав углеводородной смеси которых таков, что начальное пластовое давление (точка К) ниже давления насыщения, имеют газовую шапку, которая представляет собой скопившуюся в верхней части залежи газовую фазу.



Тема 3. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

3.1 Пластовое давление и температура

Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур.

Пластовое давление. Под пластовым понимают давление при котором нефть, газ и вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания. Природа и величина этого давления обусловлены тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана ранее с выходом пласта на поверхность, через который происходило питание его водой. Разность уровней между областью питания на поверхности и глубиной залегания пласта и определила наличие в поровом пространстве избыточного давления, называемого пластовым.

От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовое давление определяет запасы нефтяной и газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.

Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине с высокой степенью достоверности. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта.

Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое давление можно рассчитать по формуле:

(3.1)

где Р_пл - пластовое давление; - плотность жидкости; g -ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то пластовое давление определяют по формуле:

(3.2)

где L - высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; Р_у - устьевое давление.

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.

В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, пластовое давление вычислить по барометрической формуле:

(3.3)

где - ; - устьевое давление; - расстояние от устья до середины интервала перфорации; - относительная плотность газа по воздуху; Т_ср - средняя температура газа в стволе скважины; z_cр - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних давлении и температуре по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:

(3.4)

где Т_з и Т_у - соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.

Расчет по формуле (3.3) обеспечивает достаточную точность лишь для чисто газовых скважин. Наличие жидкости на забое скважины исключает применение данного метода.

Начальное пластовое давление, измеряемое до начала разработки залежи, кроме глубины залегания пласта зависит от процесса формирования залежи, особенно от переуплотнения коллектора, наличия гидродинамической связи с другими водонасыщенными пластами.

Пластовое давление можно выразить через высоту столба жидкости h, уравновешивающую его, по формуле:

(3.5)

сравнивая величину h, называемую гидростатическим напором, с глубиной залегания пласта Н , судят о пластовом давлении. Если гидростатический напор, обусловленный начальным пластовым давлением, составляет (0,8-1,3) Н_пл, то давление считают нормальным. В противном случае говорят об аномально высоком и аномально низком пластовых давлениях.

Пластовая температура. В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхности с глубиной возрастает и температура с увеличением глубины на каждые 100 м, называется геотермическим градиентом. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м. Наиболее часто встречающееся его значение ЗК на 100 м. По геотермическому градиенту легко оценить пластовую температуру, которую можно ожидать на данной глубине:

(3.6)

где t_o - температура нейтрального слоя; Г - геотермический градиент; Н - глубина, на которой определяется температура t; h -глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем подразумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезонные колебания температуры. Для большинства районов страны он находится на глубине 3-5 м. Температура в этом слое может быть принята равной среднегодовой температуре воздуха в данном районе.

Пластовые давление и температура несут информацию об энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов, фазовое состояние углеводородов в залежи.

3.2 Приведенное пластовое давление

Рис. 3.1. Схема определения приведенного пластового давления



Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.

Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением. Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис. 3.1), P_t, Р₂ и Р₃, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:

(3.7)

Где h₁, h₂, h₃ - расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК; и - соответственно плотность нефти и воды.

3.3 Физические свойства нефти в пластовых условиях

Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V_г, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости V_ж, прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости:



(3.8)

где -- коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти -- величина непостоянная.

В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах -- низкие.

С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b -- это отношение объема нефти в пластовых условиях У_пл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности :



(3.9)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема.

Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления: 1 - Ахтынское месторождение; 2 - Новодмитриевское месторождение

Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры: 1 - Тавельское месторождение; 2 - Ульяновское месторождение; 3 - Усинское месторождение



На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом.

(3.10)

Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия.

При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти:

(3.11)

где -- коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; -- изменение объема нефти V при изменении давления.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти.

С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2).

Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м³, а в поверхностных после дегазирования -- более 800 кг/м³. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов.

3.4 Отбор проб пластовой нефти

Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.



Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б). а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана; б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени.

Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти.

В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти.

На рис. 3.4-а приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД-ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления

На рис. 3.4-6 приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости.

Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоотборник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидравлическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжается до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика форклапана 7. Скорость движения поршня 10 и, соответственно, продолжительность холостого хода регулируются вязкостью масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 потянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадочного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан б и проникнет в приемную камеру. Под действием давления нефти поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивления 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробоотборник нет большого перепада давления, способного вызвать разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан б под действием пружины закроется. Пробоотборник комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени отобрать три пробы нефти.

Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника.

3.5 Установки для исследования проб пластовой нефти

Свойства пластовой нефти исследуют в специальных установках, позволяющих определить их газосодержание, плотность, сжимаемость, объемный коэффициент, вязкость при различных давлениях и температурах. Основной элемент таких установок -- сосуд pVT, в котором проводят расширение газонефтяной смеси с контролем ее объема, давления и температуры.

Проба нефти переводится в пресс (рис. 3.5) из пробоотборника 3 или с помощью блока перевода пробы 4, состоящего из плунжерного насоса и промежуточной емкости, заполненной соленой водой. Насос подает масло в верхнюю часть промежуточной емкости, вытесняя из нее соленую воду, которая поступает в пробоотборник и в свою очередь вытесняет из него пластовую воду в пресс. Для предварительного вакуумирования всей системы служит вакуумный блок 5, наличие термостатирующей рубашки позволяет переводить пробу из пробоотборника в пресс и исследовать ее свойства при заданной температуре.

После перевода пробы в пресс и термостатирования ступенчато увеличивают объем смеси в прессе, регистрируя давление. По полученной зависимости давление - объем определяют давление насыщения нефти газом и объемный коэффициент пластовой нефти.

Рис. 3.5. Схема установки АСМ-30М. 1 - сосуд рV; 2 - блок сепарации; 3 - пробоотборник; 4 - блок перевода пробы; 5 - вакуумный блок; 6 - вискозиметр ВВДУ

Для определения вязкости нефти в пластовых условиях установки АСМ снабжены вискозиметрами высокого давления (ВВДУ).

Отбор проб из скважин, их транспортировка и исследования в стационарной лаборатории требуют больших затрат времени. В некоторых случаях необходимо оперативное определение свойств нефти непосредственно на промысле. Для этой цели используют передвижную лабораторию (ПЛИН-1), смонтированную на базе автомобиля высокой проходимости. Передвижная лаборатория оснащена глубинными пробоотборниками, лебедкой для спуска приборов в скважины, устройствами перевода проб, аппаратурой для исследования физических свойств нефти, хроматографом для определения состава нефти и газа, микроЭВМ для обработки результатов исследования.

Создан также комплекс глубинных приборов, позволяющий исследовать свойства нефти непосредственно на забое скважины. На принципе построения зависимости давление - объем работает скважинный сатуриметр (прибор для определения давления насыщения). В скважинном вискозиметре регистрируется время вытекания определенного объема нефти через капилляр. Прибор для определения плотности нефти (скважинный пикнометр) отбирает пробу нефти в пикнометрическую капсулу, которую взвешивают уже на поверхности. Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержание и объемный коэффициент нефти.

Экспериментальные методы определения свойств пластовой нефти связаны с применением специальной аппаратуры высокого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки используются также расчетные и графо-аналитические методы, базирующиеся на результатах обработки большого объема опытных данных.

3.6 Пластовые воды, их классификация

Пластовыми называют воды, приуроченные к продуктивным пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от положения, которое они занимают в залежи, их принято классифицировать следующим образом.



Рис. 3.6. Положение пластовых вод относительно нефтяного пласта

Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт за контуром нефтеносности. Их называют подошвенными, если они подстилают нефтенасыщенную часть пласта.

Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегающих выше нефтеносного пласта, нижними - воды горизонтов, залегающих ниже заданного нефтеносного пласта. К промежуточным относят воды, приуроченные к водоносным пропласткам, которые расположены в самом продуктивном пласте.

В нефтенасыщенных частях продуктивного пласта также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи. Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как правило, являющаяся неподвижной, называется связанной, остаточной, погребенной или реликтовой водой.

Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Активные контурные и подошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытесняющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая часть порового пространства, участвует во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. Поэтому контроль и регулирование процесса разработки месторождения, проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод.



3.7 Физические свойства пластовых вод

нефть газ пластовый месторождение

Пластовые воды представляют собой сложные растворы, в составе которых - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью. Наличие этих компонентов обуславливает отличие физических свойств пластовых и пресных вод.

Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Общее содержание в воде растворенных солей принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах.

Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5-2 м³/м³. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается.

Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод.

Коэффициент сжимаемости для дегазированных пластовых вод изменяется от до МПа¹. Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа.

Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Известны пластовые воды, плотность которых достигает 1450 кг/м³ при общей минерализации 642,8 кг/м³. В пластовых условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверхностных условиях. Это связано с термическим расширением воды при повышении температуры; пластовое давление из-за низкой сжимаемости воды влияет на ее плотность незначительно.

Пластовая вода, как и нефть, при извлечении на поверхность изменяет свой объем. Объемный коэффициент пластовой воды колеблется в пределах от 1 до 1,05.

Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПас. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает, иногда в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой.

3.8 Состояние связанной воды в нефтяной залежи

Состояние связанной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом связанной воды и т.д.

Начальное распределение нефти, связанной воды и газа в пористой среде влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния связанных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если связанная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции ПАВ нефти поверхность нефтяного коллектора становится гидрофобной. Следовательно, формы существования связанной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль. Это необходимо учитывать при проектировании методов увеличения нефтеотдачи пласта.

Распределение связанной воды в поровом пространстве существенно влияет на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и другие - также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

3.9 Нефте- и водонасыщенность коллекторов

Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Степень насыщенности пустот, выражаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности -один из главных параметров, который учитывается при определении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зависит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью, измеряется в процентах или долях единицы. Аналогично определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности.

Общепринятая методика количественного определения нефтегазоводонасыщенности образцов пород основана на измерении потери массы образца и объема отогнанной из него воды после экстрагирования в углеводородном растворе.

Коэффициенты нефте- и водонасыщенности образца породы определяются (в долях единицы):

, (3.12)



где V_h - объем нефти в образце породы; - объем образца породы; V_b - объем воды в породе.

Коэффициент газонасыщенности образца:

...