Фазовые состояния углеводородов при разработке нефтяных залежей

Нефти и природные газы – многокомпонентные системы. Изучение их фазового состояния основывается на фундаментальных положениях термодинамики.
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.
Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.
Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:
- темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);
- молекулярная масса нефти;
- вязкость нефти.
Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.
С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.
Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.
Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.
Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р.

Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].

7 Пористость коллекторов нефти, газа и воды.
Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объёмом всех пор в породе, открытая — сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объёма открытых (сообщающихся) пор к объёму образца породы — коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов. Расчёт его производится по следующей формуле:
Кп = Vпор/ Vобр (1)
Кп = Vпор/ Vобр 100% (2)
где Кп — коэффициент пористости;
Vпор — объём сообщающихся полостей;
Vобр — объём образца породы, см³.
Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зёрен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор 0,508—2 мм; капиллярные — 0,0002—0,508 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных — при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных — движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа — порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация — увеличивающие ёмкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение — снижающие ёмкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16—20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Ёмкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1—3%.

8 Физические свойства пластовых нефтей
Рассмотрим основные физические свойства нефти.
Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу).
На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти

2 Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м²поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2 4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 .
Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 1,2 55·10^-6 м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).
3Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.
В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.
Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).
В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

4Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть
сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,4 14,0 ГПа^-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом .

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.
Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями: %.

5Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.
6Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.
Газосодержание (газонасыщеннность) S пластовой нефти равно объему растворенного газа Vr (в стандартных условия*), содержащегося в единице объема пластовой нефти VnH: S = Vr/VnH (м3/м3или м3/т)
Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пла­стовой нефти при определенном давлении и температуре, называется растворимостью газа J.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, прихо­дящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при разработке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
Сжимаемость нефти обусловлена тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упруго­стью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости Ьн: bH=(1/V)(dV/dP),
где: V – исходный объем нефти; dV – изменение объема нефти, dP – изменение давления. Размерность Ьн – 1/Па.

Коэффициент сжимаемости Ьн характеризует относительное изменение объема не­фти при изменении давления на единицу. В основном Ьн = (1 -5)-10′3 МП а1.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в плас­товых условиях 1 м3 дегазированной нефти:
н~ пл.н/^дег" Рн’Р плн.; где: Vn/1H – объем нефти в пластовых условиях; V – объем того же количества нефти

после дегазации при атмосферном давлении и t = 2Q’C; р н – плотность нефти в пластовых условиях; рн- плотность нефти в стандартных условиях. Наиболее характерная величина Ьн 1,2-1,8, но может достигать 2-3 единиц.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U = (bH-1)/bH-1OO.
Изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхност­ным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента: Q= 1/Ь = УДЕГ/Л/плн = рплнуРн.

Поиск по сайту: