Ответы на вопросы по нефтегазовому делу (Вариант 14)

Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа: гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность. Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть гранулометрический анализ их. Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями. Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Фазовой (эффективной) называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. В крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой. Механические и тепловые свойства горных пород: сжимаемость, прочность на сжатие и разрыв, теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность. Показатель сжимаемости горной породы определяет ее способность к изменению объема при внешнем воздействии. В зависимости от типа реакции породы на давление по всей ее поверхности выделяется необратимая сжимаемость, которая выражается в необратимой деформации горной породы, и обратимая сжимаемость, также обозначаемая как объемная упругость и выражаемая способностью горной породы восстанавливать свою первоначальную форму в той или иной степени. Чем большим показателем упругости характеризуется та или иная горная порода, тем выше риски, связанные с горными ударами. Прочность горных пород — это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Большинство горных пород имеет зернистую структуру (например, песчаники), причем межкристаллическое сцепление значительно меньше прочности самих зерен. Такие горные породы являются хрупкими и разрушаются без предварительной пластической деформации. Песчаники с глинистым цементом относятся к группе пород с низкой прочностью на сжатие. Примесь глины в известняках также понижает их прочность. Песчаники, цементирующим веществом которых служит кремнезем или известковый цемент, обладают повышенной прочностью. Термические свойства горных пород характеризуются теплоемкостью С, коэффициентом теплопроводности λ или удельного теплового сопротивления ε=1/λ и коэффициентом температуропроводности а. Установлено, что с увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости. Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка. Породам также присуща анизотропия тепловых свойств — в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию. Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Методы определения физических свойств породы и их практическое значение.: Методы измерения пористости горных пород. Лабораторные методы определения проницаемости пород. Методы определения водо- и нефтенасыщенности образцов горных пород. Методы определения гранулометрического состава. Для определения полной (абсолютной) пористости образца горной породы, исходя из формулы, необходимо знать объем пор и объем образца. m=Vпор/Vобр = (Vобр – Vзерен)/ Vобр = 1- Vзерен/ Vобр, где Vобр и Vзерен – объемы образца и зерен. Для определения объема образца существует несколько различных способов: 1) Метод парафинизации. Предварительно взвешенный образец покрывают тонкой пленкой расплавленного парафина за 1-2 секунды, чтобы парафин не проник в поры и сразу застыл. Затем взвешивают образец с оболочкой и определяют его объем погружением в жидкость и вычитают объем оболочки, учитывая удельный вес (или плотность) парафина. Достоинством метода является возможность его использования для определения объема образцов рыхлых пород, однако, он очень трудоемок и не повышает точности измерений коэффициента пористости. 2) Метод вытеснения. При использовании этого метода образец погружают в жидкость, не проникающую в его поры (чаще всего имеют в виду ртуть) и таким образом определяют объем образца. Недостатком метода является то, что способ применим только к сильно сцементированным кернам (иначе при погружении в ртуть часть зерен может отпасть), а также невозможность учета прилипших к поверхности образца пузырьков воздуха из-за непрозрачности ртути. Кроме того, ртуть токсична. 3) Геометрический метод. Измерение геометрических размеров образцов проводят лишь для специально выточенных кернов идеальной формы без сколов зерен. 4) Метод Преображенского. Наиболее часто используемый метод, заключающийся в насыщении образца жидкостью (чаще керосином или водой) и определения его объема погружением в ту же жидкость. 5) Метод Мельчера измерения полной пористости. При определении полной (абсолютной) пористости горной породы исходят из того, что масса проэкстрагированного и высушенного образца породы есть величина постоянная до и после его дробления. При определении объема образца для расчета его плотности используют метод парафинизации. После чего образец очищают от парафина, измельчают и определяют плотность измельченной твердой части путем взвешивания и погружения в жидкость. В ряде случаев использую два образца: один парафинизируют, другой измельчают для определения плотности. Для измерений могут использоваться специальные пикнометры-порозиметры. Методы измерения объема пор образца горной породы определяются видом пористости. Проницаемость пористой среды можно определить по образцам, отобранным из пласта, или непосредственным исследованием пласта. Для оценки проницаемости кернов в основном применяются два метода. Первый метод предусматривает использование небольших цилиндрических образцов диаметром примерно 20 мм и длиной 25 мм. Метод применим для определения проницаемости выдержанного по составу и достаточно однородного пласта. Второй метод применяется на керне, отобранном непосредственно из скважины. Диаметр керна обусловлен типом колонкового долота, длина 30-50 см. В обоих случаях в качестве рабочего агента можно применять газ или любую жидкость, исключающую химическое взаимодействие с минералами породы. Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются различные приборы. Принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы. Прибор для определения проницаемости состоит из: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду; устройства для измерения давления на входе и выходе из керна; расходомеров; приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Различаются приборы тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие — при малых, третьи — при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие — по жидкости. Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца («весовой метод») и т. д. При использовании первого из них измеряется электропроводность участка пористой среды и сравнением полученных данных с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз) определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси и т. д.). При «весовом» методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы, происходящему вследствие изменения газосодержания в поровом пространстве среды. Коэффициентом водо- и нетфенасыщенности породы называется отношение объема содержащейся в ней воды/нефти к суммарному объему пор той же породы. Подавляющее большинство залежей нефти и газа содержит воду только в пленочном и капиллярно-связанном состоянии. Существующие прямые и косвенные методы рассчитаны на суммарное определение этих форм воды. Прямые методы. Определение водонасыщенности пород по данным анализа кернов заключается в следующем. С помощью соответствующих приборов определяют содержание воды в образце и общую потерю веса образца после экстрагирования и высушивания. Количество нефти, содержащейся в образце, определяют вычитанием веса извлеченной воды из общей потери в весе. Водонасыщенность образца породы методом перегонки определяют дистиляционными методами Дина и Старка (образец погружен в кипящий растворитель), Закса, Юстера, Сокслета, Ролла и Талиаферра (образец установлен над кипящим растворителем). Растворителями служат ксилол, толуол. Косвенные методы. Бурение скважин на известково-битумном растворе, позволяющем отбирать керны с пластовой влажностью, осуществляются еще редко, поэтому в практике лабораторных работ применяют ряд косвенных методов определения остаточной воды в образцах керна: 1. Полупроницаемой мембраны. 2. Центрифугирования. 3. Нагнетания нефти. 4. Испарения. 5.Хлоридный. 6. По данным электропроводности. 7. Капиллярного впитывания. 8. По остаточной керосинонасыщенности. 9. Фазовой газопроницаемости. Методы определения гранулометрического состава горных пород: 1. Ситовой анализ (для разделений фракций песка d≥0.05 мм); 2. Седиментационный анализ (d<0.05 мм). Стандартные сита с отверстиями: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 мм. Ситовой анализ: сверху располагают сито с наибольшим диаметром отверстий, внизу – с наименьшим. В верхнее сито насыпают 50 гр породы и просеивают 15 мин. Массу частиц в каждом сите определяют взвешиванием. Седиментационный анализ основан на различии скоростей оседания зерен в вязкой жидкости у частиц неодинаковых размеров. Основные методы седиментационного анализа различны. 1. Способ отмучивания током воды и способ слива жидкости (метод Сабанина); 2. Метод взвешивания осадка с помощью весов Фигуровского. При отмучивании грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд и регулированием скорости воды, текущей снизу вверх, добиваются выноса из сосуда частиц определенного диаметра, который определяют по формуле Стокса. Раздел 2 Состав и физико-химические свойства нефти: плотность, вязкость, сжимаемость, электропроводность, теплоемкость нефти. Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на: 1) чистогазовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой); 4) нефтяные (с различным содержанием попутного газа). В связи с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием растворенного газа и температуры плотность ее в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления. Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), который характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу. Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости. Теплоемкость. В термодинамике нефтяного пласта важную роль играют изохорные и изобарные процессы. Теплоемкость при постоянном объеме Сν и при постоянном давлении Ср характеризуется соотношениями где — показатель адиабаты; — газовая постоянная. Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. Электрические свойства эмульсий. Нефть и вода в чистом виде — хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5-10-6 до 0,5-10-7 Ом-м , пластовой воды — от 10-1 до 10 Ом‧м-1, Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей н кислот. Растворимость газов в нефти и ее влияние на физические свойства нефти. Давление насыщения нефти газом. Сложный состав нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей в различных термобарических условиях определяют экспериментальным путем. При низких давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри. То есть, количество газа, растворенного при данной температуре в единице объема жидкости, пропорционально давлению газа над поверхностью , (1) где — коэффициент растворимости газа. ; ; (2) Коэффициент растворимости реальных газов не является постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и от других факторов, которые присущи растворам газа в жидкости и связанным с общим отклонением реальных газов от идеальных. Зависимость коэффициента растворимости от давления и температуры определяется соотношением (3) т.е., с увеличением давления уменьшается. Здесь — мольная концентрация газа в растворе при давлении — летучесть газа при давлении, равном упругости пара растворителя при температуре . Летучесть газа связана с коэффициентом сжимаемости следующим соотношением (4) В общем случае коэффициент растворимости некоторых газов с увеличением давления может увеличиваться и уменьшаться. Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента растворимости некоторых газов происходит в связи с увеличением объема раствора и влиянием этого процесса на концентрацию газа в жидкости. Величина приращения объема раствора и ее интенсивность зависят от количества растворенного газа, свойств жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы испарения. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону Генри. С повышением температуры растворимость газов уменьшается. Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. Температура насыщения нефти парафином. Температура начала выпадения (кристаллизации) парафина в нефти называется температурой насыщения нефти парафином (или температурой кристаллизации нефти парафином), изменяется в К либо в 0С. Температура изменяется в широких пределах tнас→ 14 – 16 0С…60 – 65 0С и зависит от большого количества факторов: 1) давления: с увеличением давления температура насыщения возрастает. 2) Количество растворенного газас уменьшением газа в нефти температура насыщения увеличивается, т.к. ухудшаются растворяющие способности жидких углеводородов в нефти. 3) Содержание асфальтено-смолистых веществ (АСВ) с увеличением их содержания температура насыщения возрастает. 4) От количества, содержащегося в нефти парафина с увеличением нефти содержания парафина в нефти температура насыщения повышается. Наиболее сильное влияние на температуру насыщения оказывает температура; в меньшей степени давление и состав материала (песок, механические примеси) также будут способствовать увеличению температуру насыщения. Процесс кристаллизаций парафина в пористых средах практически необратимы 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 твердой фазы и если в обычных условиях прогреть весь пласт на десятки градусов и растворить парафин – задач 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 большую роль адсорбентов для асфальто-смолистых соединений в составе нефти. В результате их адсорбции на гранях кристалла парафина образуется конгломератное соединение, которое называют 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 в забойных скважинах. Сведения о температуре насыщения нефти парафином, необходимого при проектировании методов борьбы с уже отложившимся парафином. Температуру кристаллизации н. пар определяют следующими методами: 1) фотометрическим 2) объемным 3) фильтрационным 4) ультразвуковым Объемный коэффициент, усадка нефти. С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного коэффициента, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти. (6) Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного коэффициента. При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный коэффициент незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный коэффициент не линейно уменьшается. Используя объемный коэффициент, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. (7) Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%. Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально. Если же известны данные о плотности нефти и плотности и растворимости газа, величину b можно приблизительно вычислить. По одному из методов приближенного определения расчет сводится к определению объема газа, занимаемого им в жидкой фазе. В сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение. Объем газа в жидкой фазе определяют по кажущейся плотности газа в жидкой фазе. Кажущейся плотностью называют отношение приращения массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Расчетный метод используется только для приблизительной оценки объемного коэффициента, т.к. большое количество эмпирических зависимостей, лежащих в основе этого метода, приводят к возникновению большой погрешности. Состав и физические свойства природного газа: молекулярный объем, масса, плотность, вязкость, сжимаемость газов. Природный газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ. В пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. Молярный объём — объём одного моля вещества, величина, получающаяся от деления молярной массы на плотность. Характеризует плотность упаковки молекул. Согласно закону Авогадро, для любого газа при нормальных условиях эта величина имеет универсальное значение 22,4 л/моль. Следовательно, относительную плотность газов (по воздуху) можно определить по их средним молекулярным массам из соотношения d=М/ Мвоздуха=М/28,97 Молекулярная масса — масса молекулы, выраженная в атомных единицах массы. Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усреднённое значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (Мср.). Для смеси газов их средняя молекулярная масса рассчитывается по известному мольному компонентному составу газа по формуле Мср = У1М1 + У2М2+…+ УпМп = ∑УiМi где М — средняя относительная молекулярная масса газа; M1, М2, …, Мі — относительные молекулярные массы соответствующих компонентов; У1, У2, …, Уп — мольные доли компонентов. За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при нормальных условиях: d= рг /рв , где рг и рв — плотности газа и воздуха. Чем жирнее газ, т. е. чем больше он содержит тяжелых компонентов, тем больше его плотность. Плотность газов измеряют специальными газовыми пикнометрами или же эффузивным методом, который основан на измерении скорости истечения газов из отверстий. Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости. Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого момента увеличение вязкости перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа. Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость нефти увеличивается, а при растворении углеводородных газов наоборот понижается и тем сильнее, чем выше молекулярная масса газа. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз ниже, чем на поверхности. При разработке нефтяных месторождений следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется. Сначала она слегка уменьшается, а при давлениях ниже давления насыщения резко увеличивается. Причем, если в составе газа присутствует азот, точка перегиба не совпадает с давлением насыщения. Вязкость пластовой нефти определяется специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта. Законы газового состояния идеальных газов выведены в предположении, что молекулы газа не имеют собственного объема и не взаимодействуют между собой. Коэффициент сжимаемости идеальных газов равен единице. Реальные газы и газовые смеси характеризуются наличием молекулярного взаимодействия и геометрическими размерами молекул, поэтому сжимаемость природных газов зависит от давления р и температуры Т. Для реальных газов справедливо уравнение pV = zRT, Отсюда следует, что z=TV/(RT). При низких давлениях коэффициент сжимаемости реальных газов, имеющих различные характеристики составов и плотности, близок к единице, при более высоких — как больше, так и меньше единицы. Если температура газа выше температуры Бойля, то z > 1, а если ниже, то z < 1 (при средних и низких давлениях) и z > 1 (при высоких давлениях). Упругость насыщенных паров углеводородных газов. Чаще всего практическое использование сжиженных углеводородных газов происходит в двухфазной системе «жидкость-пар» (если есть свободная поверхность жидкости в замкнутом пространстве резервуара). При этом в общем случае происходит или конденсация пара, или испарение жидкости. В условиях равновесия нет ни конденсации, ни испарения. Давление, при котором жидкость находится в равновесном состоянии с паром, называется упругостью насыщенных паров. Определенной температуре отвечает определенная упругость насыщенных паров, и наоборот, заданной упругости насыщенных паров отвечает определенная температура. Если поддерживать постоянную температуру и сжимать пар, находящийся над жидкостью, то происходит его конденсация; наоборот, если увеличивать объем, занимаемый паром, то продолжается испарение жидкости. Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры. Это повышение тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Аналогично с ростом молекулярной массы углеводорода величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах. Насыщенным называется пар (газ), находящийся в равновесии с жидкостью. Для однокомпонентной системы условия равновесного сосуществования фаз определяются температурой и давлением. Между этими параметрами при равновесии существует взаимно однозначное соответствие: чем выше температура системы, тем выше давление, при котором находится данная равновесная система (рис. 6.1). Рис. 6.1 Общий вид зависимости давления насыщенных паров от температуры: АК – кривая давления насыщенных паров; I – область жидкой фазы; II – область перегретых (ненасыщенных) паров Каждая точка кривой АК (рис. 6.1), например точка С, связывает давление насыщенных паров с температурой кипения жидкости. Состояние вещества, при котором исчезает различие между его жидкой и газообразной фазами, называется критическим. Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии. Выше температуры, равной критической, газ ни каким повышением давления нельзя перевести в жидкость. Виды, типы пластовых вод. В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты. По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм: Остаточные или молекулярно связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта. Седиментационные воды – это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы. Инфильтрационные воды, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т.ч. и проникновению поверхностных вод в пласты – коллекторы. Элизионные воды – это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений. Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой. Классификация пластовых вод по месту нахождения В промысловом деле воды нефтяных и газовых месторождений делятся на пластовые напорные и технические. Среди подземных вод особое место занимают ненапорные грунтовые воды, которые в отличие от пластовых являются пресными или слабо минерализованными. Они имеют распространение лишь в приповерхностных слоях земной коры выше первого водоупорного горизонта. Пластовые напорные воды по отношению к нефтеносному пласту делятся на краевые, подошвенные, промежуточные, верхние и нижние, а также воды тектонических трещин. Краевые пластовые воды занимают пониженные части пласта и подпирают нефтяную залежь по внутреннему и внешнему контурам, образующим в плане кольцеобразную форму. Подошвенные воды подпирают залежь по всей её площади, включая и сводовую часть, образуя сплошное зеркало ВНК или ГВК. Промежуточные воды залегают внутри нефтеносного пласта или между пластами, объединенными в один эксплуатационный объект. Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, не зависимым от продуктивных и залегающим выше или ниже последних. Воды тектонических трещин циркулируют по плоскостям разломов из высоконапорных (как правило, более глубоко залегающих) в низконапорные. Они способны обводнять головные участки нефтеносных пластов, оттесняя нефть со сводовых частей залежи к крыльевым периферическим зонам. При наличии краевых вод, подпирающих нефтяную или газовую залежь, различают внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры. В пределах внутреннего контура нефтеносности пласт содержит нефть по всей его толщине от кровли до подошвы. В плане это части залежи отвечает нефтяная зона, где скважинами пластовая вода не вскрывается. При наличии подошвенных вод, т.е. в том случае, когда пластовая вода подпирает залежь нефти по всей ее площади становится необходимым завершать бурение скважин до вскрытия ими водоносной части пласта, т.е. выше ВНК. Это необходимо для предотвращения появления конусов обводнения, борьба с которыми весьма затруднена. В таких случаях нефть оттесняется от забоев скважин пластовой водой, что также может привести к появлению целиков нефти. Состояние и свойства остаточной воды в коллекторах и ее зависимость от характеристики пористой среды, минералогического состава пород, давления, температуры. Состояние остаточной 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 остаточной воды и т. д. Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная водав 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 поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта. Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют 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 др., также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте. По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии. Опытами М. М. Кусакова также доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Минерализованность, плотность, вязкость, сжимаемость, электропроводность пластовых вод. Влияние давления и температуры на свойства пластовых вод. Минерализация воды – это общее содержание в воде растворенных солей. В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений минерализация изменяется в достаточно широких пределах: от 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). От минерализации и химического состава вод напрямую зависят их основные физические свойства. Минерализованные воды имеют очень высокую моющую способность, поэтому они являются основным рабочим агентом для закачки обратно в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления для достижения максимального КИН. В то же время у воды с повышенной минерализацией имеются и отрицательные стороны – выпадению солей в призабойной зоне пласта, что способствует понижению проницаемости и появлению положительного скин-фактора. Плотность воды тесно связана с минерализацией, а в пластовых условиях еще с давлением и температурой. Плотность пластовых вод на поверхности всегда более 1 г/см3, а в рассолах достигает более 1,3 г/см3. В пластовых условиях плотность воды обычно ниже на примерно на 20%, в связи с повышенной температурой внутри продуктивного пласта. Вязкость воды в пластовых условиях резко понижается и обычно ниже вязкости нефти. Главным образом она зависит от пластовой температуры, в меньшей степени от минерализации и химического состава. Благодаря низкой вязкости в сравнении с нефтью, вода обладает большей подвижностью и нередко оттесняет нефть от забоя. Отсюда возникают языки и конусы обводнения. Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. С повышением минерализации вод растворимость газа в них снижается. Газосодержание в воде незначительно: 0,2 –2 м3/м3. Электропроводность. Пресные воды обладают высоким электрическим сопротивлением и являются диэлектриками. Минерализованные воды имеют низкие удельные сопротивления токам и являются отличными проводниками. Сведения об удельном электрическом сопротивлении пород, насыщенных пластовой водой или нефтью применяются при интерпретации материалов, полученных с помощью электрических методов ГИС. Сжимаемость воды мала, но по мере насыщения воды газом сжимаемость ее растет. Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06. Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация. Температура воды практически всегда сопоставима с геотермической ступенью, присущей для данной местности. Бывает, что температура пластовой воды сильно расходится с температурой, местной геотермической ступени. Это свидетельствует либо о появлении тектонических вод по зоне разлома, либо о возможных межпластовых перетоках из-за разницы в пластовых давлениях. Замеры температур в скважинах имеют огромное значение для контроля разработки месторождений и технического состояния скважин. Раздел 3 Поверхностная энергия, поверхностное натяжение. Все молекулы в жидкости, за исключением поверхностных, со всех сторон окружены другими молекулами и находятся под воздействием сил взаимного притяжения (сил Ван-дер-Ваальса). Однако на поверхности, на контакте с воздухом, газами, паром, эти молекулы только частично окружены другими молекулами жидкости и притягиваются лишь в направлении самой жидкости. Молекулы, находящиеся на поверхности жидкости, образуют как бы незримую сжимающую мембрану. Под действием этих сжимающих сил площадь поверхности жидкости сокращается до минимума, а для любого данного объема наименьшая поверхность — это сфера (например, дождевая капля в воздухе). Это самопроизвольное сжатие поверхности жидкости указывает на затрату определенного количества свободной энергии, поскольку на сжатие потребовалось какое-то количество работы. Такая энергия называется поверхностной свободной энергией. Количество работы, необходимое для образования 1 см² поверхности (эрг/см²)², называется поверхностной энергией вещества. Натяжение на поверхности жидкости, контактирующей с воздухом или собственным паром, обычно называется поверхностным натяжением (σ) и выражается в усилии, необходимом для образования единицы сжатой поверхности (дин/см). Поверхностное натяжение количественно эквивалентно поверхностной энергии. Поверхностное натяжение. По поверхностному натяжению жидкости в пласте-коллекторе можно делать заключение о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях их взаимодействия, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности капиллярных сил. Поверхностное натяжение жидкости зависит от её температуры и давления, а так же среды окружающей данную жидкость (газ, другая жидкость). Σt = σ0 (1 – γТ), где σt и σ0 – поверхностное натяжение системы при температуре Т и 00С, γ – температурный коэффициент поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение жидкости на границе с газом с увеличением температуры и давления уменьшается, что связано с ослаблением межмолекулярных сил, уменьшением свободной поверхностной энергии, растворением газа в жидкости. Для нефти эти характеристики так же справедливы, однако они зависят от состава нефти, количества растворенного в ней газа и его состава и могут быть более интенсивны, чем для воды, в связи с большей растворимостью газа в нефти. Поверхностное натяжение нефти на границе с водой мало зависит от давления и температуры, но может уменьшаться с ростом давления и температуры, вследствие растворении в воде компонентов нефти. Поверхностное натяжение нефти на границе с газом уменьшается с ростом давления и температуры интенсивнее, чем для воды, в связи с большой растворимости газа в нефти. Адсорбция и строение адсорбционного слоя, и зависимость ее от различных факторов. ПАВ позволяет из гидрофильной породы получать гидрофобную и наоборот. Не все участки породы обладают одинаковыми адсорбционными свойствами. На микровыступах, трещинах адсорбции поглощении идет лучше, такие участки наз. активными центрами объясняется это тем, что у угловых и выступающих молекул степень нескомпенированности силового поля >, чем у атомных молекул поверхности. Различают физическую и химическую адсорбцию. Физическая (молекулярная адсорбция вызывается Ван- дер- Ваальсовскими силами, химическая адсорбция (хемосорбция) обусловлено взаимодействием адсорбтива с адсорбентом за счет химических сил: ионная, ковалентные связи. Естественно хемосорбция сопровождается с образованием на поверхности более прочных химических соединений. Процесс адсорбции лучше протекает при низких температурах, а абсорбция хемосорбция при повышенных температурах. Количественно адсорбция обследуется по формуле: С0- начальная конц-ция, (Моль) А- величина адсорбции, (Моль/м2) Ср- предельная конц-ция в растворе , (Моль) S- площадь поверхности адсорбента, (м2) Нужно учитывать и массу адсорбента М, (г) А- Моль/г Связь А и s: уравнение Гиббса С- молекулярная конц-я р-ров ПАВ (Спав,%) R- универсальная газовая постоянная Т- абсолютная температура; ds/dC–поверхностная активные ПАВ Даже при незначительной концентрации ПАВ наблюдается резкое снижение повторного натяжения на границе раздела фаз. Это обстоятельство используют в практике добычи нефти для снижения межфазного натяжения на границе раздела нефть-вода, нефть-порода с целью увеличения нефтеотдачи. Обобщая вопросы изучения адсорбции были сделаны следующие выводы: 1. на величину адсорбции естественных и искусственных ПАВ значительное влияние оказывает минералогический состав пород при прочих равных условиях с увеличением карбонатности и глинистости горной породы А увеличивает. 2. адсорбция нафтеновых кислот, смол, асфальтенов и синтетических ПАВ является многослойной (полимолекулярной). Предельная адсорбция для синтетических ПАВ достигается при значительно меньшей концентрации, чем для асфальтенов, смол, нафтеновых кислот. 3. нафтеновые кислоты и асфальтены почти полностью подавляют адсорбцию смол. 4. адсорбция смол не зависит от характеристики минералогического состава пород, уменьшается с ростом температуры и давлений. Адсорбция нафтеновых кислот с повышением давлений остается неизменной. Кроме того для синтетических ПАВ: 1. наименьшее значение А наблюдается при высокой нефтенасыщенности порового пространства. Рост водонасыщенности приводит к увеличению адсорбции (с увеличением Sнефт А уменьшается, а с увеличением Sвод А увеличивается). 2. скорость фильтрации оказывает незначительное влияние на величину адсорбции. Смачиваемость твердой поверхности. Кинетический гистерезис смачивания. При разработке нефтяных месторождений наблюдаются случаи значительного проявления капиллярных сил. Например, случай самопроизвольного впитывания в пластовые воды, либо вытеснение из пласта нефти. Действие капиллярных сил обусловлены в частности, поверхностным натяжением и наличием угла смачиваемости. Ркап = 2scosq / r Как видно из формулы величина Ркап зависит от s – поверхностное натяжения, q-угола смачивания; r-радиуса капилляра. Смачивание — это поверхностное явление, заключающееся во взаимодействии жидкости с твердым или другим жидким телом при наличии одновременного контакта 3-х несмешивающихся фаз.(порода-нефть-вода; порода-нефть-газ; порода-вода-газ). Степень смачиваемости породы той или иной жидкостью определяется краевым углом смачивания q. Различают три положения на твердой поверхности капель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной среде. — Поверхность гидрофильная q<900 , вода лучше смачив. поверхность породы, нежели нефть. — Поверхность, одинаково смачивающаяся нефтью и водой. Идеальный случай (такого почти не бывает). Является породой с промежуточной смачиваемостью. — Поверхность гидрофобная, когда вода не смачивает твердую поверхность. Переходная точка соответствующая q =900 называется точкой инверсии (т.е. точкой обращения). Полное смачивание поверхности каплей воды в нефтяной среде соответствует q=00, такие поверхности называется абсолютно гидрофильными поверхностями. Полное смачивание поверхности породы каплей нефти в водной среде соответствует q =1800 (cosq =-1) такие поверхности называются абсолютно гидрофобными поверхностями. Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от: направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой; скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности; шероховатости твердой поверхности; адсорбции на поверхности веществ. Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо. Работа адгезии. Теплота смачивания. Роль смачиваемости в процессе вытеснения нефти и газа водой Адгезией (от лат. adhaesio — прилипание) называют межфазное взаимодействие между поверхностями конденсированных фаз при их молекулярном контакте. Адгезия, как и адсорбция, есть результат стремления системы к уменьшению поверхностной энергии и является самопроизвольным процессом. В случае адсорбции поверхность адсорбента «закрывается» отдельными молекулами или ионами, а в случае адгезии — другой конденсированной фазой. Адгезия обеспечивает прочность соединения между двумя разными телами, называемыми адгезивом и субстратом. Различают адгезию между двумя жидкостями, между жидкостью и твердым телом и между двумя твердыми телами. Работа адгезии W.d — это работа обратимого разрыва адгезионной связи между двумя фазами, отнесенная к единице площади. Она измеряется в тех же единицах, что и поверхностное натяжение [Дж/м2]. В результате работа адгезии равна где σ — поверхностное натяжение О — газ; 1,2 — твердое тело/жидкость Это уравнение (уравнение Дюпре) отражает закон сохранения энергии при адгезии. Из анализа уравнения следует, что чем больше поверхностные натяжения контактирующих фаз и чем меньше конечное межфазное натяжение, тем выше работа адгезии. Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твердого тела и природу его поверхности. Большее количество тепла выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твердую поверхность. Поэтому отношение теплот смачивания жидкости может служить термической характеристикой смачиваемости этой поверхности. Более определенно степень гидрофильности или гидрофобности поверхности горных пород оценивают путем сравнения теплоты смачивания керна водой с теплотами смачивания полностью гидрофобизованной и гидрофилизованной породы. Среднее значение теплот смачивания нефтенасыщенных кернов ряда нефтяных месторождений Западной Сибири колеблется от 6,3 до 24,4 кДж/кг. Поверхность горных пород отличается значительной неоднородностью по смачиваемости. Это можно объяснить многими причинами. Большое влияние на свойства поверхностей оказывают процессы адсорбции, которые зависят от большого многообразия факторов, связанных как с составом пластовых жидкостей и пород, так и с условиями их контакта в пласте. Свойства поверхности минералов, кроме явлений адсорбции, зависят и от процессов химического взаимодействия жидкостей и минералов, ионного обмена, растворения и электрокинетических явлений. Значительно влияет на эти процессы сложное строение самой поверхности минералов. Вследствие влияния на свойства поверхности горных пород большого числа факторов, избирательная смачиваемость их пластовыми жидкостями может изменяться в широких пределах. Некоторые породы, по-видимому, полностью гидрофобизованы нефтью. Большинство же исследованных коллекторов газовых месторождений сложены гидрофильными породами. Смачиваемость может значительно влиять на количество нефти, которое можно извлечь из порового пространства. Так, при вытеснении нефти из гидрофильного пласта она теряет сплошность и распадается на отдельные капли, которые выносятся непрерывным потоком воды, к тому же гидрофильность поверхности пор способствует лучшему отмыву нефти от поверхности поровых каналов. Поскольку эффекты смачиваемости проявляются как в масштабе пор, так и в масштабе всего пласта, они могут существенно влиять на нефтеотдачу. Экстракция, т.е. очистка порового пространства различными растворителями, может привести к изменению смачиваемости порового пространства, что отразится на нефтеизвлечении.