Помощничек
Главная | Обратная связь

...

Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖЕЙ



.

Свойства углеводородов (УВ) в пластовых ус­ловиях весьма разнообразны. Наряду с условиями залегания пород-коллекторов они во многом определяют природные энергетические возможности залежей, выбор методов искус­ственного воздействия на пласты и систем разработки, ха­рактер динамики годовых показателей разработки, возмож­ную степень извлечения запасов из недр и др.

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерыв­но меняются, что может сопровождаться изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых перехо­дов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регули­ровании разработки, проектировании эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущест­венно метанового (парафинового) (Сп Н2п+2), нафтенового (Сп Н2п) и в меньшем количестве ароматического (Сп Н2п-6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 — га­зы, от С5Н12 до С16Н34 - жидкости, от С17 Н36 до С35 Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и цере­зинами.

При большом количестве газа в пласте он может распола­гаться в виде газовой шапки над нефтью в повышенной час­ти структуры. При этом часть жидких УВ нефти может на­ходиться в виде паров также и в газовой шапке. При высо­ком давлении в пласте плотность газа становится весьма большой (приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом га­зе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12 + С6Н14). Иногда нефть оказывается полностью рас­творенной в газе. При извлечении такого газа на поверх­ность в результате снижения давления и температуры рас­творенная в нем нефть выпадает в виде конденсата.

Если количество газа в залежи по сравнению с количест­вом нефти мало, а давление достаточно высокое, то газ пол­ностью находится в растворенном состоянии в нефти, и тог­да газонефтяная смесь находится в пласте в жидком виде.

При извлечении нефти на поверхность в результате сни­жения давления растворенный газ выделяется в виде газовой фазы.

С учетом сказанного залежи УВ подразделяются на: 1) чи­сто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные или неф­тегазовые (в зависимости от относительных размеров газо­вой шапки и нефтяной части залежи); 4) нефтяные (с различ­ным содержанием растворенного газа).

 

ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ

Состав нефтей.Как уже отмечалось, нефть состоит преимущественно из углеводородных соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов.

В состав нефти входят также высокомолекулярные соеди­нения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содер­жание в нефтях невелико, они существенно влияют на свой­ства поверхностей раздела в пласте (в частности, поверхнос­ти пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на законо­мерности движения нефти при разработке залежей.

Нефти содержат от долей процента до 5-6% серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ — мер­каптанов, сульфидов, дисульфидов и др.

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5-2,0 %), вы­сокосернистые (более 2%).

Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекуляр­ные соединения, включающие кислород, серу и азот и состо­ящие из большого числа нейтральных соединений непостоянного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смол нефти подразделяются на малосмо­листые (содержание смол ниже 18%), смолистые (18-35%), высокосмолистые (свыше 35%).

Нефтяной парафин - это смесь твердых УВ двух групп парафинов С17Н3635Н72 и церезинов С36Н7455Н122. Темпе­ратура плавления первых 27 — 71 °С, вторых — 65 — 88 °С. Нефти относят к малопарафинистым при содержании пара­фина менее 1,5% по массе, к парафинистым - 1,5-6,0% по массе, к высокопарафинистым - более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к плас­товой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Физические свойства нефтей.Нефти разных пластов од­ного и того же месторождения и тем более разных место­рождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием.

Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание пластовой нефти- это объем газа Vг, растворенного в 1 м пластовой нефти :

(VI. 1)

Газосодержание пластовой нефти выражают в . Мак­симальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа γ. Газо­содержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе неф­ти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазиро­вания выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактно­го дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с кон­тактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м33 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м33. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м33.

Промысловым газовым фактором Гназывается количест­во газа в 1 м3 (т) добытой дегазированной нефти. Он опреде­ляется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыслового га­зового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к га­зосодержанию пластовой нефти.

Давлением насыщенияпластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может коле­баться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значени­ями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторож­дении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это свя­зано с различием в свойствах нефти и газа в пределах пло­щади.

Сжимаемость пластовой нефтиобусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая из­меряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

(VI.2)

где - исходный объем нефти; ΔV - изменение объема нефти; Δp — изменение давления.

Размерность Рн - 1/Па, или Па-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на едини­цу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным об­разом при разработке залежей в условиях постоянного сни­жения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть ΔV первоначального объема V0 изменяется объ­ем нефти при изменении температуры на 1 °С:

(VI.3)

Размерность- 1/°С. Для большинства нефтей значе­ния коэффициента теплового расширения колеблются в пре­делах (1-20) 10-4 1/°C.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарно­го термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на значение конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазиро­ванной нефти:

(VI.4)

где - объем нефти в пластовых условиях; - объ­ем того лее количества нефти после дегазации при атмосфер­ном давлении и t = 20 °С.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна ве­личина 1,2-1,8.

Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом ма­териального баланса и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко исполь­зуется также при анализе разработки залежей, при опреде­лении объема пласта, который занимала добытая нефть.

При подсчете запасов нефти объемным методом измене­ние объема пластовой нефти при переходе от пластовых ус­ловий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента .

.



©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.