1. Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа
 Скачать 214.5 Kb.
|
|
чистогазовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой); 4) нефтяные (с различным содержанием попутного газа); 5)газогидратные (залежи твердых углеводородов). Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других. При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28оС, а для н-С5 → 36оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы. Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. 44. Закономерности изменения состава газоконденсатной смеси в зависимости от давления и температуры. Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других. При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28оС, а для н-С5 → 36оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы. Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. Во время эксплуатации газовых скважин метан газообразный и находится при температуре выше критической, этан на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения ( давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние. Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт ,состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными. 45. Основные параметры природных газов. Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других. При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28оС, а для н-С5 → 36оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы. Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса данного газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при нормальных условиях. Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью рг, средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул ν соотношением:  .Формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы также следует, что с увеличением температуры вязкость газа должна возрастать, так как скорость молекул ν увеличивается, если даже ρ и λ остаются постоянными. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Поэтому вязкость газов почти не зависит от давлений, если они близки к атмосферному, и увеличивается с ростом температуры. В пределах одного гомологического ряда вязкость газов уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев. 46. Физические свойства конденсата. Сырой и стабильный конденсат. 47.Критические параметры газа и отдельных компонентов. 48. Приведенные параметры природных газов. 49. Вязкость газа и методы определения коэффициента динамической вязкости. 50. Уравнения состояния реальных газов. 51. Коэффициент сверхсжимаемости газа и методы его определения. 52. Влагосодержание газа и методы его определения. 53. Тепловые свойства природных газов. 54. Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений. Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. 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); 5)газогидратные (залежи твердых углеводородов). Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других. При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28оС, а для н-С5 → 36оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы. Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. 55. Кристаллогидраты природных газов, компоненты газа образующие гидраты. 56. Техногенные гидраты и газогидратные залежи. 57. Пластовые воды и их свойства. 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. Различают следующие виды пластовых вод : • краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи ; • подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью; • остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи; • промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропластками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтяном пласте; • верхние ; • нижние . Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтеносного пласта. В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой из пласта нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике. Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д. Свойства пластовых вод: 1.минерализация- содержание растворенных солей в воде. Единицы измерения: г/л или г/кг. Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы: • рассолы (Q > 50 г/л); • солёные (10 < Q < 50 г/л); • солоноватые (1< Q < 10 г/л); • пресные (Q <1 г/л). 2.По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые(хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. 3.Соли пластовых вод влияют и определяют её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа. Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную(некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа. 4.Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие группы: · очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв/л; · мягкая вода – 1,5–3,0 мг·-экв/л; · умеренно жёсткая вода – 3,0–6,0 мг-экв/л; · жёсткая вода – более 6 мг-экв/л. Жесткость пластовой воды и группа пластовой воды по жесткости определяются экспериментально-расчётным путём. Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным кипячением или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3. Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи. 5.Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает. Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа воды. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды (рис. 4.2). С возрастанием температуры вязкость пластовых вод уменьшается. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко. 6.Коэффициент сжимаемости пластовой воды характеризует относительное изменение объёма воды при изменении давления на единицу. 58. Состояние остаточной воды в газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежах. 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 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 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. При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам. 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. 59. Методы определения водонасыщенности коллекторов. Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. 60. Физические свойства 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. Различают следующие виды пластовых вод : • краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи ; • подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью; • остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи; • промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропластками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтяном пласте; • верхние ; • нижние . Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтеносного пласта. В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой из пласта нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике. Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д. Свойства пластовых вод: 1.минерализация- содержание растворенных солей в воде. Единицы измерения: г/л или г/кг. Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы: • рассолы (Q > 50 г/л); • солёные (10 < Q < 50 г/л); • солоноватые (1< Q < 10 г/л); • пресные (Q <1 г/л). 2.По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые(хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. 3.Соли пластовых вод влияют и определяют её |