Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
 Скачать 2.6 Mb.
|
|
3.6. Растворимость газов в нефти и воде От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:  ,где Vr - объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, в м3; Vж - объем жидкости, в которой растворяется газ, в м3; α - коэффициент растворимости в 1/Па; Р - абсолютное давление газа в Па. Коэффициент растворимости газа (α) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:  Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и природа углеводородов различны. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в УВ системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2, растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м3 углекислых газов на 1 тонну пластовой воды. Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри при низких давлениях. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт (рис. 3.5) до определённого давления.  Рис. 3.5. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 оС 1 - ромашкинская (Р); 2 - сураханская (С); 3 - небитдагская (Н); 4 - туймазинская (Т), по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе Из анализа представленных зависимостей следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных величинах рас- творимости газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с их различными фракционными и углеводородными составами. Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых УВ. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. Туймазинская и ромашкинская нефти содержат во фракциях, выкипающих до 300 °С, около 52 % парафиновых углеводородов; в сураханской и небитдагской нефтях их содержится 42-43 %. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природа. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти растворимость в ней углеводородных газов ухудшается. Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массыгазового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (N2, СН4) они характеризуются пологим подъёмом, почти равномерным во всем интервале давления. То есть плохо растворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые. Изотермы хорошо растворимых газов (СО2, С2Н6, С3Н8) характеризуются резким подъёмом до определенных давлений, а затем зависимости выполаживаются. Последние обстоятельства объясняются обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а при растворении метана в нефти обратное испарение наблюдается лишь при очень высоких давлениях. Получение зависимостей концентрации углеводородных газов в нефтяных системах от давления затруднено не только отклонением поведения реальных газов от законов идеальных систем, но и увеличением объёма жидкости при введении в неё газа. Кроме того, значительное влияние на растворимость углеводородных газов оказывают процессы обратного испарения. Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому этот процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование. В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазировании. Коэффициент разгазирования определяется как количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу. Коэффициент разгазирования при контактном способе разгазирования будет меньше, чем при дифференциальном способе разгазирования. При дифференциальном способе разгазирования нефти количество газа, остающегося в растворённом состоянии (условия по давлению разгазирования одинаковые), будет больше, чем при контактном способе (рис. 3.6). Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением метана из системы при дифференциальном способе разгазирования нефти в паровой фазе увеличивается содержание тяжелых углеводородов (С2, С3, С4), что вызывает повышение растворимости их в нефти. С повышением температуры растворимость углеводородных составляющих газа в нефти ухудшается. Растворимость углеводородов в воде подчиняется закону Генри, но вид зависимости нелинейный.  Рис. 3.6. Зависимости количества растворенного в нефти газа от давления при 1 – контактных процессах растворения и дегазации; 2 – дифференциальном растворении; 3 – дифференциальной дегазации С увеличением давления возрастает растворимость солей в воде, то есть увеличивается минерализация воды. При увеличении минерализации (М), растворимость углеводородных газов в воде уменьшается (рис. 3.7).  Рис. 3.7. Изменение растворимости природного газа в воде в зависимости от минерализации И это также является одним из факторов отклонения зависимости растворимости углеводородов в воде от линейного вида. На практике растворимость углеводородного газа (м3/м3) в минерализованной воде оценивают по различным эмпирическим формулам, одна из которых приведена ниже:  где рt - растворимость природного газа в пластовой воде, м3/м3; - растворимость газа в пресной воде, м3/м3; М - минерализация пластовой воды, %; k - поправочный температурный коэффициент, доли ед. (табл. 3.5) Таблица 3.5 Значения поправочных коэффициентов на минерализацию в зависимости от температуры
С возрастанием температуры и минерализации растворимость газа любой природы в воде уменьшается (рис. 3.8).  Рис. 3.8. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях 1,2 - дистиллированная вода; 3,4 - 2М раствор NaCl Растворимость углеводородов в воде от температуры описывается сложной зависимостью. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается (рис. 3.9), а затем возрастает, пройдя через минимум. Причём, температура минимальной растворимости различных углеводородных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит и от давления.  Рис. 3.9. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления при 0 oС Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 405·10–5 м3/(м3·Па). 3.7. Эффект Джоуля-Томсона При движении газа по пласту через сужения в каналах (сужения в поровых каналах, извилистость пор) наблюдается процесс, аналогичный дросселированию, так называемый дроссельный эффект. Дросселирование - расширение газа при прохождении через местное гидравлическое сопротивление (штуцер, задвижку, регулятор давления, различные негерметичности в оборудовании промыслов и другие), сопровождающее изменением температуры. Из термодинамики известно, что дроссельный процесс характеризуется постоянством теплосодержания. Изменение температуры газов или жидкостей при изоэнтальпийном расширении называется эффектом Джоуля–Томсона. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля–Томсона: ΔТ = α·ΔР, где ΔТ - изменение температуры; α - коэффициент Джоуля–Томсона, зависит от природы газа, давления, температуры; ΔР - изменение давления. Выделить область проявления закона Джоуля–Томсона в пластовых условиях сложно. Температурные изменения в пласте проявляются за счёт: • изменения теплоёмкости жидкостей и пород; • изменения упругих свойств пород при изменении давления; • конвективной передачи тепла при контактном разгазировании; • других процессов. Сама величина изменения температуры в пласте очень мала, а за счёт неравномерного падения давления в литологически неоднородных пластах будет ещё меньше. Понижение температуры при движении газа в пласте даже при больших перепадах давления сравнительно невелико. В пластовых условиях, как правило, движение газа происходит в изотермических условиях. Ближе к забою, особенно в забойных штуцерах, процесс дросселирования газа может привести к значительному снижению температуры, что имеет большое значение при эксплуатации нефтяных месторождений с высоким содержанием парафина. 4. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ 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 (рис.4.1): • краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи - 1; • подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью - 2; • остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи - 3; • промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропластками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтяном пласте - 4; • верхние - 5; •  нижние - 6. Рис. 4.1. Схема размещения различных типов вод в разрезе месторождения 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. 4.1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах 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. По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбированной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной); 3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы; 4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ). 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. Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. |