Физика пласта для ЗГД. Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад
 Скачать 459.17 Kb.
|
|
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 движении газа по пласту наблюдается так, называемый, дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона: DТ=a·DР, (2.28) где DТ – изменение температуры: a – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры); DР – изменение давления. 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, дросселирование газа может привести к значительному снижению температуры, что имеет большое значение при эксплуатации нефтяных месторождений с высоким содержанием парафина. 2.1.4. ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения. Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому, при этом нефть будет полностью насыщена газом. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С понижением температуры давление насыщения может значительно увеличивается. 2.2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 30 - 70%. Различают алканы нормального (н-алканы – пентан и его гомологи) строения, изостроения (изоалканы – изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С1 до С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5 – С16 составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы С17 – С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины. Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой CnH2n, бициклические - CnH2n-2, трициклические - CnH2n-4, тетрациклические - CnH2n-6. Содержание их в нефти колеблется в интервале 25 - 75%. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти. Ароматические углеводороды (арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические π - сопряжённые системы. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50%. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен, его гомологи и другие. Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-ароматического, нафтено-ароматического. В основном это твердые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей. Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы. К ним относятся:
Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится до 15%. В нефтях содержатся в малых количествах минеральные вещества и вода. Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в определенных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-540°С. Различают следующие основные фракции нефти:
Фракционирование осуществляется на установкая АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. 2.2.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема: ρ = m / v [ г/см3; кг/м3]. Плотность относительная (ρо) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρв) при 4оС: ρо = ρн / ρв. (2.29) Плотность (ρн) и удельный вес (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно различают: легкие с плотность 820-860, средние – 860-900, тяжелые – 900-950 кг/м3. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа (рис. 2.1). С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.  Рис. 2.1 . Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать. В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве. Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др. Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетеросоединения взаимодействуют друг с другом (физическое, Ван-дер-Ваальсов-ское взаимодействие). С точки зрения математики все наблюдаемые макрохарактеристики нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно коррелирует со степенью этих взаимодействий. Вязкость (абсолютная, динамическая) – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 2.2). Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:  , (2.30)где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 2.2; F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа). μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.  Рис. 2.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга. Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:
С возрастанием температуры вязкость сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. С увеличением молекулярного веса фракций, плотности, температурного интервала выкипания фракций величина вязкости возрастает С вязкостью связан параметр – текучесть (j) – величина обратная вязкости:  . (2.31) Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.  . (2.32)Единицы измерения кинематической вязкости:
– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с. Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 2.3). Вязкость уменьшается с повышением   Рис. 2.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры количества углеводородного газа растворенного в нефти. При этом с увеличением молекулярной массы газового компонента (от СН4 к С4Н10) вязкость нефтей будет уменьшаться, а с увеличением молекулярной массы жидкого компонента (от С5Н12 к высшим) вязкость нефтей будет возрастать. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость пластовых нефтей будет возрастать. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Чем больше в нефте содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефтей. В уравнении (2.30) координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A - есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать: d γ/dt = τ/μ. (2.33) У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Уравнение (2.33), описывающее связь между напряжением и скоростью сдвига, называется реологическим. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина. Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама: τ = τо + μ* (d γ/dt), (2.34) где τо – динамическое напряжение сдвига; μ* - кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ ). Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения от модуля скорости деформации: τ = К(d γ/dt)n, (2.35) где К – мера консистенции жидкости, с увеличением вязкости возрастает; n – показатель функции, при n =1, уравнение (2.35) описывает течение ньютоновских жидкостей. Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:  . (2.36)Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости. С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:  , (2.37)где Vпл – объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):  , (2.38)Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%. Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет. |