12. Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости.
Давлением насыщения называют max равновесное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объема нефти и объема растрастворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. Осо6енно высокими Рн характеризуются нефти со значительным количеством растворенного азота. В природных условиях Рн может соответствовать Рпл или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором - недонасыщена. Разница между Рн и Рпл может колебаться в значительных пределах - от десятых до десятков МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, Рн часто бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.
Давление насыщения и закономерности выделения газа изучают в лаборатории по пробам нефти, отобранный с забоя скважин. По результатам исследований можно сделать вывод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают влияния типы пород, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. Влияние пористой среды на давление начала тесно связано с изменением углеводородного состава нефти в капиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводородов на границе раздела и с зависимостью давления парообразования от смачиваемости поровых каналов пластовыми жидкостями.
Предполагается , что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у твердой поверхности, так как работа, необходимая для образования, пузырька у стенки (за исключением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше , чем для его образования в свободном пространстве жидкости.
Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты) происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.
Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.
Кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её ростом.
Р, МПа
23
17
Т°
Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться за счёт снижения давления.
13. Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости.
Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимаемым газом и между молекулами которого отсутствует взаимодействие. Коэффициент сверхсжимаемости идеального газа равен 1. Состояние идеальных газов описывается уравнением Менделеева-Клапейрона:
PV=nRT,
Где P – давление в Па; V – объем газа в м3; n - количество газа в кмоль; R – универсальная газовая постоянная (R = 8,31434*103 Дж/кмоль.К).
Уравнение Менделеева-Клапейрона для реальных газов справедливо лишь при низких давлениях. Поэтому для описания состояния реальных газов – уравнение Ван-Дер-Ваальса и др.
Уравнение Ван-Дер-Ваальса:
(P+a/V2)(V-b)=RT,
где b – собственный объем молекул газа; a – сила притяжения молекул.
Сложность использования уравнения при практических расчетах заключается в том, что чаще встречаются смеси газов, для которых уравнение Ван-Дер-Ваальса применимо с трудом.
При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.
Для учёта этого взаимодействия уравнение на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:
где Q – количество вещества, моль;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа.
Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.
Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температур), природы газа:
z = f (Тприв, Рприв),
где Тприв – приведенная температура;
Рприв – приведенное давление.
Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.
А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:
Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние
Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние..
14. Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции.
Адсорбция - Поглощение поверхностным слоем тела (адсорбентом) газа, жидкостей или растворенных в них веществ. Используется при очистке нефтепродуктов.
В нефтегазовых пластах, в основном, явление адсорбции наблюдается при фильтрации флюида:
Выпадение АСПО;
Образование пленочной нефти на поверхности пор;
Образование пленок воды на поверхности гидрофильной породы.
Явление адсорбции наблюдается также в случае применения ПАВ в процессах вытеснения. В результате адсорбции ПАВ, изменяется гидрофильность породы, что положительно сказывается на коэффициенте вытеснения нефти из коллектора.
В таких случаях наблюдается непрерывное замедление фильтрации со временем полной закупорки поровых каналов. А также, эффект затухания фильтрации нефти исчезает с увеличением перепадов давлений и повышение температуры до 65 С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит размыв образованных ранее слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде. Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике – дебиты скважин уменьшаются вследствие образования в пласте парафиновых отложений. Чтобы улучшить, прогревают призабойную зону или обрабатывают кислотами. Следует отметить, что явление затухания фильтрации со временем не свойственны большинству пластов и скважины эксплуатируются многие годы.
Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимают суммарную поверхность всех ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд. = F/V, м2/м3).
Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль
С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.
Основные черты строения коллекторов нефти и газа зависят от их происхождения, но происхождение в данном случае — лишь начало, которым обусловливаются многие свойства пород. В формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют вторичные процессы, а для терригенных пород, кроме того, их минералогический состав. Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс разрушения земной коры и концентрирование возникших в результате этого обломочных материалов. При этом в обломочные материалы могут входить обломки самой породы, частицы исходных минералов, а также продукты, прошедшие не только механическое дробление, но и химическую перестройку.
В процессе такой дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской породы нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав.
Минералогический состав пород влияет на их коллекторские свойства через гранулометрический состав, который при прочих равных условиях определяется неодинаковой прочностью минералов.
Изотерма сорбции — представленная графически зависимость концентрации вещества в неподвижной фазе от его концентрации в подвижной при постоянной температуре. Угол наклона изотермы сорбции определяет коэффициент распределения вещества между фазами.
Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции — изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них
где а и b — коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.
Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал.
Благодаря изотерме сорбции рассчитывают распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений.
Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или фронта сорбции.
15. Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов.
Выделяют следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1) капиллярно удержанная нефть;
2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).
Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минералами, размером удельной поверхности пород.
Капиллярно удержанная нефть находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно удержанная нефть находится в порах под влиянием капиллярных сил и ограничивается менисками на поверхности раздела нефть-вода или нефть-газ. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах по-видимому содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.
В природных условиях кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.
Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.
Капиллярно-защемлённая остаточная нефть.
Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.
Рассмотрим свойства этого типа нефти.
Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.
Её количество зависит от:
структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.
смачиваемости.
Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.
Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:
Распределение количества ганглий по размерам;
Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.
Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DРк/DРг).
Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:
В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.
DРк/DРг~Nеа
Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (Nеа).
В зависимости от Nеа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:
I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения.
II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.
III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.
Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому.
Поведение на месторождении таково:
В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее. Сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв.
Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления.
Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.
Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.
Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.
Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных от 0°, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее.
16. Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта.
При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной.
Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физ.-хим. взаимодействие воды с породой и нефтью.
Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.). Вода лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому необходимо создавать искусственный или использовать естественный водонапорный режим вытеснения. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую воду спец веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие свойства. Т. к. маловязкие нефти лучше вытесняются из пласта, некоторые МУН основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пласт нефти. Бензин и жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть (нагнетение в пласт сжиженных газов). Явление + тяжелых УВ в газовой среде высокого давления используют для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтянных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Также применяются: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными ПАВ, внутрипластовое горение нефти и др. изучаются также: электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия.