Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений - файл n1.docx

приобрести
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений
скачать (1073 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx1073kb.11.06.2012 05:21скачать

n1.docx

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10
Министерство энергетики Российской Федерации

Управление кадров и социальной политики

Покрепин Б.В.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

2-е издание

Тема 1.

Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа.



1.1. Природные коллекторы нефти и газа.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми пространствами и представляющие собой сложные капиллярные системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результат разрушения сплошности породы, как правилопод действием механических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримостью одного линейного размера по отношению остальным. Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в результате выщелачивания горной породы. В отличие от пор в кавернах гравитационные силы преобладают над капиллярными. Обычно к кавернам относят пустоты с линейными размерами более 1 3 мм. Поровыми коллекторами сложены многочисленные месторождения нефти и газа земного шара. Кавернозного типа коллектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже. Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещинно-порового. Коллектор порового и трещинно-порового типов, как правило, связан с терригенными породами В них содержится около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа. Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах содержится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспечивают около 60% мировой добычи нефти. В России основные коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатными коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных коллекторах и ее добычи из них постоянно возрастает. Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

1) гранулометрическим составом пород;

2) пористостью;

  1. проницаемостью;

  2. капиллярными свойствами;

  3. удельной поверхностью;

  4. механическими свойствами;

  5. насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

1.2. Гранулометрический состав пород.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

В процессе эксплуатации скважин на основании гранулометрического состава подбирают фильтры, предотвращающие вынос песка из пласта в скважину.

Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фрационирования частиц размером более 0,05 мм. Содержание частиц меньшего размера находят седиментационным анализом.

Для проведения ситового анализа проэксграгированный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40— 50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зерен, и обрабатывают 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфоровой чашке с одновременной промывкой водой для удаления глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 мин. Оставшиеся на каждом сите фракции взвешивают и результаты записывают в таблицу. Суммарная масса фракций должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Седиментационный анализ основывается на зависимости скорости падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы. Определение скорости свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы:

(1.1)

где — скорость осаждения частиц в жидкости; g — ускорение свободного падения; d — диаметр частиц; — кинематическая вязкость жидкости; — плотность жидкости; — плотность частиц породы.

Считается, что формула Стокса справедлива для частиц диаметром 0,1 — 0,001 мм. На скорость осаждения частиц меньшего размера ощутимое влияние оказывают броуновское движение и слои адсорбированной на поверхности частиц жидкости, не учитываемые в формуле (1.1).

Наиболее распространенные методы седиментационного анализа

— пипеточный метод, метод отмучивания потоком воды и метод
взвешивания осадка.

Результаты гранулометрического анализа представляют в виде таблиц, гистограмм и графиков, иллюстрирующих связь между диаметром частиц и их массовых долей в породе.

Графически гранулометрический состав можно представить в виде интегральной кривой распределения (рис. 1.1) или графика плотности распределения частиц по размерам (рис. 1.2). Точки интегральной кривой распределения получают, отмечая, как правило, в полулогарифмических координатах диаметр и суммарную массовую Долю частиц, начиная от нуля и кончая данным диаметром.






Рис.1.1 Кривая суммарного гранулометрическтго состава зерен породы




Рис. 1.2. Крсвая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмм (2)

По интегральной кривой распределения судят о неоднородности пород по размерам слагающих ее зерен. Количественно она характеризуется отношением d60/d10, где d60, dI0 — диаметры, для которых суммарная доля частиц с диаметрами от нуля до данного диаметра, составляют соответственно 60 и 10% (точки 2 и 5 на рис. 1.2). Для нефтяных месторождений эта величина обычно изменяется от 1,1 до 20. По диаметру, соответствующему суммарной массовой доле 90% (точка 1 на рис. 1.1), подбирают забойные противопесчаные фильтры с определенными размерами отверстий.

1.3. Пористость горных пород.

Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости тn называют отношение объема всех пор Vпор образца к видимому его объему Vo:

mn = Vпор/Vo6p (1.2)

Коэффициентом открытой пористости т0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к

видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема ороды. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5 — 6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 — 25%.

Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы, сверхкапиллярные— диаметром 2 — 0,5 мм; капиллярные — 0,5 — 0,0002 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

В крупных (сверхкапиллярных) порах движению жидкости и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах значительно проявляются также капиллярные силы, а в субкапиллярных порах из-за действия капиллярных сил движение жидкости в природных условиях практически невозможно. Поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глины, глинистые сланцы и другие) относят, как правило, к неколлекторам.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерная пористость у карбонатных пород, которые наряду с крупными трещинами и кавернами имеют плотные блоки, практически лишенные пор.

Коэффициент пористости определяют по кернам, извлеченным из скважины при ее бурении, и в лабораторных условиях различными методами. Пористость в лабораторных условиях определяют по объему образца и объему пор в нем. Коэффициент полной пористости вычисляют, используя кажущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минералов, по следующей формуле:

(1.3)

1.4. Проницаемость горных пород.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.






Рис. 1.3. Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

На рис. 1.3 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорционально вязкости:

(1.4)

где - скорость линейной фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, который называется коэффициентом проницаемости; - динамическая вязкость жидкости; - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

Подставляя значения v = Q/F в формулу (1.4) и решая относительно k, получим

(1.5)

где Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца.

По формуле (1.5) определяют коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

Размерностью коэффициента проницаемости в Международной системе (СИ) является м2. Эта размерность получается, если в формулу (1.5) подставить размерности [L] = м; [F]=h2; [Q]=m3/c; [Р]=Па; [?]=Пас:

(1.6)

Таким образом в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости (1 м2) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м3/с. Для удобства на практике проницаемость измеряют в микрометрах квадратных - 1 мкм2= 10-12 м2.

Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

1.5. Удельная поверхность породы.

Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет около 20276 м2

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле:

(1.7)

где - удельная поверхность породы, м23; m - пористость, доли единицы; к - проницаемость, м2.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах - от 40000 до 230000 м23. Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м23, проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п.

1.6. Коллекторские свойства терригенных пород.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80-95 %, а насыщенность водой - 5-20%.

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых коллекторов может достигать 30-40%.

Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изменяется от 3-5 до 0,0001-0,001 мкм2, а пористость - от 25-26 до 12-14 %.

1.7. Коллекторские свойства карбонатных пород.

Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3-1 мкм2 и пористость 20-35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5-20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшей пористостью (12-25 %) и проницаемостью (0,01-0,3 мкм2) и более высокой степенью цементации (10-20 %). Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25-35%.

Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонатные коллекторы, обычно называемые матрицами, обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтрационными свойствами: пористость 8-15 %, проницаемость 0,0001-0,01 мкм2, водонасыщенность 35-50 %. Емкостные свойства карбонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц, а фильтрационные свойства - с трещинноватостью пород.

Качество трещинноватых пород, как коллектора нефти и газа характеризуется раскрытостыо трещин, их числом, густотой трещин. Раскрытость трещин колеблется в пределах 14-80 мкм2.

Густота трещин в какой-либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин:

(1.8)

где - половина площади поверхности всех трещин в некотором элементарном объеме породы .

Трещинная пористость определяется отношением объема трещин к объему образца породы:

(1.9)

где - трещинная пористость, доли единиц; b - высота раскрытости трещин, мм.

Проницаемость трещинноватой породы определяется по формуле:

(1.10)

где - коэффициент проницаемости трещинноватой породы.

Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллекторы - хорошие объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна, однако наличие трещинноватости приводит к увеличению проницаемости и дает возможность разрабатывать эти коллекторы.

1.8. Механические свойства горных пород.

Многие процессы, происходящие в пласте при его вскрытии и влияющие на ряд процессов в период разработки и эксплуатации месторождений, связаны с механическими свойствами горных пород

- упругостью, прочностью на сжатие и разрыв, пластичностью.

Упругость горных пород. Упругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

О величине упругих деформаций породы судят по коэффициенту объемной упругости, который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:

(1.11)

где - коэффициент объемной упругости породы, 1/Па, - изменение объема пор в образце породы при изменении давления на , м3; - объем образца породы, м3.

Коэффициент объемной упругости определяет в относительных величинах изменение объема при изменении давления на 1 Па. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что величина коэффициента объемной упругости для нефтесодержащих пластов изменяется от 0,3-10 - 210-10 Па-1. Коэффициент объемной упругости используется в расчетах по исследованию скважин, а также при математическом описании процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при изменяющихся давлениях.

Прочность горных пород - это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50-180 МПа, песчаников - 15-20 МПа. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45 %.

Пластичность горных пород - это способность пород Деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Пластичность проявляется на большой глубине. На большой глубине твердая порода может "вытекать" в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибам] вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическим свойствами горных пород.

1.9. Тепловые свойства горных пород и насыщающих их флюидов.

Тепловые свойства горных пород и насыщающих их жидкосте необходимо знать при проектировании различных методов тепловог воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом. Тепловы свойства горных пород и жидкостей зависят от многих факторов температуры, давления, пористости, водонасыщенности: минералогического состава породы и насыщающих жидкостей.

В таблице 1.1 приводятся некоторые обобщенные результаты исследований теплофизических свойств карбонатных и терригенных пород по результатам лабораторных исследований.

Таблица 1.

Средние значения теплофизических свойств горных пород

Горные породы

Средняя плотность,

Коэффициент температуропроводности, 107

Коэффициент теплопроводности,

Удельная теплоемкость,

Карбонатные породы

Доломиты

Известняк

Известняк глинистый

2,753

2,714

2,644

9,95

9,6

9,05

2,11

2,2

1,96

0,802

0,851

0,844

Терригенные породы

Аргиллиты

Алевролиты глинистые

Песчаники:

нефтенасыщенные

водонасыщенные

2,555

2,55

2,198

2,3

9,94

10,8

11,57

12,8

2,25

2,22

1,7

2,46

0,838

0,795

0,737

0,84

Эти результаты указывают на существенное отличие пород по теплофизическим свойствам, поэтому знание литолого-петрофизических особенностей пород, слагающих нефтепродуктивный пласт, определяет правильность выбора теплофизических коэффициентов. Кроме того, следует помнить, что результаты исследований теплофизических свойств пород, приводимые в таблице 1.1, выполнены при комнатной температуре (20 °С). Для их пересчета на пластовые температуры можно пользоваться формулой:

(1.12)

где - коэффициент теплопроводности при температуре ; К - поправочный коэффициент,

К = (1-5)10-3; То- температура, при которой проведены лабораторные эксперименты; Т - пластовая температура.

Исследованиями установлено, что слоистые породы имеют разные коэффициенты теплопроводности по напластованию и перпендикулярно к нему. Коэффициент вдоль напластования на 30-35 % выше, чем перпендикулярно к нему.

Изменение теплофизических свойств горных пород от давления несущественное. Так, например, при увеличении давления на 100 МПа теплопроводность известняка изменяется только на 0,1 %, поэтому при выборе теплофизических параметров для расчетов предварительно подлежат изучению литолого-петрографические характеристики пород с учетом их физического состояния по давлению, температуре, нефтегазоводонасыщенности и др.

Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности, она зависит от минералогического состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов. Установлено, что с увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка. Поэтому для прогрева на 60-70 К пород призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы в течение нескольких суток. Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды. Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Теплопроводность пород практически не зависит от минерализации пластовых вод.

Кроме характеристик породы температурные условия в стволе и пласте предопределяются также теплофизическими свойствами нефти, воды и газа. В таблице 1.2 приведены средние значения теплофизических свойств нефти и воды при стандартных условиях (20 °С и 0,1 МПа).

Таблица 1.2

Средние значения теплофизических свойств нефти и воды

Показатели

Нефть

Вода

Теплопроводности,

0,139

0,582

Удельная теплоемкость,

2,1

4,15

Температуропроводность,

0,069-0,086

0,14

Для проведения методов повышения нефтеотдачи (закачки влажного пара и внутрипластового горения) следует знать влияние температуры насыщения на теплофизические характеристики воды и водяного пара.
Состав и свойства пластовых флюидов.

2.1. Нефть, ее химический состав.

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться в жидком состоянии и одновременно другая часть - в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом.

В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а в мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии первичной внутрипромысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.

Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 -14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

2.2. Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи.

Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение -образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.

Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода». Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность — способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С1735, имеющие температуру плавления 27-71 °С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их Сзб55), а температура плавления -65-88 °С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению.

2.3. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.

В России применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации - классы, типы и виды нефти.

На классы нефть подразделяется по содержанию в них серы:

Класс I II III

Нефть малосернистая сернистая высокосернистая

Массовое
содержание
серы, % Не более 0,51-2 Более 2

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350°С, нефть делят на три типа:

Тип первый второй третий

Массовый

выход

светлых
фракций, % Более 45 30-45 Менее 30

По содержанию парафина нефть разделяют на три вида:

Вид малопарафиновые парафиновые высокопарафиновые

Массовое

содержание

парафина, % Не более 1,5 1,5-6 Более 6

В нефтепромысловой практике при классификации нефти учитывается содержание смол:

Нефть малосмолистая смолистая высокосмолистая

Массовое

содержание

смол, % Менее 18 18-35 Более 35

Например, нефть горизонта AB1 Самотлорского месторождения содержит 1,9 % парафина, 1,1 % серы, 11,6 % смол и 52 % светлых фракций. В соответствии с принятой классификацией она должна быть отнесена к сернистой (И класс), первого типа, парафиновой, малосмолистой нефти.

2.4. Фракционный состав нефти.

Разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием. Наиболее распространенный метод фракционирования - перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30-205 °С, называют бензином] интервал кипения 200-300 °С - керосином] нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120-240 °С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400 °С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300 °С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400 °С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы.

Нефть различных месторождений значительно отличается друг от друга по фракционному составу. Легкая нефть состоит в основном из бензиновых и керосиновых фракций. Например, нефть Тагринского месторождения (Западная Сибирь) на 76% состоит из фракции, выкипающей до 200 °С. В среднем же доля светлых фракций в нефти России составляет 30-50 %. Для тяжелой нефти характерно малое содержание легких фракций. При температуре до 300 °С из этой нефти выкипает менее 10-12 %.

2.5. Плотность нефти и способы ее измерения.

Один из основных показателей товарного качества нефти — плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется при стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива.

Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней — шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения в нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости.

Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:

(2.1)

где — плотность нефти при 20 °С; — измеренная плотность нефти при температуре t; — коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 — 0,0009 кг/(м3К).

С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров — калиброванных сосудов вместимостью 5 — 100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
2.6. Вязкость нефти и способы ее измерения.

Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам.

Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность:

(2.2)

где — коэффициент кинематической вязкости; — коэффициент динамической вязкости; — плотность жидкости или газа.

В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в , а коэффициент кинематической вязкости — в м2/с.

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей м (миллипаскальсекунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1м Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков м (0,1-0,2) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость.

Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.

2.7. Давление насыщения и газовый фактор.

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их — газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа — легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше единицы.

Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 °С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям. Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V , выделился объем газа Vг, то газовый фактор G рассчитывают по следующему соотношению:

(2.3)

Газовый фактор выражают в м33 или в м3/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м33, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. По мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.

Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.

Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, при которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности.

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.

2.8. Пластовый нефтяной газ, его состав.

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).

Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. В связи с тем, что один моль любого газа занимает в одинаковых условиях один и тот же объем (22,41 л при нормальных условиях: давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С), объемные и молярные доли численно равны между собой.

Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.

Если состав газа задан объемными или молярными долями, то его молекулярную массу можно определить по соотношению:

(2.4)

где объемные (молярные) доли компонентов; молекулярные массы компонентов.

В таблице 2.1 приведен состав природных газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений России.

Таблица 2.1

Состав природных газов некоторых месторождений России

Месторождения

Объемное содержание, %

Относительная плотность

СН2

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

Н2

Инертные газы




Газовые

Уренгойское

Медвежье

Заполярное

97,8

98,8

98,6

0,1

0,1

0,07

0,03

0,02

0,02

0,002

0,002

0,013

0,01

-

0,01

0,3

0,1

0,18

-

-

-

1,7

1

1,1

0,56

0,56

0,56

Газоконденсатные

Оренбургское

Вуктыльское

83,8

74,8

5,2

8,7

1,3

3,9

1,05

1,8

0,8

6,4

1

0,1

1,3

-

5

4,3

0,667

0,882

Ненфтяные

Ромашкинское

Туймазинское

Самотлорское

38,8

42

68

19,1

21

4,4

17,8

18,4

9,6

8,0

6,8

7,8

6,8

4,6

4,1

1,5

0,1

0,5

-

2

-

8

7,1

5,6

1,125

1,062

1,031

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.


Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50 %. Добыча таких газов требует специальной технологии и коррозионностойкого оборудования.

2.9. Физические свойства нефтяного газа.

Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа:

(2.5)

Обычно находится в пределах 0,73-1 кг/м3. плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.

Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3).

(2.6)

где - относительная плотность газа; - плотность газа и воздуха соответственно. Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.

Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде:

(2.7)

где - плотность газ

Из закона состояния следует, что большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой. С повышением давления плотность газа растет и уменьшается с увеличением температуры.

В лабораторной практике плотность газов обычно определяют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на измерении времени истечения заданного объема газа через небольшое отверстие. Так как время истечения одного и того же объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную плотность газа.




Рис. 2.1. Зависимость вязкости природного газа от температуры

Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается.

С повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается.

С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений.

Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.

Дросселирование газов. При добыче газа часто приходится иметь дело с процессом дросселирования, т. е. с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа при этом не должна изменяться. Температура же реального газа изменяется, что очень важно учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного конденсата. Снижение давления газа в области относительно низких давлений (до 40 МПа) приводит к охлаждению газа, в области высоких - к нагреванию.

Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Эта величина составляет 0,25-0,35 °С на 0,1 МПа.

Растворимость газов в жидкости. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vr, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Уж, прямо пропорционально давлению газа р над поверхностью жидкости:

(2.8)

где а — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная. В зависимости от состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей больше количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

2.10. Уравнение состояния газов.

Состояние газов характеризуется давлением Р, температурой Т, и объемом V. Связь между этими величинами определяется законами газового состояния.

Нефтяные и природные газы имеют значительные отклонения от законов идеальных газов вследствие взаимодействия между собой молекул, которое возникает при сжатии реальных газов. Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости z, показывающим отношение объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях.

В пласте углеводородные газы могут находиться в самых различных условиях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается. При этом молекулы углеводородного газа сближаются и силы притяжения между ними помогают внешним силам, сжимающим газ. Когда углеводородный газ сильно сжат, межмолекулярные расстояния оказываются настолько малыми, что отталкивающие силы начинают оказывать сопротивление дальнейшему уменьшению объема и сжимаемость газа уменьшается.

На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона:

(2.9)

где Р - давление газа, Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м3; m - масса газа, кг; R - газовая постоянная, Дж/(кг -К); Т - температура, К; z - коэффициент сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости определяют по графикам, построенным по экспериментальным данным.

2.11. Состояние углеводородных газожидкостных систем при изменении давления и температуры.

При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, системах сбора и подготовки меняются давление и температура, что обусловливает изменение фазового состояния углеводородов — переход из жидкого в газообразное состояние и наоборот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнообразных по своим свойствам компонентов, то при определенных условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой фазе, а другая — в паровой (газовой) фазе. Очевидно, что закономерности движения однофазной системы в пласте и стволе скважины значительно отличаются от закономерностей многофазного движения. Условия дальнего транспорта нефти и газа и последующей переработки требуют отделения легко испаряющихся компонентов от жидкой конденсированной фракции. Поэтому выбор технологии разработки месторождения, системы внутрипромысловой подготовки нефти и газа во многом связан с изучением фазового состояния углеводородов в меняющихся термодинамических условиях.

Фазовые превращения углеводородных систем иллюстрируются диаграммами фазовых состояний, показывающими связь между давлением, температурой и удельным объемом вещества.




Рис. 2.2. Диаграмма состояния чистого газа

На рис. 2.2-а приведена диаграмма состояния чистого газа, (этана). Сплошными линиями на диаграмме показана связь между давлением и удельным объемом вещества при постоянных температурах. Линии, проходящие через область, ограниченную пунктирной кривой, имеют три характерных участка. Если рассматривать одну из линий области высоких давлений, то сначала рост давления сопровождается небольшим увеличением удельного объема вещества, которое обладает сжимаемостью и в этой области находится в жидком состоянии.

При некотором давлении изотерма резко изламывается и имеет вид горизонтальной линии. При постоянном давлении происходит непрерывное увеличение объема вещества. В этой области жидкость испаряется и переходит в паровую фазу. Испарение заканчивается в точке второго излома изотермы, после которого изменение объема сопровождается почти пропорциональным уменьшением давления. В этой области все вещество находится в газообразном состоянии (в паровой фазе). Пунктирной линией, соединяющей точки излома изотерм, ограничена область перехода вещества из жидкого в паровое состояние или наоборот (в сторону уменьшения удельных объемов).

Эта область соответствует условиям, при которых вещество находится одновременно в двух состояниях жидком и газообразном (область двухфазного состояния вещества). Пунктирная линия, расположенная влево от точки С, называется кривой точек парообразования. Координаты точек данной линии — давление и температура, при которых начинается кипение вещества. Вправо от точки С лежит пунктирная линия, называемая кривой точек конденсации или точек росы. Она показывает при каких давлениях и температурах начинается конденсация пара - переход вещества в жидкое состояние. Точка С, лежащая в вершине двухфазной области, называется критической точкой. При давлении и температуре, соответствующей этой точке, свойства паровой и жидкой фаз одинаковы. Кроме того, для чистого вещества критическая точка определяет наивысшие значения давления и температуры, при которых вещество может одновременно находиться в двухфазном состоянии. При рассмотрении изотермы, не пересекающей двухфазную область видно, что свойства вещества изменяются непрерывно и переход вещества из жидкого состояния в газообразное или наоборот происходит, минуя двухфазное состояние.

На рис. 2.2-6 приведена диаграмма состояния этана, перестроенная в координатах давление-температура. Так как чистое вещество из одного фазового состояния в другое переходит при постоянном давлении, то кривые точек испарения и конденсации на этой диаграмме совпадают и заканчиваются критической точкой С. Полученная линия разграничивает области жидкого и парообразного вещества. В двухфазном состоянии вещество может находиться только при давлениях и температурах соответствующих координатам этой линии.

2.12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы.

Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис.2.3).




Рис.2.3. Диаграмма состояния многокомпонентного газа

В отличие от чистого вещества для многокомпонентных систем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления (рис. 2.3-а). Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наоборот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала конденсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление — температура кривые точек начала испарения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого I вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли (рис.2.3-6). Кривая точек начала парообразования, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделяющая двухфазную область от области парообразования, соединяются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального давления и температуры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества в критической точке плотность и состав фаз одинаковы.

Для многокомпонентной системы точка М с максимальной температурой, при которой возможно двухфазное состояние, называется крикондентермой, а точка N с соответствующим давлением — криконденбарой. Между этими точками и критической точкой существуют две области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. При изотермическом сжатии, например, при температуре Т2 по линии ЕЛ, смесь после пересечения в точке Е линии точек росы частично конденсируется и переходит в двухфазное состояние. С дальнейшим повышением давления доля жидкой фазы возрастает, но лишь для определенного давления, соответствующего точке Д. Последующее увеличение давления от точки Д до точки В ведет к уменьшению доли жидкой фазы, а затем смесь снова переходит в парообразное состояние. Давление в точке Д, при котором образуется максимальное количество жидкой фазы, называется давлением максимальной конденсации.

Аналогичные явления наблюдаются и при изобарном нагревании жидкости по линии ЛНГБ. Первоначально смесь находится в однофазном жидком состоянии. После пересечения линии точек начала парообразования в точке Л в смеси появляется паровая фаза, количество которой растет до точки Н. Последующее повышение температуры ведет к уменьшению объема паровой фазы вплоть до возвращения вещества в жидкое состояние в точке Г.

Области, в которых конденсация и испарение происходят в направлении, обратном фазовым превращениям чистого вещества, получили название ретроградных областей (на рис. 2.3-6 они заштрихованы). Явления, происходящие в этих областях, называют ретроградным (обратным) испарением и ретроградной (обратной) конденсацией. Эти явления широко используются в процессах внутрипромысловой подготовки газа для выбора условий, при которых обеспечивается максимальное отделение газового конденсата.

Петлеобразная форма диаграммы фазовых состояний (рис. 2.3-б) характерна для всех многокомпонентных смесей, но форма петли, положение критической точки и ретроградных областей зависят от состава смеси. Если состав пластовой смеси таков, что крикондентерма располагается левее изотермы, соответствующей пластовой температуре (линии FT3), то по мере снижения давления при разработке месторождения эта смесь будет находиться только в однофазном газовом состоянии. Смеси углеводородов такого состава образуют газовые месторождения. Если состав смеси таков, что пластовая температура находится между критической температурой и температурой крикондентермы (линия АТ2), то такие углеводородные смеси образуют газоконденсатные месторождения. В процессе снижения давления при пластовой температуре из них будет выделяться жидкая фаза - конденсат.

Для нефтяных месторождений критическая точка располагается правее изотермы пластовой температуры (линия G71). Если точка G с координатами, соответствующими начальному пластовому давлению и пластовой температуре, расположена выше линии начала парообразования, то нефть находится в однофазном жидком состоянии и недонасыщена газом. Только при снижении давления ниже давления насыщения (точка D) из нефти начинает выделяться газовая фаза Нефтяные месторождения, состав углеводородной смеси которых таков, что начальное пластовое давление (точка К) ниже давления насыщения, имеют газовую шапку, которая представляет собой скопившуюся в верхней части залежи газовую фазу.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации