Файл: Физика нефтяного и газового пласта санктпетербург.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 06.11.2023

Просмотров: 241

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.Реальные пористые среды в подземной гидромеханике представляются идеализированными моделями - фиктивным и идеальным грунтами. Фиктивный грунт - среда, состоящая из шариков, в частности, одного размера, идеальный - параллельные трубочки одного или разного диаметра.Основные характеристики пористых сред: пористость, просветность, гранулометрический состав, эффективный диаметр или гидравлический диаметр пор, удельная поверхность, механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву и сжатию). Кроме того, введены параметры, связанные с жидкостью: насыщенность и проницаемость.Параметры пористой средыПористость - это отношение объема пор Vп к объему пористой среды Vm=Vп /V (1.1)Для фиктивного грунта, исходя из геометрических построений, Слихтер вывел зависимость для полной пористости . (1.2)Из формулы (1.2) имеем mo=0,259 при=60о и mo=0,476 при =90о.Просветность - это отношение площади просветов fп ко всей площади сечения f:n =fп /f (1.3)Просветность n фиктивного грунта вычисляется по формуле , (1.4)что даёт ms=0,0931 при =60о и ms=0,476 при =90о.Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу, или по формуле веса средней частицы , (1.5)где di- средний диаметр i -ой фракции; ni - массовая или счетная доля i - ой фракции.Для идеального грунта имеется связь радиуса пор с диаметром частиц фиктивного грунта (1.6) Пористость бывает полная, открытая, эффективная. В последнем случае под объемом пор понимается объем открытых пор занятых подвижной жидкостью, т.е. того объёма, через который может протекать жидкость. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным пустотам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм (0,2 мкм). По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём, меньший Vп. Кроме того , в реальной пористой среде есть тупиковые поры, в которых движения жидкости не происходит. Таким образом, наряду с полной пористостью часто пользуются понятием открытой и динамической пористостостями. Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца: (1.7)где Vпо – объем, занятый подвижной жидкостью.Динамическая пористость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.В дальнейшем под пористостью мы будем понимать динамическую пористость, кроме специально оговорённых случаев.Удельная поверхность - это суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объема пористой среды.Для фиктивного грунта (1.8)Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой (1.9)где k - проницаемость в дарси [мкм2].Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40 тыс. - 230 тыс. м2/м3. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м2/м3 непроницаемы или слабопроницаемы (глины, глинистые пески и т.д.).Насыщенность - это отношение объема жидкости Vf, содержащейся в порах, к объему пор Vп (1.10)Проницаемость - это параметр породы, характеризующий ее способность пропускать жидкие и газообразные среды. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.Величина проницаемости зависит от размера пор для модели идеального грунта с трубками радиуса R , (1.11)где R - мкм; k - д.Для реальных сред радиус пор связан с проницаемостью формулой Котяхова , (1.12)где k -д; R - м;  - структурный коэффициент (=0.5035/m1,1 - для зернистых сред).Т.к. радиус пор связан с удельной поверхностью, то с ней связана и проницаемость , (1.13)Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 1-0.1д; плотные песчаники - 0.01-0.001д. Параметры трещинной среды.Коллекторские свойства трещинных горных пород характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.Трещиноватость - отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды. . (1.14)Коэффициент густоты трещин  равен отношению суммарной протяженности трещин к поверхности фильтрации (1.15)где а – суммарная протяженность трещин; F – площадь фильтрации.Трещинная пористость mт (ее иногда по аналогии с коэффициентом пористости обычных коллекторов называют коэффициентом трещиноватости) определяется отношением объема трещин к объему образца породы: , (1.16)где b – раскрытие трещины.Для трещинно-пористой среды вводят суммарную (общую) пористость, прибавляя к трещиноватости пористость блоков. Из (1.16) следует, что для идеализированной трещинной среды mт=тαbт, (1.17)где bт - раскрытость; т - безразмерный коэффициент, равный 1,2, 3 для одномерного, плоского и пространственного случаев, соответственно.Для реальных пород значение коэффициента  зависит от геометрии систем трещин в породе.Для квадратной сетки трещин (плоский случай) αт=1 / lт, где lт - размер блока породы. Средняя длина трещин l* равняется среднему размеру блока породы и равнаl*=1 / αт . (1.18)Трещинный пласт - деформируемая среда. В первом приближении можно считать , (1.19)где bт0 - ширина трещины при начальном давлении р0 ; *т=п l/bт0 - сжимаемость трещины; п - сжимаемость материалов блоков; l - среднее расстояние между трещинами. Для трещинных сред l/ bт >100 .Проницаемость трещиноватых сред равна (1.20)Для трещиновато-пористой среды общая проницаемость определяется как сумма межзерновой и трещинной проницаемостей.1.5. Насыщенность коллекторовФазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других. Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем. Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ): , (1.21)где VВ, VН, VГ – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы. От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:Пст = Vсоб. пор – Vв. ост.. (1.22)В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение: SН + SВ = 1. (1.23)Для газонефтяных месторождений соответственно:SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH). (1.24)На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.1.6 ПроницаемостьАбсолютно непроницаемых тел в природе нет. Располагая соответствующим давлением, можно продавать жидкости и газы через все тела. Однако при существующих в нефтяных пластах перепадах давлений многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (например, глины, сланцы, изверженные породы и др.). Это можно объяснить тем, что указанные породы обладают капиллярными и субкапиллярными порами весьма малых размеров, оказывающими большое сопротивление движению жидкости и даже газа. Почти все осадочные породы, слагающие нефтяные и газовые пласты – пески, песчаники, известняки, доломиты и др. – обладают той или иной проницаемостью.При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или нефте-водо-газовые смеси. В зависимости от того, какой флюид движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной.Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.Абсолютная или физическая проницаемость - это прони­цаемость пористой среды при движении в ней какой-либо од­ной фазы - газа или однородной жидкости без физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкос­тью.Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержа­нии в порах другой фазы - жидкой или газовой.Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.Для количественного определения проницаемости пород может быть использован линейный закон фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости: ( 1.25 )где Q – объемный расход жидкости через породу за 1 сек, м3/с; - скорость линейной фильтрации, м/с; - динамическая вязкость жидкости, Н.сек/м2;L – длина пористой среды, м;F – площадь фильтрации, м2;Р – перепад давления на длине образца, Н/м2;k – коэффициент пропорциональности, который называется к о э ф ф и ц и е н т о м п р о н и ц а е м о с т и п о р о д ы, м2.Величина этого коэффициент из уравнения ( 1.25 ) будет равна: ( 1.26 )Эту формулу применяют при определении в лабораторных условиях проницаемости по жидкости. При измерении проницаемости при помощи газа будем иметь: ( 1.27 )где Q - объемный расход газа при среднем давлении Рср по длине образца.Практически при малых длинах испытуемых образцов среднее давление ( 1.28 )где Р1 и Р2 – соответственно давление на входе газа в образец и на выходе из него.Полагая, что процесс расширения газа при его фильтрации через образец происходит изотермически, можно написать согласно закону Бойля-Мариотта ( 1.29 )где Q0 – расход газа при атмосферном давлении Р0.Размерность величин, входящих в формулы (1.25) и (1.26), в системе CCS следующая: [Q] – см3/сек; [ ] – пуаз = дн сек/см2; [L] – см; [F] – см2; [Р] – дн/см2.Следовательно, размерность проницаемости в системе CGS будет (1.30)т.е. коэффициент проницаемости имеет размерность площади. Физический смысл этого заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения поровых каналов, по которым происходит фильтрация.Единица проницаемости 1 см2 велика и неудобна для практических расчетов. За единицу проницаемости в 1 дарси принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 при перепаде давления в 1 ат на длине 1 см расход жидкости вязкостью в 1 сантипуаз составляет 1 см3/сек.Эта единица получила повсеместное признание под наименованием д а р с и. Величина, равная 0,001 дарси, называется м и л л и д а р с и.Учитывая, что 1 сантипуаз = 0,01 пуаза и 1 ат = 1 013,3х103 дн/см2, получим следующее соотношение: (1.31)1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторовВ условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков: - движение нефти и воды в нефтяных залежах;- движение газированной нефти;- трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.Х Рис. 3. Зависимость относительной проницаемости песка для нефти – 1, для воды – 2 от водонасыщености порового пространстваарактеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами. Фильтрация нефти и воды через песок редставлена на рис. 3. Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза, за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы и др.При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 3), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 3) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще выше.При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.К Рис. 4. Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенностироме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением). Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунке 4.Анализ приведенных зависимостей отражает закономерно-сти в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов 60 %, песчаников

5 ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

5.1. Физическое состояние воды в горных породах

5.2 Физические свойства пластовых вод

5.3Минерализация пластовой воды

7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта Под действием капиллярных сил столбик воды будет стремиться принять цилиндрическую форму, оказывая при этом давление p на пленку нефти между столбиком воды и стенками капилляра, величина которого равна: , (7.1)где R – радиус сферической поверхности столбика воды; r – радиус цилиндрической поверхности капилляра;  - поверхностное натяжение на границе нефти с водой. С начала движения столбика воды в капилляре возникает сила трения, обусловленная давлением воды на стенки капилляра. Капиллярное давление, создаваемое менисками, составит; и . (7.2)Разность этих давлений и будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления рк = (p1 – p2) , т.к. Явление, сопровождающееся возникновением дополни­тельных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, принято называть эффектом Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Величина дополнительного сопротивления и капиллярного давления для единичных столбиков может быть и невелика. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на пре­одоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пласто­вой энергии.В Рис. 20. Деформация капли в суженной части канала пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок (рис. 20). При переходе столбиков и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженую вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление, равное: . (7.3) Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении де­сятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в ци­линдрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. Эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вслед­ствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьками воды или газа (рис. 21). Рис. 21. Схема расположения капли воды в капилляре неправильной формы, смоченном нефтью7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газомВ природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50—60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта, в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 22 (сплошная линия). Пунктирными линиями показано приблизительное распределение нефти и воды в пласте при других положениях водонефтяного контакта.Эта схема представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от Iвымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.А Рис. 22. Изменение нефте- водонасыщенности пласта при вытеснении нефти водойналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа. Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое» вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струёй газа. При газонасыщенности

рк. При заполнении образца ртутью несмачивающей фазой будет ртуть, при вытеснении воды газом — газ.


Рис.6. Кривая «капиллярное давление» насыщенности пор смачивающей фазой
Расчетные уравнения, связывающие проницаемость пород с порометрическими кривыми могут быть легко получены, если представить пористую среду в виде системы капиллярных трубок разного сечения.

По закону Пуазейля расход жидкости че­рез систему капилляров составит:

, (1.35)

где Ri радиусы капилляров; N – число капилляров.

Объемы капилляров равны . Радиусы капилляров через капил­лярное давление, развиваемого менисками, можно выразить в виде .

Подставляя эти величины в формулу (1.35), полу­чим:

(1.36)

где Vi— объем капилляра с радиусом Ri; (pK)i— капиллярное давление, развиваемое мениском в канале с радиусом Ri

Уравнение вида (1.35) может быть написано и для пористой среды. Для этого необходимо ввести в формулу структурный коэф­фициент, характеризующий отличительные особенности строения порового пространства реальных коллекторов. До­пустим для простоты, что величина структурного коэффици­ента определяется в основном степенью извилистости капиллярных каналов.

Вследствие извилистости каналов длина их Liбудет больше длины пористой среды L: L1=y*L

где у — коэффициент, учитывающий извилистость каналов пористой.

При тех же условиях фильтрации расход жидкости через по­ристую среду по закону Дарси будет равен:

(1.37)

Приравнивая правые части уравнений (1.36) и (1.37) и, учитывая, что коэффициент пористости равен
%, а объем капилляров Vi в процентах от объема пор уравнение (1.27) запишем в виде

(1.38)
При расчетах проницаемости по этой формуле определяется по кривой «капиллярное давление-насыщенность».

Если используются данные ртутной порометрии, то σ= 480 мн/м и θ = 140° формулу (1.38) для определения проницаемости по кривой рк = f (S) можно написать в виде:

, (1.39)

где k — проницаемость в миллидарси; т — пористость в процен­тах; S — насыщенность порового пространства в процентах; рК - капиллярное давление в кГ/см2. Коэффициент f = , учитывающий извилистость поровых каналов, по данным В. Парцела изменяется в преде­лах 0,1—0,4 в зависимости от проницаемости и пористости горных пород при среднем значении f = 0,26.

При двухфазной системе эффективная проницаемость k сдля смачивающей фазы будет равна

, (1.40)
Относительная проницаемость пористой среды для смачивающей фазы будет характеризоваться соотношением


и для несмачивающей фазы:


где уси ун— коэффициенты, учитывающие извилистость каналов, занятых смачивающей и несмачивающей фазами; Sc— насыщен­ность норового пространства смачивающей фазой в долях единицы.

Соотношения коэффициентов извилистости при полном и частич­ном насыщении пор смачивающей фазой:


и

могут быть оценены различными способами.

При условии, что соотношение коэффициента извилистости зависит линейно от насыщенности пор смачивающей фазой, величина и при других значениях насыщенности будут равны:

и
где Sc - насыщенность порового простран­ства смачивающей фазой; - минимальная остаточная насыщен­ность порового пространства смачивающей фазой; — минимальная остаточная насыщенность несмачивающей фазой.

Учитывая эти зависимости, формулы для определения фазовых проницаемостей могут быть представлены в виде:

, (1.41)



Интегралы в уравнениях могут быть найдены по величине площади под кривой .
2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

2.1. Состав нефти

Различают элементный, фракционный, групповой и вещественный составы нефти.

Основными элементами состава нефти являются углерод (83,5-87%) и водород (11,5-14 %). Кроме того, в нефти присутствуют:

сера в количестве от 0,1 до 1-2 % (иногда ее содержание может доходить до 5-7 %, во многих нефтях серы практически нет);

азот в количестве от 0,001 до 1 (иногда до 1,7 %);

кислород (встречается не в чистом виде, а в различных соединениях) в количестве от 0,01 до 1 % и более, но не превышает 3,6 %.


Из других элементов в нефти присутствуют - железо, магний, алюминий, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и другие. Однако, содержание их менее 1 %.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отражает содержание соединений в них.

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 2177–82) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

Различают следующие основные фракции нефти:

28-180С – широкая бензиновая фракция;

140-200С – уайт–спирит;

180-320С – широкая керосиновая фракция;

150-240С – осветительный керосин;

180-280С – реактивное топливо;

140-340С – дизельная топливо (летнее);

180-360С – дизельная топливо (зимнее);

350-500С – широкая масляная фракция;

380-540С – вакуумный газойль.

Под групповым составом нефти (фракции) понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов, гетероатомных соединений.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений (более 1000), преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений.

Углеводороды представляют собой органические соединения углерода и водорода. 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 строения (н-алканы-пентан и его гомологи), 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 состава С
17 – С53 и более, 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 нафтеновых углеводородов в нефтях может колебаться от 25 до 75 %. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения ее молекулярной массы.

Ароматические углеводороды (арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические углеводороды с р–сопряжёнными системами. 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 и его гомологи и другие.

Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино–нафтенового, парафино–ароматического, нафтено–ароматического. В основном, это твёрдые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой (парафинового основания), парафино–нафтеновой, нафтеновой, нафтено–ароматической, ароматической

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы или неметаллы. К ним относятся:

  1. кислородсодержащие – фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание их в нефтях колеблется от 0,1 до 1 %, иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может доходить до 2-3 %;

  1. серосодержащие – меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., содержание их в нефтях изменяется от 0,1 до 1-7 %, кроме того, в нефти может присутствовать сера в свободном состоянии или в виде сероводорода, как составляющая природного газа;

  1. азотсодержащие – амины, пиридин, хинолин, пирролы, их производные и др., содержание их изменяется от 0,001 до 0,4-1 %;

  1. порфирины – это азотистые соединения, в основе структуры которых расположены четыре пиррольных кольца координационно-соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание их в нефтях меньше 1 %;

Смотрите также файлы