ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Сургутский институт нефти и газа (филиал) Кафедра Нефтегазовое дело Семинар для специалистов геологической службы структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз» Зав.кафедрой НД, к.т.н. Лушпеев Владимир Александрович

Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. БАЗОВАЯ ДИСЦИПЛИНА

ПРОГРАММА СЕМИНАРА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИЯ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И ГАЗОВ ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ–ГАЗ–ВОДА–ПОРОДА

ЛИТЕРАТУРА Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М., «Недра», 1971, 312 с. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., «Недра», 1977, 287 с. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр. (NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1949) Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., «Недра», 1975, 216 с. Амикс Дж., Уайтинг Р. – Физика нефтяного пласта, 2003. – 156 с. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузовМ. Недра, 1982, 311 с.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД - КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать: 1) гранулометрический (механический) состав пород; 2) пористость; 3) проницаемость; 4) капиллярные свойства; 5) удельную поверхность; 6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций); 7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность); 8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду. Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. 60% запасов нефти в мире Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами — известняками, доломитами и др. 39% мировых запасов Метаморфические и изверженные породы - 1%

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ ТЕРРИГЕННЫЕ ХЕМОГЕННЫЕ ОРГАНОГЕННЫЕ пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др. (химические, биохимические, термохимические реакции) мел, известняки органогенного происхождения и другие окаменелые останки животных и растительных организмов

ВИДЫ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНУЛЯРНЫЕ (терригенные, обломочные) ТРЕЩИННЫЕ СМЕШАННЫЕ Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые. коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород. ГАЗ НЕФТЬ ВОДА ГЛИНА

Основные коллекторские свойства горных пород, определяющие их способность вмещать и пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления, называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Гранулометрический состав – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследуемого образца. Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0,01 – 1 мм Изучаемый диапазон размеров: 0,001- 5 мм Методы анализа гранулометрического состава горных пород Ситовый анализ d > 0,05 мм Седиментационный анализ 0,01< d < 0,1 мм Микроскопический анализ шлифов 0,002 < d < 0,1 мм

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6 - 7 мм, а иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. СИТОВЫЙ АНАЛИЗ

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ СИТОВЫЙ АНАЛИЗ Интегральное распределение частиц по размерам

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Седиментационный анализ Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы C глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Весовой седиментометр ВС - 3 для автоматизированного анализа гранулометрического состава порошков металлов, сплавов, органических и неорганических соединений ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазон измеряемых размеров частиц..2 – 300 мкм Время анализа одной пробы..10 – 120 мин Вес анализируемой пробы……20 – 40 мГ Количество анализируемых проб …до 20 (без смены седиментационной жидкости) Чувствительность системы измерений 0,1 мГ Объем седиментационной жидкости…2 Л (дистиллированная вода) Вес прибора (без компьютера)... до 6 кГ

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). В зависимости от происхождения различают следующие виды пор 1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопле-ния. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород. 2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста. Вторичные поры

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД 3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка в доломит) идет сокращение объемов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита. 4.Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, пере-кристаллизации. 5.Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Различают физическую или абсолютную пористость, которые не зависят от формы пустот, открытую, а также динамическую или эффективную пористость, зависящих от формы пустот. Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Открытую пористость характеризует отношение объема порового пространства, включающего сообщающееся между собой поры, к общему объему образца. Часть этого порового пространства занята связанной водой.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Динамическую или эффективную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы: 1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм; 2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм) 3) субкапиллярные — меньше 0,2 мкм (0,0002 мм). ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Фиктивный грунт воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПРОНИЦАЕМОСТЬ П р о н и ц а е м о с т ь коллектора — параметр, характеризующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и по пластованию. Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды. Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Проницаемость За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см2 = ~105 Па, 1 см3 = 10-6 м3, 1 см2 = 10-4 м2, 1 спз = 10-3 Па • сек, получим следующее соотношение: За единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

Проницаемость Зависимость проницаемости от пористости Закон Пуазейля для пористой среды из трубок одинакового сечения где n – число пор на единицу площади фильтрации; r – радиус порового канала; F – площадь фильтрации; Р – перепад давления; L – длина порового канала;  – вязкость жидкости.

 – структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства (1,7 – 2,6)

Насыщенность Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы Sв + Sн + Sг = 1, Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи. Нефтенасыщенность Газонасыщенность

Проницаемость Эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей. При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше. При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю

Проницаемость ФИЛЬТРАЦИЯ СМЕСИ ЖИДКОСТИ И ГАЗА песок песчаник известняки и доломиты Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. При водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Проницаемость При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33–35 % фильтроваться будет один газ. При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть. Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

Сжимаемость горных пород Пористость снижается в процессе сжатия пород. Различают следующие механизмы сжатия: Из Jonas and McBride, 1977 Плоские Гранулы (глины) «Округлые» гранулы (кварц) Вращение и плотная упаковка Деформация эластичных гранул Ломка хрупких гранул Диффузия на контактах зерен Эластичное зерно (глина)

Основное уравнение сжимаемости C – коэффициент сжимаемости, Па-1 V – объем породы, м3 p – прилагаемое давление, Па В результате интегрирования получим: V1, V2 – объем породы до и после сжатия, м3 p1, p2 – прилагаемое давление, Па

Карбонатность горных пород Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита –МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и других. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3).

40 СВОЙСТВА ПОРИСТОЙ СРЕДЫ, СОДЕРЖАЩЕЙ НЕСКОЛЬКО ФАЗ ПОВЕРХНОСТНЫЕ СИЛЫ ПРИРОДА ПОВЕРХНОСТНЫХ СИЛ СВОБОДНАЯ ПОВЕРХНОСТНАЯ ЭНЕРГИЯ - РАБОТА, НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ ЕДИНИЦЫ ПЛОЩАДИ НОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ — ЭТО СИЛА НА ЕДИНИЦУ ДЛИНЫ, НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ НОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ, ВЫРАЖАЕМАЯ В ДИН/СМ И ЧИСЛЕННО РАВНАЯ ВЕЛИЧИНЕ ПОВЕРХНОСТНОЙ ЭНЕРГИИ В ЭРГ/СМ2

Поверхностное натяжение Силы на границах фаз несбалансированны Силы когезии противостоят силам адгезии Жидкость Граница раздела молекул Газ Твердое тело Жидкость Газ  Твердое тело Сила когезии Сила адгезии

Смачиваемость Это способность одного флюида распространяться по поверхности твердого тела в присутствии другого флюида. Флюиды несмешивающиеся Смачиваемость характеризует взаимодействие между флюидами и твердым телом Породы (песчаник, известняк, доломит и др.) – твердые тела Нефть, вода и/или газ - флюиды

Породы Свободная вода Зерно породы Порода Вода Нефть  Порода Вода Нефть  Зерно породы Пленочная вода Свободная вода Нефть Пленка нефти  < 90  > 90 Гидрофильные Гидрофобные

Капиллярное давление Вода Воздух  h Представим поровое пространство в виде пучка капилляров Вода поднимается по капилляру, опущенному в сосуд с водой также как и вода заполняет маленькие поры, оставляя большие поры для нефти

Капиллярное давление Существует разность давлений на границе раздела двух несмешивающихся фаз в капиллярах Оно рассчитывается как: Pк = pн – pв, где Pк – капиллярное давление pн – давление в нефтяной фазе pв – давление в водной фазе Капиллярное давление изменяется с изменением насыщенности флюидами

Зависимость «Капиллярное давление – водонасыщенность»

Для чего нужна информация о капиллярном давление? Определение начальной насыщенности пласта Расчет объемов подвижной нефти при использовании воды в качестве вытесняющего агента Входные данные для программ по гидродинамическому моделированию разработки месторождений

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. На их долю приходится до 15%. В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550С и выше. Различают следующие фракции нефти: 1) 28-180С – широкая бензиновая фракция; 2) 120-240С – керосиновая фракция (150-240С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт); 3) 140-340С – дизельная фракция (180-360С – летнее топливо); 4) 350-500С – широкая масляная фракция; 5) 380-540 – вакуумный газойль.

Физико-химические свойства нефти Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть  – величина обратная вязкости: Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) : Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1)

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности: Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей.

Состав природных газов Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He)

Химический состав газа газовых месторождений

Химический состав газа газоконденсатных месторождений

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа)

Физико-химические свойства углеводородных газов Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом: Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе: Объёмная доля (Vi) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом: Относительная плотность газа по воздуху:

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Состояние газа при стандартных условиях (идеального газа) характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона: где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м3; ν – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная Пам3/(кмольград).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу. Для учёта этого взаимодействия в уравнение состояния вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние. Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов): Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость  и кинематическую вязкость . Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа: где  – плотность газа; λ – средняя длина пробега молекулы; v – средняя скорость молекул.

Растворимость газов в нефти и воде Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: Vж – объём жидкости-растворителя;  – коэффициент растворимости газа; Vг – количество газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости К – константа Генри (К=f()).

Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу. При движении газа по пласту наблюдается так называемый дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона: Т=·Р где Т – изменение температуры:  – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры); Р – изменение давления.

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); промежуточные (между пропластками); остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Физико-химические свойства пластовых вод Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3. Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу: Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,710-10 – 5,010-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле: вг = в (1+0,05S) где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях: Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: 1. рассолы (Q>50 г/л); 2. солёные (10

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа. Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3. Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где Сн+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды: 1. нейтральная (рН=7); 2. щелочная (pH>7); 3. кислая (pH<7). Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии.

В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается: напором краевых вод; напором газа, сжатого в газовой шапке; энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления; упругостью сжатых пород; гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

Явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах называется эффектом Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах. Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной. Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95–100%. Наиболее эффективен водонапорный режим, поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ Когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.