Пластовая температура Геотермический градиент -величина на которую повышается

Пластовая температура Геотермический градиент -величина, на которую повышается температура горных пород в земной коре с увеличением глубины залегания на каждые 1 или 100 м)Г=0, 03 градм. Если на некоторой глубине Нп известна температура Тп, то геостатическая температура на произвольной глубине Н определяется: Т=Тп-Г(Нп-Н) Геотермическая ступень— интервал глубины земной коры в метрах, на котором температура повышается на 1 . С. Колеблется в зависимости от глубины и местоположения от 5 до 150 м (в пределах, доступных непосредственному измерению)

Пластовое давление Горные породы, окружающие скважину, находятся в сложном напряженном состоянии, обусловленном весом вышележащих пород и тектоническими процессами в данном геологическом регионе. Совокупность этих напряжений называется горным давлением. При бурении скважин на суше горное (геостатическое, литостатическое) давление на глубине z, обусловленное весом вышележащих пород определяется: • Ρп -средняя плотность вышележащих горных пород. Породы и трещины горных пород заполнены жидкостями и газами, испытывающими некоторое давление, которое называется пластовым давлением.

Пластовое давление • В нормальных условиях пластовое давление рп флюидов на глубине z равно гидростатическому давлению столба пресной воды: -плотность пресной воды, g-ускорение силы тяжести. • Пластовое давление называют аномально высоким (АВПД) в случае, когда И аномально низким (АНПД), когда • Коэффициент аномальности пластового давления:

Пластовое давление — важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и водоносных пластов; до начала разработки залежи оно в большинстве случаев приблизительно равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). Оно обычно увеличивается примерно на 0, 1 Мн/м 2 через каждые 10 м глубины. При эксплуатации скважин в зоне их забоев образуются области пониженного давления. Давление на забоях скважин при их работе называют динамическим, а при остановке — статическим. В процессе разработки залежи (если не применяются методы поддержания давления) пластовое давление снижается. Изменения пластового давления в процессе эксплуатации месторождений постоянно регистрируются. Это позволяет судить о процессах, происходящих в пласте, и регулировать разработку месторождений.

Режимы работы нефтяных залежей Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Режимы: -водонапорный, - упругий и упруговодонапорный, - газонапорный или режим газовой шапки, - газовый или режим растворенного газа, - гравитационный, - смешанный.

Водонапорный режим Коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0. 5 -0. 7 и более. - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

• Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Упругий запас – это количество (объем) флюида, которое можно извлечь из пласта за счет упругости его скелета и упругости флюида при снижении порового давления. При снижении давления в пласте упругий запас флюида убывает, а при повышении пластового давления – возрастает. • Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0. 5 -0. 6 • Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т. е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. • Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0, 2 -0, 4.

Газонапорный режим • (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется расширяющегося газа, находящегося в в пределах 0, 5 -0, 6. Для его увеличения в повышенную часть свободном состоянии в залежи (в газовую шапку) нагнетается с повышенной части пласта. поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи

• Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0, 1 -0, 2. • Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

Растворимость газов в нефти и воде • Газовый фактор отражает суммарное количество газа, извлекаемое из нефтяного пласта как в свободном виде, так и выделяющегося после различных ступеней сепарации нефти. Обычно количество газа, выделяющееся из единицы объема или массы газа приводят к нормальным условиям ( Р = 0, 1 МПа и Т = 273 К). Единицы измерения газового фактора ( м 3 / м 3 или м 3/ т). • Нефтяной газ - это сложная многокомпонентная смесь углеводородов метанового ряда от С 1 до С 4 и выше, в которой могут присутствовать неуглеводородные газы - чаще всего азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы.

Свойства газа • Плотность нефтяных газов чаще всего определяют для нормальных условий, исходя из компонентного состава газа. • Коэффициент сверхсжимаемости - характеризует отклонение реального газа от идеального и определяется на основании приведенного давления Рпр и температуры Тпр (приведенные параметры - безразмерные величины, показывающие во сколько раз действительные параметры газа отличаются от критических) • Вязкость газов зависит от состава газа, температуры и давления.

Растворимость газов в нефти и воде Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: • или где Vж – объём жидкости-растворителя; a – коэффициент растворимости газа; Vг – количество газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости К – константа Генри (К=f(a)). Коэффициент растворимости газа α показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

Растворимость газов в нефти и воде • Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т. е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения. • Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. • С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

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/м 3. • Коэффициент теплового расширения: характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. в пластовых условиях он колеблется в пределах (1890)*10 -5 1/°С. • С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Физико-химические свойства пластовых вод • 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 • 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.

Физико-химические свойства пластовых вод • Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1, 5 -2 раза больше чистой воды). • Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: - рассолы (Q>50 г/л); - солёные (10

Жесткость воды • • • Жесткость воды определяется суммарным количеством содержащихся в ней катионов кальция Ca 2+ и магния Mg 2+, выраженное в молях на килограмм (литр раствора). Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция Са(НСО 3)2 , магния, железа). Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа). Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной: Жо = Жк + Жнк Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр. где mvi – концентрация i-го иона в воде (мг/л); эi – эквивалент i-го иона. где Мi – молекулярная масса иона; n – валентность иона.

Жесткость воды • • Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов: - очень мягкая вода – до 1, 5 мг-экв. /л; - мягкая вода – 1, 5 -3, 0 мг-экв. /л; - умеренно жёсткая вода – 3, 0 -6, 0 мг-экв. /л; - жёсткая вода – более 6 мг-экв. /л. 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 Са. СО 3. Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Показатель концентрации водородных ионов р. Н указывает на кислотную или щелочную среду водных растворов. • В практике классифицируют воды по величине р. Н на пять групп: 1) до 3 - кислые; 2) 4 - 6 - слабокислые; 3) 7 - нейтральные; 4) 8 -10 - слабощелочные; 5) 11 -14 - щелочные. • Величина р. Н и наличие в воде растворенного кислорода оказывает существенное влияние на коррозию оборудования.

Типы нефтяных эмульсий. • Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в др. в виде мельчайших капель (глобул). • Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость — дисперсной фазой. • Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) — гидрофильная вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

• Насыщенные нефтью поры горной породы представляют собой многофазную систему: минеральный скелет – нефть – вода - газ. • При контакте твердой, жидкой и газообразной фаз стремление системы к минимуму поверхностной энергии проявляется через смачивание. • Капля жидкости на поверхности приобретает линзообразную форму, обусловленную взаимодействием трех поверхностных натяжений: капля- твердое тело, капля-газ, твердое тело- газ. • Поверхностное натяжение на границе жидкости с твердым телом стремится сократить площадь контакта жидкости и препятствует растеканию капли.

Краевой угол смачивания • Угол смачивания (или краевой угол смачивания) это угол, образованный касательными плоскостями к межфазным поверхностям, ограничивающим смачивающую жидкость, а вершина угла лежит на линии раздела трёх фаз. Измеряется методом лежащей капли. • Определить, смачивающей или несмачивающей по отношению к твердому телу является жидкость, можно по краевому углу Ɵ. • Для жидкости, смачивающей поверхность твердого тела, краевой угол Ɵ острый (Ɵ < π/2); чем лучше смачивание, тем меньше Ɵ. Для полного смачивания Ɵ = 0. Для несмачивающих жидкостей краевой угол изменяется в пределах π/2 < Ɵ < π; при полном не смачивании Ɵ = π.

Смачиваемость и капиллярность • У смачивающей жидкости мениск вогнутый, у несмачивающей – выпуклый • Капиллярность (от лат. capillaris — волосяной) — физическое явление, заключающееся в способности жидкостей изменять уровень в трубках, узких каналах произвольной формы, пористых телах (капиллярах). • Искривлённая поверхность жидкости в узких цилиндрических трубках или около стенок сосуда называется мениском

Движение жидкости по капиллярам • Если капилляр привести в контакт со смачивающей его поверхность жидкостью, то стремясь сократить избыточную поверхностную энергию, жидкость начнет самопризвольно двигаться по капилляру. В вертикальном капилляре жидкость будет подниматься до тех пор, пока поверхностные силы не будут уравновешены весом столба hк жидкости. Капиллярное поднятие связано с диаметром d капилляра следующим соотношением: • σ – поверхностное натяжение; θ -краевой угол смачивания; ρ –плотность жидкости. • Поднятие жидкости происходит в случаях смачивания каналов жидкостями, например воды в стеклянных трубках, песке, грунте и т. п. Понижение жидкости происходит в трубках и каналах, не смачиваемых жидкостью

• Величина определяет сбой капиллярное давление, которое направлено в сторону несмачивающей фазы. • В зависимости от характера смачиваемости горной породы флюидами капиллярное давление может способствовать вытеснению нефти из пласта или же препятствовать этому. • Под действием капиллярного давления смачивающая фаза может впитываться в пористую среду, вытесняя из нее несмачивающую фазу. Смачивающая и несмачивающая фазы самопроизвольно перераспределяются в пористой среде таким образом, что смачивающая фаза занимает мелкие поры, а несмачивающая – крупные поры. • В гидрофобной породе вода как несмачивающая фаза движется по наиболее широким порам, а нефть – смачивающая фаза, покрывает поверхность зерен скелета и остается в сужениях поровых каналов. Капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей фазы (в данном случае в сторону воды), препятствует проникновению воды в мелкие поры, занятые нефтью. • В гидрофильной породе вода под действием капиллярного давления вытесняет нефть из узких пор в крупные поры. В этих порах вытесненная нефть остается в виде отдельных капель, окруженных водной фазой. Общее количество остаточной нефти в гидрофильных коллекторах намного меньше по сравнению с гидрофобными коллекторами.