Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

РАЗРАБОТКА
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЯНЫХ,
ГАЗОВЫХ
И ГАЗО-
КОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебника Оля студентов геологоразведочных инженерно-экономических и механических специальностей нефтяных вуж>в
Под редакцией д-ра техн. наук Ш. К. ГИМАТУДИНОВА
/I
о-
(денсат-
1ЧССКНХ,
ециали-« газо-
|ШО-ЭКО-
Йи неф-|;ачн по
е. уве-задачи, !зов по-различ-ефти и
по бу-ксплуа-й неза-|ия эф-•и. •азовых
1МЫСЛО-
физнку ;ентами
культе-
:тн за-[ом по-}<дений. (онден-Ке уде-внению сновам рваннй, 1ранней я всех азовых
>тки и МИНГ > гл. 1. писаны Коро-I. Зай-•л. XI.
МОСКВА "НЕДРА" 1988
ББК 33.36
Р17 УДК 62.276.1/.4 + 622.279.23/.4(075.8)
Авторы: Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев, Ю. П. К.о-ротаев, Е. В. Левыкин, В. А. Сахаров
Рецензенты: кафедра эксплуатации нефтяных месторождений Уфимского нефтяного института; д-р техн. наук М. Л. Сургучев
„ 2504030300—184
Р------------------------279 -88
043(01)—88
ISBN 5—247—00299—7
Издательство «Недра», 1988
ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебник «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождений» предназначен для студентов инженерно-экономических, геологоразведочных и механических факультетов нефтяных вузов. Специалисты этого профиля совместно с технологами — горными инженерами газонефтепромысловой специальности — способствуют обеспечению технико-экономического и научно-технического уровня разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. XXVII съезд КПСС поставил задачи по обеспечению народного хозяйства топливно-сырьевыми ресурсами, т. е. увеличению добычи нефти, газа и газового конденсата. Выполнение этой задачи, в свою очередь, требует от педагогических коллективов нефтяных вузов постоянных усилий по улучшению подготовки молодых специалистов различного профиля, и прежде всего инженеров-технологов по добыче нефти и газа, промысловых геологов и экономистов, механиков и инженеров по бурению скважин. Глубокое знакомство с технологией разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений инженеров всех профилей независимо от их основной специализации — важнейший залог повышения эффективности работы предприятий нефтяной и газовой промышленности.
Основы разработки и технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений опираются на многие смежные разделы газонефтепромысловой науки — промысловую геологию, подземную газогидродинамику, физику пласта и другие дисциплины. Некоторые из них не изучаются студентами инженерно-экономического, геологоразведочного и механического факультетов. Поэтому в учебнике частично отражен материал этих курсов.
Важнейшая проблема нефте- и газодобывающей промышленности заключается в ускорении научно-технического прогресса в отрасли, резком повышении эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. Одна из главных задач — существенное увеличение нефте-, газо- и конден-сатоотдачи нефтяных и газовых коллекторов. Этому вопросу в учебнике уделяется повышенное внимание. Увеличен объем материалов (по сравнению с учебными пособиями прошлых лет), посвященных теоретическим основам исследования свойств и строения пластов. Улучшение качества исследований, повышение объема информации о строении и свойствах пласта на ранней стадии разработки служит важнейшим средством совершенствования всех технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Учебник написан коллективом преподавателей кафедр разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений МИНГ им. акад. И. М. Губкина, Ш. К. Гиматудиновым написаны § 1—4, § 6 гл. 1, гл. II, § 5—7 гл. III, гл. V, гл. VIII, гл. X, § 1—4 гл. III написаны Ю. П. Коротаевым, Ш. К- Гиматудиновым и Е. В. Левыкиным; Ю. П. Коро-таевым и Е. В. Левыкиным — § 5 гл. I, гл. VI, IX, XII и XIII; В. М. Зайцевым— гл. IV; В. А. Сахаровым — гл. VII; И. И. Дунюшкиным —- гл." XI.
Глава I
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ
§ 1. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ В ПЛАСТАХ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА
К основным коллекторам нефти и газа относятся пористые осадочные породы — пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки, доломиты и другие, которые в земной коре вместе с окружающими их плотными породами образуют складки (чаши или ловушки). Такие складки способны накапливать в поровом пространстве коллекторов углеводороды и сохранять их в течение геологических периодов. Газ и нефть, согласно законам гравитации, располагаются в повышенных частях структур. Нефтяные и газовые залежи обычно подстилаются пластовой водой (подошвенной или краевой). В зонах залегания углеводородов поровое пространство частично также занято водой, оставшейся в породах под влиянием капиллярных и поверхностных сил в виде пленок на гидрофильных участках минералов, в тонких капиллярах и в местах контактов зерен. Эту воду принято называть остаточной (связанной, погребенной, реликтовой). Встречаются залежи с содержанием остаточной воды от 2—3 до 65—70 %, в большинстве же случаев она занимает 15—25 % объема пор породы. Содержание ее увеличивается с ростом глинистости пород.
К простейшей структурной ловушке относится антиклинальная складка (рис. 1.1). Водонефтяной и газонефтяной контакты вследствие капиллярного подъема по порам в нефтяную часть пласта воды и нефти в газовую часть представляют собой переходную область с переменной водо- и газонасыщенностью. Содержание воды в порах породы по вертикали изменяется от 100 % до остаточной водонасыщенности. Толщина этой зоны может достигать несколько метров.
Начальное пластовое давление зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает примерно на I МПа. В некоторых залежах для этого давления не справедлив упомянутый гидростатический закон. Иногда оно оказывается аномально высоким и может в 1,5— 2 раза превышать давление, соответствующее гидростатическому, а может быть н ниже последнего.
В начальных условиях в газовой залежи пластовое давление в различных точках пласта отличается незначительно,
4
а в нефтяной в связи с более высокой плотностью жидкостей по сравнению с газом увеличивается от свода складки к ее крыльям. Для удобства наблюдений в процессе разработки залежей за изменением пластового давления последнее относят к какой-либо плоскости (например, к первоначальному уровню водо-нефтяного контакта). Эти при-
СкВ2
Рис. 1.1. Антиклинальная складка веденные пластовые давления составят {см. рис. 1.1)
Рпр.пл.1 —
(1.1)
где х\ и ДГ2 — расстояния от точки измерения давлений в пласте до уровня водонефтяного контакта (ВНК); рж — плотность жидкости; g —ускорение свободного падения. Начальные значения приведенного давления в нефтяном пласте одинаковы по всей площади (при гидродинамической связи). Наблюдение за изменением его текущих значений в различных точках позволяет избежать влияния геометрии пласта по вертикали на истинные изменения пластового давления в процессе разработки залежи.
Породы в условиях залегания в пласте находятся под воздействием вертикального <тг и бокового горного давления ох,у вышележащих пород и внутрипорового пластового давления. Считается, что средняя плотность насыщенных водой пород в условиях нефтегазовых залежей СССР р —2470 кг/м3. Тогда в зависимости от глубины максимальное по вертикали горное давление
o2 = pg/f = 2470-9,81Я, (1.2)
где И— глубина залегания пласта, м.
Боковое горное давление о*, у (если оно равномерно распределено) на небольших глубинах составляет часть вертикального давления:
<*х, у = пог, где п— коэффициент бокового распора:
п = v/(l —v), v — коэффициент Пауссона '.
(1.3) (1.4)
1 v — абсолютное значение отношения относительной поперечной деформации к относительной продольной деформации образца при его продольном растяжении или сжатии в области действия закона Гука характеризует упругие свойства материала.
Значение v для горных пород изменяется в пределах от 0 до 0,5. На больших глубинах в связи с проявлением псевдопластических и -пластических свойств пород возможен гидростатический закон распределения горного давления;
ах = ау = ог. (1.5)
Псевдопластические свойства характерны при высоких давлениях для многих горных пород кристаллического строения. При этом «пластические» деформации — результат микросмещений пород вдоль плоскостей трещин.
Горное давление может оказывать существенное влияние на пористость и проницаемость пород. Установлено, например, что проницаемость песчано-глинистых отложений на глубине более 2000 м может быть меньше на 10—40 %, по сравнению с данными ее измерений на поверхности, а пористость — меньше на 20—30%. Текущие изменения пористого пространства горных пород в процессе разработки залежи происходят под влиянием эффективного напряжения
стэ = аг—рпл, (1.6)
где РПЛ — текущее значение пластового давления. Оно возрастает при снижении пластового давления, что сопровождается уменьшением перового объема пласта.
На свойства нефтегазовых систем в коллекторе значительно влияет температура. Она повышается на 1 °С при увеличении глубины в среднем на каждые 22 м (геотермическая ступень).
Под влиянием пластового давления в нефти может растворяться значительное количество газа. Поэтому с учетом влияния температуры свойства пластовой нефти могут существенно отличаться от ее свойств на поверхности после дегазации при атмосферных условиях. В различных частях одного и того же пласта нефти могут иметь неодинаковые свойства. В повышенных частях складок обычно залегают более легкие и более светлые нефти, в краевых частях — более тяжелые. Это связано с гравитационным разделением тяжелых и легких составляющих нефтей и влиянием на краевую нефть процессов окисления и растворения некоторых ее компонентов в окружающих залежь водах. Поэтому наблюдения за изменением цвета нефти (колориметрические измерения), добываемой из скважин, позволяют судить о путях фильтрации нефти в пласте и о перемещениях водонефтяного контакта до появления воды в скважинах.
В ряде случаев залежи газообразных углеводородов подстилаются нефтяной оторочкой. При этом углеводороды в паровой (газовой) части залежи могут находиться в области дав-
6
лений и температур выше критических1. В этих залежах в отличие от чисто газовых в состоянии пара и жидкости могут находиться значительные количества тяжелых углеводородов (конденсата). Такие залежи принято называть газоконденсат н ы м и или нефтегазоконденсатными.
Строение и тип залежей углеводородов, свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов изучают геофизическими методами по данным бурения скважин, по керновому материалу, поднятому из пласта, по пробам жидкостей и газов, отобранных глубинными пробоотборниками с забоев скважин с сохранением пластовых условий.
§ 2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД
Пористая среда пласта, аккумулирующая углеводороды, характеризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами нефти и газа промышленную ценность залежи и продуктивность скважин. Основные коллектор-ские свойства — гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, сжимаемость пор породы при изменении давления.
Гранулометрический состав (ГС)— содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в %, от массы или количества зерен исследованного образца. Определяют его только в случае сыпучих и слабосцементированных пород с помощью ситового и седиментационного анализа. Отмытая от нефти и высушенная порода распределяется по размерам с помощью набора сит. Наиболее мелкая фракция (f/^0,05 мм) разделяется седиментацией в жидкости. Скорость осаждения частиц, которая зависит от размера, можно определить по формуле Стокса и другими методами.
Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра. Гранулометрический состав позволяет судить о некоторых условиях генезиса пород в период их возникновения. Например, в прибрежной зоне древнего водоема отлагались более крупные частицы, чем в более удаленных. Гранулометрический состав песков используют при расчете промывок песчаных пробок, при выборе фильтров для борьбы с поступлением песка в скважины из рыхлых пластов.
1 При сжатии и нагреве углеводородов может быть достигнуто такое их состояние, когда свойства жидкой и газовой фаз становятся одинаково интенсивными. Давление и температура, соответствующие этому состоянию, называются критическими. В критической точке средняя кинетическая энергия молекул вещества становится равной потенциальной энергии их притяжения.
7
Коэффициент пористости — отношение объема пор УПОР в породе к ее объему V:
т = УПор/К. (1.7)
В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеблется в пределах 0,2—0,25, а песчаников — от 0,1 до ОД Промышленные притоки газа получены из коллекторов с пористостью менее 0,05.
Проницаемость пород — способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру по-рового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т. д.). В природных условиях поры, как правило, насыщены двумя или тремя компонентами (фазами) одновременно (нефть — газ, вода — газ или вода — нефть — газ). 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.
Абсолютную и фазовую проницаемости кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при плоскопараллельном потоке пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости:
где v — скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь фильтрации (площадь сечения образца породы); k — коэффициент пропорциональности, который принято называть коэффициентом проницаемости породы; и, — динамическая вязкость фильтрующейся фазы; pi и р2 — соответственно давление на входе и выходе из образца породы длиной L.
В случае фильтрации газа объемный его расход Q при среднем давлении р по длине образца составит
Pi + Р2
где Qo — расход газа при атмосферном давлении р0.
Величины, входящие в формулу (1.8), имеют размерности-[L]=M; [F]=M2; [<2]=м3/с; [р]=Н/м2; [ц]=Па -с. Тогда
т*, е. проницаемостью в I м2 обладает пористая среда, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м2 при перепаде давления 1 Па на 1 м длины расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м3/с.
Проницаемость пород высока, если она измеряется единицами квадратных микрометров. Пласты многих газовых и нефтяных месторождений сложены породами, проницаемость которых изменяется в широких пределах — от десятков до нескольких сот квадратных микрометров. Промышленные притоки газа можно получить (например, после проведения мощных гидроразрывов или крупных взрывов в пластах) при проницаемости пород в десятые и сотые доли квадратных микрометров.
Характерная особенность коллекторов нефти и газа — высокая степень изменчивости всех их свойств как по площади залегания пород, так и по вертикали по законам случайных величин (случайных функций). Часто проницаемость пород уменьшается от свода структуры к крыльям, а вдоль напластования обычно превышает поперечную. При ориентированных системах трещин проницаемость пород вдоль их направления оказывается повышенной.
Фазовые и относительные проницаемости пород в основном определяются степенью насыщенности перового пространства различными жидкостями и газом. На рис. 1.2 и 1.3 приведены экспериментальные кривые зависимости относительных прони-цаемостей песков от водонасыщенности пор для случая совместных потоков нефти и воды, газа и воды. Эти зависимости широко используют на практике для расчетов дебитов скважин и многих других показателей процесса фильтрации многофазовых систем в реальных коллекторах.
Закономерности изменения относительных проницаемостей от степени насыщенности пор различными фазами позволяют сделать некоторые рекомендации о целесообразных условиях выбора ряда технологических процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, вскрытия пластов и т. д. Например, из рис. 1.2 и 1.3 следует, что необходимо не допускать проникновения в пласт в процессе его вскрытия водных фильтратов бурового раствора, которые повышают насыщенность породы водой, сокращая фазовую проницаемость по нефти. Во время выбора агента (воды или газа) для нагнетания в пласт при площадном воздействии на энергетически истощенных залежах следует также учитывать степень насыщенности пор нефтью, водой и газом. Если водонасыщенность значительная (0,5—0,6), то нагнетание воды в нефтяной пласт не дает эффекта в связи с очень высокой относительной (и фазовой) проницаемостью пород для воды. В этом случае следует нагнетать в пласт газ. По опытным данным при трехфазном потоке все фазы могут быть в движении в пределах насыщенности песка (в %): нефтью—от 23 до 50, водой — от 33 до 64 и газом — от 14 до 30.
ВвЗаиасщеааеть SSl
Рис. 1.2. Зависимость относительной Рис. 1.3. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых пес- проницаемости песка для газа и во-чаников пласта БВВ Самотлорского лы от насыщенности пор водой месторождения от водонасыщенно-сти при совместной фильтрации нефти и воды (по данным В. Н. Черно-глазова и В. М. Добрынина). Пунктиром нанесены кривые для кварцевого песчаника:
0.3; 0.15; 0.02; 0,01 — проницаемость по воде в мкм'
Удельная п о ве р х н о с т ь — отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20000 м2/м3). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.
Приближенно удельную поверхность определяют по гранулометрическому составу, по проницаемости и пористости пород с использованием формул типа Козена — Кармана:
5уд —
(1.9)
где 5УД — удельная поверхность; т — пористость; k—проницаемость; Т—извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна) можно определить электрометрическим способом по сопротивлению электролита в керне и сопротивлению его столба такой же длины, как керн в свободном виде, значение Т достигает 5—6; ср — структурный коэффициент, учитывающий отклонение геометрии поровых каналов от цилиндрической формы (для зернистых пород ф = 0,5035/т''!, где т—пористость в долях единицы). 10
Более точные методы основаны на измерении адсорбции различных веществ на поверхности пор, а также скорости фильтрации разреженных газов через образцы породы.
§ 3. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ (ТРЕЩИНОВАТЫХ) ПОРОД
Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Но большей частью залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены к карбонатным отложениям. Поровое их пространство состоит из межзернового объема блоков (матриц), на которые пласт разбит трещинами, и объемов самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллектора рассматривается как система двух его видов — межзернового порового пространства блоков и систем трещин, вложенных одна в другую. Поэтому кроме рассмотренных в § 2 коллек-торских свойств пород блоков (матриц) трещинов;пые породы характеризуются также параметрами, определяющими свойства трещинного пространства. К ним относятся трещинная пустот-ность и проницаемость, густота, ' плотность и раскрытость трещин.
Степень трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью трещин и их густотой Г:
T = S/V; P = l/F; Г = ЫЫ, (1.10)
где 5 — площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы; / — суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F; Arc — число трещин, секущих нормаль к поверхности трещин, в элементе длины Д? этой нормали.
Трещинная пустотность ' тт — отношение объема трещин к объему породы. Пустотность
т, = ЬТ, (1.11)
где Ъ — раскрытость трещин (среднестатическое расстояние между стенками трещин).
Для одной (-и системы трещин справедливо соотношение
тТ; = РД, (1.12)
Зависимость проницаемости трещин от раскрытости b и трещинной пустотности описывается соотношением
где b — раскрытость трещин, мм; тт — трещинная пустотность, доли ед.; k7 — трещинная проницаемость, мкм2.
1 Трещинную пустотность в нефтепромысловой литературе часто называют трещинной пористостью.
И
Формула (1.13) справедлива для тех случаев, когда плоскость трещин перпендикулярна к поверхности фильтрации.
Параметры трещиноватости изучаются по кернам, данным геофизических и гидродинамических исследований пластов, методами фотографирования открытых стволов скважин в зоне пласта, а также исследованиями пород на выходах трещиноватых пластов на поверхность. Опыт показывает, что трещинная пус-тотность редко превышает значение 0,01; раскрытость трещин колеблется в пределах 14—80 мкм. При этом проницаемость трещин может достигать нескольких десятков квадратных микрометров. Линейные размеры блоков (матриц) могут быть от единиц сантиметров до десятков метров (при объемной плотности трещин Г = 60 м2/м3 линейный размер блоков примерно должен быть равен 5 см); чтобы в 1 м3 породы находилась половина поверхности стенок трещин, равная 60 м2, необходимо ее рассечь равномерно рассредоточенными тремя системами по 20 плоскостей, разбивающих стороны куба на кусочки размером 5 см).
§ 4. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Для решения ряда технологических задач газонефтепромысловой практики (проектирование гидроразрывов пласта, торпедирования, учета распределения давления в коллекторе) необходимо знать некоторые физико-механические свойства горных пород — упругость, пластичность, прочность на сжатие и разрыв и др.
Большая часть горных пород выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно меньшие разрушающие напряжения при изгибе и растяжении. Если нагруже-ние и разгрузка многих горных пород происходят в короткий промежуток времени, при значительном диапазоне напряжений справедлив закон Гука. Если же сжимающая нагрузка, составляющая иногда 10—15 % от разрушающей (т. е. не превышающей предела упругости), действует длительно, в породах могут возникать явления крипа (ползучести) с образованием остаточных деформаций. В отличие от явлений крипа пластические деформации происходят при быстром нагружении пород за пределами их упругости.
Явления крипа и пластической деформации способствуют частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от воздействия горного давления вследствие «течения» части пород в скважину при ее строительстве под влиянием" высоких нагрузок в вертикальном направлении. Поэтому давление гидроразрыва пластов часто оказывается значительно меньше горного (до 20—40 %). Как уже упоминалось, со снижением пластового давления эффективное напряжение возрастает [см. фор-
12
мулу (1.6)] и поэтому уменьшается объем пор вследствие упругого расширения зерен, их переукладки и более плотной упаковки. Вначале происходят упругие деформации, а при значительном снижении пластового давления в глубокозалегающих пластах возможны неупругие (остаточные) деформации пород, которые не восстанавливаются в полной мере даже в процессе заводнения залежи и при увеличении пластового давления до первоначального.
Подавляющая часть нефтяных месторождений разрабатывается с заводнением, и значительного снижения пластового давления не происходит. Поэтому в большинстве случаев возникают процессы упругих деформаций пористых сред. Расширяющиеся при этом горные породы и пластовые жидкости, находящиеся в зоне снижения пластового давления, обладают упругим запасом, равным сумме объемов расширения пород и пластовых жидкостей. Количественно упругие изменения объема пор принято оценивать коэффициентом объемной упругости пласта рс:
Ре-— dt/n°p . , (1.14)
V dp
где V — объем образца породы; dVnop — изменение объема пор при уменьшении или увеличении пластового давления на dp.
Значение рс зависит не только -от состава, строения и свойств горной породы, но и от давления р (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости рс зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: рс=(0,3—3) 10~10 (Па)~! в интервале давления р от 0 до 100 МПа. При снижении и увеличении пластового давления становится иным и объем жидкости, коэффициент сжимаемости которой р*ж характеризуется соотношением
Рж = ~Г~^~'
где У —объем жидкости; dV — изменение объема жидкости при изменении давления на dp. Коэффициент сжимаемости нефтей рн в зависимости от количества растворенного газа изменяется в пределах (4—140) 10~10(Па)~1. Для учета суммарной сжимаемости пор и жидкостей проф. В. Н. Щелкачевым введен комплексный параметр — коэффициент упругоемкости р;
Р = рс -f- ш$ж, (I • 15)
где т — пористость пласта.
Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоемкостью с, коэффициентами температуропроводности а, теплопроводности А и линейного расширения a.L. Значения этих
13
Таблица 1.1
Параметры теплофизнческих свойств некоторых горных пород, нефти и воды
Коэффициент Удельная Коэффициент Коэффициент
Горная порода теплопроводности X. теплоемкость с. температуропроводности а- 10". линейного расширения
Вт/ (м- К) кДж/(кг-К) м!/с az-№. 1/K
Глины 0,99 0,755 0,97
Песчаник плотный 1,27-3,01 0,838 1,39 0,5
Известняк 2,18 1,1 (0,5-^1,2) (0,5-=-0,89)
Нефть 0,139 2,1 (0,069^-0,086) — •
Вода 0,582 4,15 0,14 ~
параметров для некоторых пород, нефти и воды приведены в табл. 1.1.
Теплопроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка, и поэтому для прогрева на 50—60 °С пород при-забойной зоны на глубину 2—3 м нагревательные приборы на забое выдерживают в течение десятков часов. Теплопроводность возрастает при сочетании тепловой обработки пласта с ультразвуковым воздействием на него за счет развивающегося при этом конвективного переноса тепла через жидкую среду, заполняющую поры.
§ 5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана (CnH2n+2) и неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), редких газов: гелия, аргона, крептона {Не, Аг, Сг), паров ртути (Hg).
Основу природных газов составляет метан (СН4). В значительно меньших объемах содержатся более тяжелые углеводороды: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Ню), пентан (С5Н]2) и др. Каждая залежь характеризуется своим составом газа, даже в пределах залежи он может изменяться. В табл. 1.2 приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.
Состав газа — важнейшая характеристика, определяющая пути дальнейшего использования его отдельных компонентов. Кроме того, по этому показателю можно оценить тип залежи.
Если по данным, полученным при бурении первой скважины, отношение iC4Hio/rtC4H10> 1 и находится в пределах 1,1—4, то данная залежь будет чисто газовая. Если это отношение ^ 1 (в пределах от 0,9 до 1,1), то данная залежь газоконденсат-ная; если (С4НюМС4Ню< 1 (в пределах от 0,5 до 0,8), то дан-
14
Таблица 1.2
Состав газов некоторых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений СССР
Месторождение Объемная доля газа, ?; Относительная ПЛОТНОСТЬ по воздуху
СН, С.Н6 СЭН8 С.н,,, CsHia N3+R СО, H3S
Самотлорское 53,4 7,2 15,1 8,3 6,3 9,6 0,1 1,01
(нефтяное)
Уренгойское 98,84 0,1 0,03 0,02 0,01 1,7 0,3 — 0,56
(сеноман)
Уренгойское г. 88,3 5,3 2,4 1,00 2,52 0,48 — — 0,64
БУ-8
Оренбургское х 84,0 5,0 1,6 0,70 1,80 4,2 1,1 1,5— 0,68—0,70
5,0
Медвежье (се- 98,78 0,1 0,02 0,76 — 1,0 0,1 — , 0,56
номан)
Шатлыкское 95,6 2,0 0,34 0,10 0,05 0,76 1,15 — 0,58
Шебелинское г 90,0 4,0 1.1 0,52 0,26 1,00 1,12 — 0,61
Астраханское * 58,86 1,88 0,6 0,23 0,12 1,38 н,о 26,5 0,85
1 Гаэоконденсатное.
ная залежь газонефтяная и газоконденсатно-нефтяная. Применяют и более сложные способы оценки типа залежей по известному составу газа.
Ниже рассмотрены основные свойства природных газов, которые необходимо знать как на стадии разведки, так и при разработке месторождений.
Теплота сгорания — количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы объема (или массы) газа в определенных условиях. -
Чем тяжелей компонент, тем выше его объемная теплота сгорания. Объемная теплота сгорания метана составляет 37,2 МДж/м3, а бутана — уже 123,4 МДж/м3.
Теплоемкость — отношение количества теплоты, сообщаемого системе при бесконечно малом изменении ее состояния к соответствующему изменению температуры этой системы. Отношение теплоемкости к массе называется удельной теплоемкостью. При стандартных условиях удельная теплоемкость метана при постоянном давлении составляет 2,22 Дж/(кг-К). Удельная теплоемкость углеводородных компонентов снижается по мере повышения их молекулярной массы. Отношение теплоемкости при постоянном давлении к теплоемкости при постоянном объеме называют коэффициентом адиабаты: CP/CV для метана равно 1,31, а для других углеводородных компонентов— 1,2—1,1.
15
Взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом и воздухом отличается повышенной взрывоопасностью. Пределы взрываемости метана в воздухе составляют при его объемной доле 5,35 — 14,9 %. Сероводород заметно расширяет пределы взрываемости природного газа.
Плотность природных газов зависит от их состава. Наиболее легким компонентом является метан. Его плотность при стандартных условиях составляет 0,67 кг/м3.
В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа рг — отношением плотности газа рг к плотности воздуха рв при тех же условиях:
Рг = Рг/Рв.
Относительная плотность природного газа равна 0,56 — 0,6, а газов, добываемых вместе с нефтью, — 0,7 — 0,8 или даже более единицы.
Плотность природного газа можно определить взвешиванием в газовом пикнометре или вычислить по компонентному составу согласно зависимости
где р, и yi~~ соответственно плотность i-ro компонента и его молярная доля в смеси.
Если известно среднее значение молярной массы смеси М (в кг), то
рг-М/24,05. (1.17)
Здесь 24,05 — объем моля при стандартных условиях, м3.
Вязкость природных газов — свойство оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Она зависит от состава газа, давления и температуры.
Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости. Коэффициент динамической вязкости метана можно определить из рис. 1.4, зная его давление и температуру.
Растворимость. Углеводороды растворяются в воде незначительно. При низких давлениях и температуре с увеличением последней растворимость падает; начиная с 70 °С и выше и давлении более 10 МПа повышение температуры приводит к увеличению растворимости газа. Повышение солености воды и содержание в газе азота заметно снижают его растворимость, а содержание углекислоты и сероводорода — увеличивают. Более тяжелые углеводороды растворяются в воде существенно хуже, чем более легкие. Так, растворимость в пресной воде метана при температуре 100 °С и давлении 10 МПа составляет 1,72 моль/моль, а этана — 0,8 моль/моль.
16
Рис. 1.4. Зависимость вязкости природного газа (рг = 0,6) прн^рязлич-ных давлениях от темпррвТуры
О 50 100 !50 200 Температура/С
Рис. 1.5. Энтальпийный график природного газа в зависимости от давления и температуры (при относительной плотности газа рг—0,6)
^
if0 ^ 50 $ 58 &2 66 7/ 7В 84 86 9В100 ЮН t
J:
1В
\ i г
8 П IB 20 2H 28 32 SB
Знтальлия, кДж/кг
В первом приближении для низких давлений и температур растворимость природных газов в воде может быть выражена по закону Генри следующим образом:
где V — объем растворенного газа в единице объема жидкости,
2 Заказ № 3597 IT
м3/м3; ос — коэффициент растворимости газа при данной температуре; р — давление, Па. Размерность [а]=м3/(м3 • Па).
Дросселирование — расширение газа при прохождении через дроссель. При добыче природного газа часто происходит этот процесс, т. е. изменение давления без совершения внешней работы. Такой процесс изоэнтальпийный. Теоретически для идеального газа его температура не должна изменяться. Фактически температура изменяется, т. е. проявляется эффект Джоуля — Томсона. На практике используют так называемый интегральный эффект Джоуля — Томсона — изменение температуры на конечном участке процесса. Определять это изменение можно с помощью изоэнтальпийных графиков.
На рис. 1.5 показан один из таких графиков. При ориентировочных расчетах изменение температуры можно установить по зависимости
где DI — коэффициент Джоуля — Томсона, который в среднем равен 2,5 — 3,5 град/МПа; р\, р2 — давление до и после дросселя, МПа.
Как следует из рис. 1.5, с изменением давления от р\ до р2 температура газа снижается от t\ до tz- Процесс дросселирования газов происходит также во время истечения их из пористой среды в скважину. Происходящие при этом температурные изменения позволяют устанавливать (с помощью чувствительных термометров) участки пласта, из которых притекает газ.
Уравнение состояния газов
Уравнение состояния связывает давление, температуру и объем газа, представленного в виде физически однородной системы при условиях термодинамического равновесия.
Для идеальных газов согласно уравнению Клапейрона — Менделеева
где р — давление, Па; V — объем газа, м3; G — масса газа, кг; К — газовая постоянная, Дж/(кг -К); Т — абсолютная температура, К. Идеальным называют газ, силами взаимодействия между молекулами которого можно пренебречь.
Газовая постоянная численно равна работе расширения 1 кг идеального газа в изобарическом процессе при увеличении температуры газа на 1 К-
Для реальных природных газов обычно не справедливо уравнение (1.20). Чтобы учитывать их свойства, предложены
18
различные по структуре и виду уравнения. Одно из первых уравнение Ван-дер-Ваальса
Здесь а и b — постоянные для данного газа, экспериментально определяемые величины, учитывающие объем молекул и их взаимодействие.
Наиболее точное для широкого диапазона изменения параметров углеводородных систем газовой и жидкой фаз уравнение Пенга — Робинсона вида
RT
V—6 V(V -\-b) + (V — b)b
где V — молярный объем газа; а и b — коэффициенты, определяемые критическими параметрами вещества:
а(Т) = акра(Г); акр = 0,457
кр
Ркр
Т?Т W- , Л Г» Г.
6 = 0,0778 к'к* ; а(Г) = [1+т(1—Г?'р)]2; т==
Ркр
= 0,375+1,5(0—0,27<о3.
Здесь со — ацентрический фактор (для простых газов со = 0). При инженерных расчетах обычно используют уравнение Клапейро'на — Менделеева, в которое вводят коэффициент сверхсжимаемости газа г:
pV = zGRT. (1.21}
Значение z зависит от давления, температуры и состава газа. Д. Браун и Д. Катц, исходя из принципа соответственных состояний, построили график для определения этого параметра (рис. 1.6). Принцип соответственных состояний состоит в том, что сходные вещества, находящиеся в одинаковых состояниях относительно их критических параметров, имеют и одинаковые свойства. На рис. 1.6 z показана как функция приведенных давления и температуры Тпр и рпр-
pup — Р/Ркр', I пр = Til кр,
где ркр и Гкр — критические значения давления и температуры^ для природного газа заданного состава. Эти величины ляют как средневзвешенные значения:
га л
ркр = У. Ркр if/»! * кр == 2~i КР if/I*
2* 19
0.2
Рис. 1.6. Зависимость г от приведенных давления рпр и температуры Тпр для углеводородных газов
Природные газы как сырье для химического производства
Основной компонент природных газов — метан. Его доля обычно составляет 95—99 °/о, редко 50 % и ниже. Соответственно и свойства природных газов близки к свойствам метана. В природных газах различают следующие группы компонентов: метан и этан — легкие составляющие (в обычных условиях это газы); пропан и бутан при относительно небольшом давлении (1,0—1,5 МПа) и температуре 10—20°С — жидкости (их хранят и перевозят в баллонах); пентан и более тяжелые уг-
20
леводороды при стандартных условиях — жидкости (основная составляющая товарных бензинов); углеводороды с числом молекул углерода 18 и более — кристаллические вещества (содержание их незначительное); жидкие углеводороды — так называемый конденсат (от долей грамма на 1 м3 до нескольких десятков и даже сотен грамм на 1 м3); группа кислых газов — СО2 и H2S. При небольшом их содержании газ очищают от них, при большом их содержании добывают из H2S элементарную серу.
Все компоненты природного газа — химически малоактивные вещества. Единственная реакция, которая протекает легко в обычных условиях,— это горение углеводородов. При этом не выделяется ни сажи, ни копоти, ни смол.
Природный газ — идеальное топливо. Однако при соответствующих давлениях, температурах и в присутствии катализаторов из природных газов могут быть получены ценные вещества—каучук, спирты, удобрения, растворители, хлор и бром производные, красители и др.
Гидраты углеводородов и методы предупреждения их образования
Природные газы при определенных температуре и давлении образуют с водой твердые соединения — гидраты. Эти снегоподобные вещества, отлагаясь на стенках трубопроводов и аппаратов, затрудняют движение газа, а иногда и полностью его приостанавливают. Поиски гилратных пробок и их ликвидация отнимают много средств и времени, нанося ущерб газовой промышленности.
Гидраты — физико-химические соединения, для которых характерно размещение молекул одного вещества в молекулах другого (в частности, углеводородов в воде). Такие соединения называют также твердыми растворами внедрения или соединениями внедрения.
Гидраты образуют также и компоненты природного газа, такие как СО2, N2, H2S. Химические формулы гидратов следующие: СН4 • 6Н2О; С2Н6 - 8Н2О; С3Н8 • 17Н2О; /С4Н10 • 17Н2О; H2S • 6Н2О; N2 • 6Н2О; СО2 - 6Н2О.
На рис. 1.7 приведены равновесные кривые гидратообразо-вания для природных газов разной плотности. Видим, что гидраты могут образовываться при достаточно высоких температурах. Но имеется критическая температура, выше которой гидрат не существует. Например, для метана она равна
22 °С.
Присутствие различных компонентов в природном газе изменяет условия гидратообразования. Сероводород значительно увеличивает температуру гидратообразования, а азот, наоборот, несколько снижает ее.
21
-20 Ц 8 tt 16 20 24 Температура, "С
Рис. 1.7. Равновесные кривые гидратообра-зования газов
Плотность гидратов несколько меньше плотности воды —980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение — поглощением.
Гидраты углеводородов могут образоваться и в пористых горных породах. Поэтому в природе иногда встречаются так называемые газогидратные залежи, например на Мессояхском месторождении. Существует мнение, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зоне вечномерзлых пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2—3 "С.
Для борьбы с образованием гидратов применяют следующие методы (а иногда и их комбинацию):
поддержание теплового режима работы системы, при котором гидраты не образуются;
введение в поток газа специальных ингибиторов гидратооб-разования (метанол СН3ОН, диэтиленгликоль, раствор хлористого кальция);
удаление из газа паров воды, т. е. его осушку.
§6. СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ И ВОДЫ
В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества растворенного газа свойства ее в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойства на поверхности. Менее значительно, но все же отличаются также и свойства пластовых вод от их свойств в атмосферных условиях. Характеристики пластовых жидкостей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойства служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторождений нефти.
Растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри [см. формулу (1.18)] только в случае плохо растворимых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент растворимости а уменьшается с ростом давления. С увеличением молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает. При незначительных давлениях а для нефтяных газов может достигать 10 МПа"1. При высоких давлениях в 1 м3 нефти может содержаться несколько сот кубометров газа. С увеличением количества растворенного газа
22
увеличивается объем нефти, уменьшаются ее плотность и вязкость.
Давление насыщения нефти газом — это то давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от температуры системы, количества растворенного газа, скорости снижения давления и других факторов. В лабораторных условиях этот параметр определяют при пластовой температуре обычно путем снижения давления в пробе нефти за счет ее расширения в бомбе PVT или в прессе высокого давления. С момента начала выделения газа из нефти интенсивность снижения давления по мере увеличения объема смеси резко сокращается (рис. 1.8). Точка перелома графика соответствует давлению насыщения нефти газом ри (давлению начала ее кипения). Скорость снижения давления в пробе несравнима со скоростью снижения его в залежи, и поэтому считается, что в пластовых условиях возможно некоторое запаздывание процесса начала выделения газа из нефти. При содержании азота в составе растворенного газа давление насыщения нефти газом может существенно возрастать.
Объемный коэффициент нефти и воды b — отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях). Известны нефти, объемный коэффициент которых превышает 3,5, для пластовой воды этот коэффициент редко превышает 1,06.
Вязкость нефти и воды зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворенного газа. При большом газосодержании динамическая вязкость ц.ц пластовой нефти может быть меньше вязкости воды (|я„=1 мПа • с при * = 20°С). Если ц„= 15—20 мПа • с, существенно затрудняется извлечение нефти из пласта и нефтеотдача сокращается до 10—15 %. В битуминозных породах |дн может достигать (10-f-15) Па • с. В этом случае извлечь нефть можно лишь при воздействии на пласт теплоносителями (паром и горячей водой). ч
Если в нефти содержится большое ; количество парафина и смол, она при- * обретает реологические свойства не- 4 ньютоновских жидкостей. Для фильт- ^ рации таких нефтей в пористой среде необходимо воздействие градиентов давления, при которых достигаются /
Рис. 1.8. Зависимость давления от объема пробы нефти.
Объем пробы V
23
в капиллярах напряжения, превышающие динамические напряжения сдвига.
Вязкость пластовых вод в основном зависит от температуры. Давление, минерализация, количество растворенного газа мало влияют на их вязкость, и поэтому ее значения обычно находятся в пределах 0,5—2,0 мПа-с.
Вязкость пластовых жидкостей обычно измеряют с помощью вискозиметров высокого давления (по времени качения шарика в калиброванной трубке, заполненной испытуемой жидкостью) или же ротационными вискозиметрами.
Плотность пластовых жидкостей. Плотность пластовых и дегазированных нефтей в большинстве случаев находится в пределах 700—1000 кг/м3. При высокой концентрации солей плотность пластовых вод может достигать 1450 кг/м3.

На главную страницу