Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 [ 63 ] 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

жидкости, для которых соблюдается условие, определяющее равновесную высоту подъема А:

4г = 0. (V.11)

где и - потенциальная энергия смачивающей жидкости в капилляре:

U = -pg {K-h)dV.

(V.12)

Здесь р - плотность жидкости;

g - ускорение силы тяжести;

- капиллярное давление, выраженное в тех же единицах, что и давление столба жидкости высотой h; V - объем жидкости в капилляре.

Условие

= 0 в ка-

"3

hi h

Потенциальная энерги.я U

Рис. V.8. Схематический график функции и = f {К) для капилляра «синусоидальной» формы.

пилляре, схема которого приведена на рис. V.8, может соблюдаться при высотах А; Лд; А4; Ag и т. д. до некоторой определенной максимально возможной величины капиллярного подъема. Высоты Al, Аз, а5ит. д., соответствуют устойчивому равновесию, а высоты h, А4 и т. д. неустойчивому.

Для пористых сред, состоящих из бесконечно большого числа капилляров различного сечения сложной формы и сообщающихся

друг с другом, капиллярный гистерезис может выражаться большихМ числом равновесных высот капиллярного подъема.

Еще более сложное строение во до-нефтяного контакта возникает при вытеснении нефти водой в процессе эксплуатации залежи: кроме проницаемости, капиллярного подъема и физико-химических свойств жидкости, на строение водо-нефтяной зоны влияют динамические факторы - градиенты давлений, фазовые проницаемости системы и т. д.

Иногда этот контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи.

На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть - порода - газ.

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть - газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.

§ 4. МИНЕРАЛИЗАЦИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м* в пресной воде до 300 кг/м* в концентрированных рассолах.

Основные минеральные веш,ества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH4. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода. Например, в водах горизонта Б2 месторождения Зольное содержится до 20 г/м* сероводорода.

Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д.

Исследования показывают, что состав связанной воды может быть иной, чем пластовой. Так, например, среднее содержание хлора в связанной воде ярегского песчаника (по С. Л. Заксу) оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью. Содержание хлора в связанной воде доломитов Новостепановского-месторождения изменяется от 19 до 335 кг/м* нри среднем содержании хлора в водах этого месторождения около 100 кг/м*.

Еще плохо изучены органические вещества пластовых вод. Установлено, что в большинстве из них содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты. Общее содержание органических анионов достигает иногда 5 кг/м*. В жестких водах, содержащих большие количества кальция, наф-тенаты выпадают из раствора в виде кальциевых мыл. Предполагается, что часть веществ, относимых в минерализованных водах к нафтеновым кислотам, представляет собой фенолы и их производные (феноляты). Все упомянутые органические составляющие

перешли в воду из нефти, и они влияют на нефтевымываюш,ие свойства вод при вытеснении нефти из пласта .

Нефтяные залежи, имеюп1,ие промышленное значение, находятся в большинстве случаев в зоне затрудненного водообмена. Однако присутствие в некоторых пластах пресных вод обусловлено гидродинамической связью, суш;ествуюп1,ей между нефтеносными пластами и поверхностными областями питания. Имеется много месторождений, где нефть залегает вместе с пресной водой или с водами, харак-теризуюш,имися низкой концентрацией солей. Поэтому наличие гидродинамической связи нефтяного пласта с поверхностными источниками питания не всегда сопровождается вымыванием нефти из ловушек и разрушением залежи.

§ 5. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность вод может быть различной. Известны рассолы, на-

сыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м* при концентрации солей 642,8 кг/м*. Приблизительная зависимость плотности воды от содержания минерального вещества приведена в табл. V.I.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения

Таблица V.1

Плотность вод нефтяных месторождений

V At

(V.13)

где Д F

изменение объема воды при изменении температуры на Д t;

объем воды в нормальных условиях.

Из формулы (V.13) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах от 18 • 10" до 90 • 10" 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды

(V.14)

F Др

Подробно об этом см. в последующих главах курса.