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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178

двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлегихи в пласте (вблизи критической точки иа фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приблилсается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются га-зокоидепсатными.

Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых CNipCb углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в газонефтяпых месторолсдениях одгювремеиио присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по мере разработки залежей: при ие-избелсиом снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нилшие части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в десятки и далее сотни раз больше нефтегазокоидеисатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.

Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и субкапиллярпых трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в пефтегазокопденсатной части пласта. Она осталась там со времени формирования залежей и поэтому ее называют «связашюй» или «остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях составляет 10...30 % от суммарного объема перового пространства, а в газовых месторолсдепиях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами - до 70 %. Количество связанной воды необходимо зиать для оценки запасов нефти и газа в залежи. Ее наличие снижает с1)азовую проницаемость пласта. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах давлений и поэтому ее присутствие ие приводит к обводнению продукции сквалсин.

Физические свойства пластовых флюидов

Высокие давление и температура в пласте сказываются иа свойствах находящихся в нем нефти (конденсата), газа и воды.

Прелсде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкнутом пространстве пласта происходит изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз.

В газоиефтяпых месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в иефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового

фактора, под которым понимается объем газа, выделяюп1егося из пластовой нефти при снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м" или 1 т дегазированной нефти. Для подсчета запасов газа разга-зироваиие производят при стандартных условиях, а для прогнозирования фазовой проницаемости - при пластовой температуре. В области высоких давлений растворимость газов линейно зависит от избыточного давления. При одинаковых условиях растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде ( рис. 7.3).

Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе. Характер зависимости давления насыщения пластовой нефти от температуры показан иа рис. 7.4.

Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют иа изменение объема фаз - сжимаемость, объемный коэффициент.

Вязкость - это свойство жидкости или газа оказывать сопро-тивлепие перемещеигио одних ее (его) частиц относительно других.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическую вязкость определяют иа основе обработки кривых течения сред (см. п. 12.2). Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированрюй воды при 20 "С.

Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вязкости поверхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан па рис. 7.5. С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой иефти сначала уменьшается по экспоненциальному закону, а затем увеличивается в соответствии с уравнением прямой. Такое изменение вязкости обусловлено следующим. На первом участке с увеличением пластового давления увеличивается количество растворенного в иефти газа, что и приводит к уменьшению вязкости нефти, несмотря на некоторое ее сжатие. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения -максимально возможному давлению, при котором для смеси заданного состава возможно установление полного фазового равновесия в

50 О

20 40 60 80 Давление, МПа a)

g 1,0

& 0,5 в

5 10 15 Давление, МПа б)

Рис. 7.3. Зависимость растворимости нефтяного газа от давления и температуры: а) - в нефти плотностью 865 кг/м; б) - в пресной (1,2) и солёной (3,4) воде

20 25