ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Основными свойствами нефтегазовых пластов являются пористость, проницаемость и удельная поверхность пористой среды.
Пористость определяет способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды. Каналы, образованные порами, можно разделить на 3 группы:
1) сверхкапиллярные диаметром более 0,5 мм (движение нефти, газа и воды свободное);
2) капиллярные – от 0,0002 мм до 0,5 мм (фильтрация с участием капиллярных сил);
3) субкапиллярные – менее 0,0002 мм (жидкости перемещаться не могут, преобладают силы молекулярного взаимодействия).
Пористость нефтяных и газовых коллекторов изменяется в пределах 5 – 50% (преимущественно находится в пределах 10 – 25%).
Удельная поверхность породы это суммарная площадь поверхности пор и поровых каналов, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависит их проницаемость. Удельная поверхность измеряется в м2 / м3 или м2 / г породы.
Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать (фильтровать) через себя жидкости и газы при наличии перепада давлений. Абсолютной называют проницаемость пористой среды при фильтрации какой-либо одной фазы (воды, нефти или газа). Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при наличии в породе другой жидкости или газа. Относительной проницаемостью называют отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной.
Генри Дарси в 1856 г. сформулировал закон, описывающий процесс фильтрации жидкостей в пористой среде: расход жидкости прямо пропорционален площади и градиенту давления и обратно пропорционален длине участка.
|
|
здесь Q – расход жидкости, м3/с; K – проницаемость, м2; μ – динамическая вязкость, Па·с; L – длина участка, м; ΔP = Р1 – Р2 – изменение напора по длине участка L, Па; F – площадь сечения, перпендикулярного потоку, м2.
Отсюда для проницаемости можно записать:
Физический смысл размерности проницаемости 1 м2 заключается в том, что она характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. В нефтяной практике для характеристики проницаемости пород пользуются единицей измерения Дарси (Д).
1Д = 1·10 – 12 м2 = 1 мкм2; 1мД = 1·10 – 3 Д
Жюль Дюпюи вывел закон Дарси в радиальной форме (формула Дюпюи):
здесь q – дебет в установившемся режиме м3/сут; К – эффективная проницаемость, мД; h – эффективная мощность пласта, м; Pr – давление на контуре питания, атм; Pwf – забойное давление, атм; μ – динамическая вязкость, сПз; B - объемный коэффициент, м3/м3; rc – радиус контура питания, м; rw – радиус скважины, м; S – скин-фактор.
Для экспериментального определения абсолютной проницаемости через керн фильтруется газ, инертный к породе (азот, гелий и др.). Эффективную (фазовую) проницаемость определяют при совместной фильтрации через керн нефти и воды. Определение фазовых проницаемостей проводится при нескольких режимах, но не менее пяти. Величины фазовых проницаемостей рассчитываются по формулам:
,
здесь индексы “н” и “в” относятся к нефти и воде соответственно.
Продуктивный пласт способен изменять свой объем при изменении давления. Это свойство называется упругостью пласта. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), которому противодействует давление пластовых флюидов (газа, нефти, воды). При отборе нефти и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.
|
|
Отношение объема нефти, вытесненной из определенного объема среды, к первоначальному объему содержащейся нефти называют коэффициентом вытеснения.
Капиллярное давление препятствует вытеснению флюидов нефти и газа из продуктивного пласта и контролирует их распределение по высоте залежи. Капиллярное давление описывается уравнением Лапласа (уравнением капиллярного давления):
здесь σ – поверхностное натяжение; θ – краевой угол смачивания; r – радиус порового канала.
Поверхностное натяжение характеризует поверхностную энергию на границе двух несмешивающихся фаз: жидкость – газ, жидкость – жидкость, жидкость – твердое тело. Поверхностное натяжение на границе нефть – вода составляет 15÷30 мН/м.
Смачиваемостью называют стремление жидкости распространиться по поверхности твердого тела. По характеру смачиваемости породы делятся на гидрофильные, с промежуточной смачиваемостью и гидрофобные.
Основными параметрами воды, нефти и газа в пластовых условиях являются плотность, вязкость и объемный коэффициент.
Плотность это величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Плотность нефти зависит от её состава и изменяется в пределах от 0,73 до 1,04 г/см3.
|
|
Вязкость – это способность жидкостей оказывать сопротивление перемещению одних их частиц относительно других. Различают динамическую вязкость (единицы измерения Па·с, пуаз) и кинематическую вязкость (единицы измерения м2/с, стокс). Вязкость нефти зависит от её состава, а также от количества и состава растворенного в ней газа. Все нефти подчиняются общим закономерностям:
1) вязкость уменьшается при повышении температуры;
2) вязкость немного увеличивается при повышении давления.
В нефтегазовых месторождениях под действием высокого давления часть газа растворяется в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в единице объема жидкости, называют газосодержанием. Растворимость газов в жидкостях описывается законом Генри:
здесь Vг и Vж – объем газа и жидкости соответственно; α – коэффициент растворимости газа (газовый фактор); Р – давление.
Газосодержание нефти меняется в диапазоне 50 ÷ 500 м3/м3.
Давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти, называют давлением насыщения. Каждая нефть имеет свою величину давления насыщения, которая зависит от её состава, газосодержания и температуры. Давление насыщения важный параметр для определения условий разработки месторождения и работы скважин.
При растворении газа в нефти её объем увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после её дегазации называют объемным коэффициентом.
Значение объемного коэффициента нефти, как правило, находится в пределах 1,1÷3,5.
При добыче газа необходимо также учитывать взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом воздуха обладает повышенной взрывоопасностью. Диапазон взрываемости метана в воздухе составляет 5,3 – 14,9%.
В нефтяных и газовых залежах почти всегда присутствуют пластовые воды, играющие важную роль в разработке месторождений. Пластовые воды содержат растворенные соли, которые выпадают из раствора при подъеме в скважине и забивают проходное сечение труб. По общей минерализации воды делятся на пресные (до 1 г/л), минерализованные (1 – 50 г/л) и рассолы (50 – 350 г/л).