Давление насыщения нефти газом

Это давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное.

Р_нас - Па, МПа, кгс/см² .

Давление насыщения зависит от кол-ва и вида раств. газа, а также состава нефти и от температуры. С увеличением кол-во раств. газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.

С ростом содержания АСВ в нефти при прочих равных условиях Р_нас увеличивается (т.е. с ростом молекулярной массы нефтяное давление насыщения увеличивается). К этому же приводят и рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ∆V

Суть эксперимента в том, что дискретно увеличивая объем цилиндра следят за изменением давления в нем, которое снижается с Р_пл до Р_атм

По полученным данным строим зависимость указанную на рис. 2 точка преломления “В” – есть давление насыщения. Более крутой участок в левой ветви (уч. АВ) объясняется упругим расширением системы состоящей только из жидкости (газ раств. в нефти) имеющий низкий коэф-нт сжимаемости. Отсюда следует, что более резкое падение давления по сравнению с правой ветвью (ВС) представляет собой жидкость + выдел. газ (который обладает более высоким коэф-ом сжимаемости). Сведения о давлении насыщении газа необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамич-ий уровень жидкости газа, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти.

Объемный коэф-нт и усадка нефти.

Под объемным коэф-ом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = V_пл /V_дег

в – объемный коэф-нт

V_пл и V_дег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м³

Используя объемный коэф-нт можно оценить усадку нефти, т.е. уменьшить объем пластовой нефти после извлечения ее на пов-ть.

U = (в -1 / в) · 100%

U – усадка

в₁ = 2,5 =>

в₂ = 2,5 => U₁ = 60 % и U₂ = 71 %

Усадка и объемный коэф-нт зависят от давления, температуры и кол-ва растворенного в нефти газа. Зависимость объемного коэф-та от давления

При снижении пластового давления да давления насыщения из-за упругого расширения нефти, объемный коэф-нт несколько увеличивается. В точке В начинает выделяться свободный газ и объемный коэф-нт уменьшается в связи с уменьшением кол-ва растворимого газа в нефти. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэф-та. Объемный коэф-нт и усадка нефти определяется на установках для исследования пластовых нефтей УИПН, АСМ, бомбы, РVT.

Имеются номограммы построенные по экспериментальным данным, полученные на этих установках, для конкретных залежей месторождений нефти, позволяющие оценить объемный коэф-нт и усадку нефти.

Практические значения ‘в’ и ‘U’. Объемный коэф-нт и усадка нефти необходимы для подсчета запасов нефти и при пересчете объема нефти с пластовых в пластовые условия.

Определение. Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пористой среды.

По результатам исследований можно сделать вывод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние порода, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. По имеющимся экспериментальным данным порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и ГП газ начинает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2% объем.), в пористой среде независимо от величины р_н при давлении на 0,4—0,5 МПа выше, чем это происходит при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при отсутствии пористой среды.

Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки выделения газа. В связи с различием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницаемыми породами, значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллекторов.

Физические свойства нефтей в пластовых условиях определяются экспериментальными исследованиями пробпластовой нефти. В литературе опубликовано множество эмпирических расчетных способов оценки параметров пластовых нефтей.

Эти эмпирические соотношения выводятся на основе имеющейся связи между свойствами пластовой нефти и газовым фактором, содержанием в газе метана, азота и плотностью дегазированной нефти.

Виды (типы) пластовых вод. Связанная (остаточная) вода и ее разновидности. Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости ГП. Методы определения остаточной водонасыщенности.

Пластовые воды нефтяных залежей – постоянные спутники нефтяных месторождений. Состав и физические св-ва пластовых вод, их активность во много предопределяет успешность разработки нефтяных месторождений.

Различают следующие виды пластовых вод:

1. подошвенные и краевые воды, заполняющие поры коллектор под залежью.

2. промежуточные – воды, приуроченные к водоносным пропластам, залегание в самом пласте.

3. Остаточные – воды, оставшиеся в нефтяном пласте после миграции нефти. В свою очередь остаточные воды делятся:

- свободную (гравитационную) воды, которые находятся в капельножидком состоянии. Движение ее происходит под влиянием силы тяжести и напорного градиента давления, в меньшей степени капиллярных сил.

- капиллярно-связанную воду, воду, удерживаемую капиллярными силами в узких порах.

- пленочную воду, толщина (1...10)·10^-6 см, t_зам = -1,5 ⁰С плотность >1 прокрывает поверхность гидрофильных участков пористой среды

- адсорбционно–связанная вода, образуется путем адсорбции поляризованных молекул воды на поверхности части породы. Ее свойства значительно отличаются от свойств свободной объемной воды, например t_зам. = - 8 ⁰С, она обладает повышенной кислотностью, толщина этой воды (6...10)·10^-7 см

Кроме перечисленных вод в г.п. различают химически связанную воду, которая входит в состав минералов СаSO₄·2Н₂О. Также встречается вода в тв. состоянии в виде кристаллов, линз и даже линз различной мощности, как правило в зонах многомерзлых пород крайнего Севера..

Вода в состоянии пара на больших глубинах в высокотемпературных зонах.

Количественное соед-ие остаточной (связ) воды в нефтяном коллекторе опр-ся пористостью и прониц-ю пласта и эти завис-ти им. вид:

С увеличением пористости и проницаемости, остаточная водонасыщенность уменьшается.

1. Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки его в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка.

2. Косвенные методы оценки количества остаточной воды. Хлоридный метод, основанный на относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Во время анализа образцы керна измельчают и обрабатывают при температуре кипения дистиллированной водой. Содержание связанной воды в навеске керна находят по количеству ионов хлора, содержащихся в фильтрате. Для этого последний титруют азотнокислым серебром в присутствии индикаторов. Если известна соленость остаточной воды, по содержанию ионов хлора в образце удается приблизительно определить количество остаточной воды.

Поскольку хлоридным методом можно определить содержание лишь одного иона, то содержание других ионов устанавливается по солености воды, полученной после экстрагирования измельченного керна, путем измерения ее электропроводности.

3. В лабораториях физики пласта для приближенной оценки объема остаточной воды широко применяется метод «полупроницаемых перегородок». Методика проведения опыта аналогична:

4. Для определения средней остаточной водонасыщенности пород по разрезу пласта или по отдельному его участку кривые «остаточная водонасыщенность — капиллярные давления», строят по большому числу кернов (иногда изучаются сотни образцов). По этим данным находят зависимость водонасыщенности кернов различной проницаемости от капиллярного давления.

5. Быстро и просто остаточная водонасыщенность определяется методом центрифугирования. Образец, насыщенный водой, помещается в центрифугу и подвергается действию центробежных сил, под влиянием которых вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Вначале, с увеличением числа оборотов ротора центрифуги, жидкость вытесняется из крупных пор, когда перепад давления на торцах образца превысит величину капиллярного давления, развиваемого менисками. При дальнейшем увеличении числа оборотов жидкость вытесняется и из пор меньшего размера. С некоторого момента повышение числа оборотов ротора практически перестает влиять на количество остающейся в порах воды. Эту воду и считают остаточной. Измеряя количество выделившейся жидкости, как функцию числа оборотов ротора, можно построить зависимость «капиллярное давление — водонасыщенность».

Состав пластовых вод.

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 - 98%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Минерализация пластовых вод – это суммарное содержание в ней растворенных и коллоидных веществ. Изменяется от десятых долей до 600 кг/м³.

В пластовых водах присутствуют ионы К, Na, Са, Mg и ряд других металлов. Основные ионы соединяющие: хлорион, сульфотион, ионы Na, Са и Mg, в меньших кол-вах содержатся К, Fe и др., в относительном небольшом и ничтожном кол-ве ионы Br, стронция, Li, и др элементов. Пластовые воды содержат фенолы, низшие жирные кислоты, нафтены, азотсодержащие кислоты, содержание их в воде может достигать до 5 кг/м³. Все пластовые воды содержат растворенные газы (осн. компонент метана – этан, пропан и бутаны встречаются в меньшем кол-ве). Содержание метана колеблется от долей до 5 м³/м³.

Азот – обязательный компонент в составе пластовой воды и содержание его колеблется 0,01...0,04 м³/м³.

Углекислый газ присутствует практически повсеместно. В СО₂ образуется при окислении органических и УВ-ых веществ, а также в результате динамо и термо-метаморфизма карбонатных и метаморфических г.п., СО₂ =18...20 м³/м³.

Сероводород в составе воды распределяется неравномерно. Максимальное содержание его в водах среднего Поволжья для пермских отложений составляет 0,9...1,3 м³/м³. Для каменноугольных отложений от 2,0...3,0 м³/м³. В девонских и додевонских месторождений Н₂S не обнаружен.

Такие инертные газы как He, Ar и др содержатся в пластовых водах в виде следов (очень маленьких кол-вах) . Кислород обнаруживается редко и в основном связан с зоной свободного водообмена. Распределение водорода недостаточно изучено, встречается в небольшом количестве 10^-3 м³/м³.