![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Физические свойства жидкости и газа
Для изучения процессов вытеснения нефти из нефтесодержащих коллекторов важно знать физические свойства жидкости (нефти, воды) и газа. К сожалению, часто к началу проектирования о них имеются лишь приближенные представления. Физические свойства нефти и воды изучают по отборам проб нефти и воды из пласта. При этом особое внимание обращают на вязкость, плотность, растворимость газа в нефти. Вязкость нефтей в пластовых условиях различных залежей изменяется в широких пределах (от 0, 1 мПа•с — для очень легких нефтей, близких к конденсатным, до 2 мПа•с — для нефтей средней плотности и 380 мПа • с и более — для тяжелых нефтей) в зависимости от их химического состава и условий залегания. Повышение молекулярной массы нефти обусловливает увеличение ее вязкости. На вязкость нефти, особенно содержащейся в пластах, залегающих на значительных глубинах, существенно влияют давление и температура. В гораздо большей степени на изменение вязкости влияет температурный фактор; с повышением температуры вязкость нефти понижается сначала быстро, а затем медленно. На рис. III.4 в качестве примера показаны кривые изменения вязкости в зависимости от температуры для различных нефтей месторождений Азербайджана. Рис. III.4. Измененпо вязкости нефти в зависимости от температуры. 1, 2, з — нефть различных месторождений Рис. III.5. Изменение вязкости нефти в зависимости от давления. а — минимальное значение функции, соответствующее давлению насыщения Таков же характер изменения вязкости нефтей и в других районах. Изменению вязкости нефти в зависимости от давления для четырех различных нефтяных месторождений показано на рис. III.5. Часть кривой при давлении выше давления насыщения показывает увеличение вязкости по мере сжатия гомогенной насыщенной нефти, в которой растворен весь имеющийся газ. При давлении ниже давления насыщения выделение растворенного газа приводит к увеличению вязкости остаточной нефти, в то время как объемное расширение нефти со снижением давления — к понижению вязкости. И все же в результате действия этих факторов, из которых первый оказывает большее влияние, вязкость увеличивается[10]. Наблюдаемое понижение вязкости нефти с глубиной залегания нефтяных пластов, связанное с увеличением температуры и увеличением количества растворенного газа в нефти, способствует лучшей фильтрации нефти через пористую среду коллектора. Большое влияние на вязкость нефти оказывает растворимость газа, которая зависит от пластового давления, пластовой температуры, фракционного состава газа и качества нефти. Растворенный газ способствует уменьшению вязкости нефти, и наоборот, выделившийся из растворенного состояния газ увеличивает ее. Поверхностное натяжение вследствие растворенного газа уменьшается примерно с той же интенсивностью, с какой уменьшается вязкость. Определить вязкость нефти можно при помощи эмпирического соотношения: где μ а — абсолютная вязкость дегазированной нефти при температуре паста в мПа·с; bн — коэффициент объемного расширения нефти, находящейся на поверхности (за счет растворенного в ней газа). Формула (III.8) справедлива лишь в интервале давлений от атмосферного до давления насыщения, так как она учитывает влияние сжимаемости нефти при давлении выше давления насыщения. Также очень важно знать вязкость пластовой (законтурной или подошвенной) воды, которая, по-видимому, сильно изменяется с изменением ее минерализации и в основном зависит от температуры пласта (рис. III.6).
Многочисленные исследования и практика показывают, что при вязкости нефти 0, 15—0, 5 мПа•с нефтеотдача равна 45—55% при отборе 2—4 объемов воды, а при вязкости 0, 5—0, 15 мПа • с нефтеотдача достигает примерно 35—45% с отбором не менее 5—7 объемов воды. При вязкости более 2, 5 мПа • с обычное заводнение, как показала практика, малоэффективно. Плотность нефти — один из показателей ее качества; определяется в пластовых условиях, что сравнительно просто достигается путем отбора проб пробоотборником.
Приближенно плотность нефти может быть оценена по формуле: где ρ сеп — плотность сепарированной нефти в кг/м3; Г — объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти вм3/м3; ρ г — относительная плотность газа. При разработке нефтяных месторождений необходимо знать давление насыщения нефти газом, которое, как известно, не остается постоянным по площади одного и того же горизонта. Давление насыщения зависит от многих факторов, в том числе от структуры месторождения, близости водонефтяного контакта, угла падения пласта, направления миграции нефти, структуры и содержимого соседних пород, температуры пласта. В зависимости от этих факторов давление насыщения резко меняется. При снижении давления ниже давления насыщения увеличиваются газовый фактор, плотность и вязкость нефти, а уменьшаются коэффициенты сжимаемости и объемный коэффициент. Давление насыщения находится в прямой зависимости от содержания азота в пластовой нефти. Результаты исследований показывают, что изменение давления насыщения подчиняется определенной закономерности, уменьшаясь от центральной части нефтяной залежи к контуру нефтеносности. Учитывая сказанное, определяют давление насыщения не в одной какой-либо скважине, а в нескольких, расположенных на всех характерных участках пласта. Затем строят карту распределения этих давлений. Давление насыщения определяют различными способами: 1) по номограммам Билла, Стендинга и Лозата; 2) по результатам исследования распределения давления по стволу скважины; 3) по коэффициентам распределения компонентов газа между жидкой и газовой фазами; 4) по данным исследования скважин; 5) комбинированным способом; 6) по глубинной пробе пластовой нефти; 7) по изотермическому расширению пробы, отобранной непосредственно с забоя скважины. Наибольшее предпочтение следует отдать экспериментальному исследованию глубинных проб нефти. Наиболее распространен и разработан объемный метод, в основу которого положено свойство системы резко изменять объем при образовании в нефти газовой фазы [12]. Подробное описание способов определения давления насыщения, их теория и особенности (преимущества и недостатки) можно найти в специальной литературе.
|