- •1 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10 Карбонатность горных пород
- •1.11 Набухаемость пластовых глин
- •1.12 Механические свойства горных пород
- •1.13 Тепловые свойства горных пород
- •2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •углеводородных газов
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
давление. Из сепаратора газ через вентиль 10 выпускается (через
стеклянную ловушку, погруженную в охлаждаемую смесь с температурой
—10 °С, и газовый счетчик) в атмосферу. (Через специальный тройник газ
до счетчика отбирается на анализ.) Объем конденсата, выделившегося в сепараторе, измеряют с помощью измерительного устройства. Этот объем сырого конденсата относят к объему пропущенного газа, приведенного к нормальным условиям.
Следует учитывать, что если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности больше энергии сцепления молекул жидкости, то вытесняемая жидкость оставляет на поверхности пленку толщиной соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил. Это является одной из причин образования остаточной пленочной нефти в пласте.
В пластовых условиях гистерезис смачивания осложняется наличием остаточной воды, которая, по-видимому, способствует улучшению
смачивания поверхности капиллярных каналов вытесняющей водой.
3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.
Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в
равновесном состоянии с газовой фазой:
KP |
y |
i |
; |
KP |
Ny |
i |
. |
(3.2) |
|
x |
|
N |
|
|
|||||
i |
i |
i |
x |
i |
|
||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.
Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление Pi, а общее давление в газовой
системе равно сумме парциальных давлений:
n |
|
P pi . |
(3.3) |
i 1
Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Рнас. пара) или
119
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
упругости пара (Qi) этого компонента, умноженному на его мольную долю
в нефти:
pi Nxi Qi |
или pi Nxi piнас.пара , |
(3.4) |
где Qi – упругость паров компонента; Nxi – мольная доля компонента;
piнас. пара – давление насыщенного пара i-го компонента.
В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в
газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. И это равновесное состояние двухфазной системы (газовой и нефтяной фаз) описывается законом Дальтона-Рауля:
Nyi P Nxi Qi ; |
(3.5) |
Уравнения (3.5), описывающее равновесное состояние двухфазной системы позволяет рассчитать состав равновесной газовой фазы для известного состава жидкой фазы и наоборот – найти равновесный состав жидкой фазы для известного состава газовой фазы и находящейся с ней в контакте.
Рассмотрим пример. Найти состав равновесной газовой фазы, если мольный состав (в долях) жидкой фазы следующий: С3Н8 – 0,2; i-C4H10 – 0,3; n-C4H10 – 0,5. Температура смеси 25 °С. Давления насыщенных паров (упругости паров) углеводородов взяты из справочных данных: QС3Н8 – 9,2
атм, Qi-С4Н10 – 3,7 атм, Qn-С4Н10 – 2,8 атм.
Решение. Определим общее давление в системе:
P = (Nxi · Qi) = 0,2 · 9,2 + 0,3 · 3,7 + 0,5 · 2,8 =
1,84 + 1,11 + 1,4 = 4,35 (атм).
Воспользуемся соотношением (4.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:
Nyi = Nxi · Qi / P → NС3Н8 = 0,2 · 9,2 / 4,35 = 1,84 / 4,35 = 0,423; Ni-С4Н10 = 0,3 · 3,7 / 4,35 = 1,11 / 4,35 = 0,255;
Nn-С4Н10 = 0,5 · 2,8 / 4,35 = 1,4 / 4,35 = 0,332;Nyi = 0,423 + 0,255 + 0,332 = 1.
Уравнение
P = (Nxi · Qi) или P = (Nxi · Рi нас.пара) |
(3.6) |
называется уравнением начала однократного (контактного) испарения.
Оно характеризует давление, при котором кипит смесь при данной
120
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
температуре. Температура учитывается в этом уравнении в неявном виде, так как упругости паров (давление насыщенных паров) компонентов зависят от температуры.
Рассмотрим пример. Найти состав компонентов равновесной жидкой фазы, если известен объёмный состав (Vi, доли) газовой фазы:
C3H8 – 0,6; i-C4H10 – 0,3; n-C4H10 – 0,10. Температура смеси 25 °С.
Решение. Зная что Vi = Ni, а упругости паров компонентов (Qi) взятые из
справочных данных равны: QС3Н8 – 9,2 атм, Qi-С4Н10 – 3,7 атм, Qn-С4Н10 –
2,8 атм, находим общее давление в системе:
P = (Nxi / Nyi · Qi), |
Nxi = 1, |
P = 1/ (Nyi / Qi) = 1/(0,6 / 9,2 + 0,3 / 3,7 + 0,1 / 2,8) =
= 1/ (0,065 + 0,081 + 0,036) = 1/0,182 = 5,5 атм.
Находим концентрации компонентов равновесной жидкой фазы:
NxС3Н8 = NyС3Н8 · · P / QС3Н8 = 0,6 · 5,5 / 9,2 = 0,065 · 5,5 = 0,357,
Nxi-С4Н10 = Nyi-С4Н10 · P / Qi-С4Н10 = 0,3 · 5,5/3,7 = 0,81 · 5,5 = 0,455,
Nxn-С4Н10 = Nyi-C4H10 · P / Qn-C4H10 = 0,1 · 5,5 / 2,8 = 0,036 · 5,5 = 0,198,
Nxi = 1 = 0,357 + 0,455 + 0,198.
Уравнение: P = 1/ (Nyi / Qi) или P = (Nxi · Рi нас.пара) |
(3.7) |
называется уравнением конца однократного испарения или уравнением
начала однократной конденсации. Оно характеризует величину упругости паров (давления насыщенных паров) углеводородной смеси при данной температуре, при которой кипит смесь при данной температуре.
Уравнения равновесия (3.4), начала однократного испарения (3.5), начала конденсации (3.6) описывают поведение простых углеводородных
смесей при низких давлениях и температурах. Для практических промысловых расчетов использовать их затруднительно, так как они не учитывают влияние давления и состава смеси на величину давления паров углеводородов, находящихся в смеси. Поэтому, для практических расчетов используют не упругости паров углеводородов (давления паров), взятые в чистом виде, а константы равновесия, характеризующие отношение:
|
Q |
i |
|
N yi |
|
const K pi , |
(3.8) |
|
P |
N xi |
|
||||
|
|
|
|
|
|||
где Кi |
– константа равновесия |
i-го компонента при данной |
|||||
|
|
|
температуре и давлении смеси. |
|
|||
|
|
|
|
|
121 |
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Оценить состав газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз можно на основе
уравнения материального баланса, записанного для одного моля нефтегазовой смеси (Nzi):
Nzi Nxi L Nyi V Nxi L Kpi Nxi V , |
(3.9) |
где L – мольная доля жидкой фазы; V – мольная доля паровой фазы;
Nzi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.
Так как ∑ (Nzi) = 1, то сумма мольной доли жидкой фазы (L) и мольной доли паровой фазы (V) равна: V + L = 1. Отсюда следует:
V=1 – L. |
(3.10) |
Используя уравнения (3.9) и (3.10), получаем выражение для оценки
мольной доли компонента жидкой фазы:
Nxi |
|
|
Nzi |
, |
(3.11) |
||
L (1 L) kpi |
|||||||
или |
|
|
|
|
|
||
N xi |
|
|
N zi |
|
, |
(3.12) |
|
1 V(k pi 1) |
|||||||
|
|
|
|
и для оценки мольной доли компонента газовой фазы:
N yi |
|
N zi |
k pi |
. |
(3.13) |
|
1 V |
(k pi 1) |
|||||
|
|
|
|
Величины: V и L оцениваются и уточняются методом
последовательных проб и приближений.
Рассмотрим пример. Дан состав газонефтяной смеси (Nzi, доли). Рассчитать равновесные составы газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз для
режимных параметров: давление Р = 2,45 атм и температура Т = 4,4 °С. Доли жидкой составляющей L = 0,521, газовой составляющей V = 0,479.
Дано: Nzi |
, доли |
К |
pi |
|
C1 |
0,3396 |
61 |
||
С2 |
0,0646 |
9 |
||
С3 |
0,0987 |
2,2 |
||
С4 |
0,0434 |
0,61 |
||
С5 |
0,032 |
0,157 |
122
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
С6 |
0,03 |
0,035 |
С7 |
0,3917 |
0,0032 |
P = 2,45 атм; |
t° = 4,4°C; L = 0,521; V= 0,479. |
Найти: Nxi, Nyi.
Решение. Крi = f (T, P), для условий задачи находим табличные значения
констант фазовых равновесий и рассчитываем состав газовой и жидкой фаз. Nxi = Nzi / (L + V · Kpi);
Nyi = Nzi / (L / Kpi + V);
Nx1 = 0,3396 / (0,521 + 0,479 · 61) = 0,01; Ny1 = 0,3396 / (0,521 / 61 + 0,479) = 0,69; Nx2 = 0,0646 / (0,521 + 0,479 · 9) = 0,01; Ny2 = 0,0646 / (0,521 / 9 + 0,479) = 0,12; Nx3 = 0,0987 / (0,521 + 0,479 · 2,2) = 0,06; Ny3 = 0,0987 / (0,521 / 2,2 + 0,479) = 0,13; Nx4 = 0,0434 / (0,521 + 0,479 · 0,61) = 0,05; Ny4 = 0,0434 / (0,521 / 0,61 + 0,479) = 0,03; Nx5 = 0,032 / (0,521 + 0,479 · 0,157) = 0,05; Ny5 = 0,032 / (0,521 / 0,157 + 0,479) = 0,01; Nx6 = 0,03 / (0,521 + 0,479 · 0,035) = 0,05; Ny6 = 0,03 / (0,521 / 0,035 + 0,479) = 0,002;
Nx7 = 0,3917 / (0,521 + 0,479 · 0,0032) = 0,75; Ny7 = 0,3917 / (0,521 / 0,0032 + 0,479) = 0,002;
Nxi = 0,98;
Nyi = 0,984.
Уравнение (3.9) при наличии достоверных данных о константах фазовых равновесий углеводородов при различных условиях существования смесей имеет широкое прикладное значение в практике разработки месторождений, нефтедобычи, подготовки скважинной продукции и в нефтепереработке.
123