- •Структура и свойства нефтегазового пласта как многофазной многокомпонентной системы.
- •Гранулометрический анализ пород.
- •Структура порового пространства и ее влияние на фильтрационно –емкостные свойства.
- •Упругие колебания и акустические параметры пласта.
- •Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •Давление насыщения нефти и газа.
- •Изменение фазового состояния нефти и газа.
- •Физические основы повышения продуктивности скважин.
Изменение фазового состояния нефти и газа.
Особенно сильные изменения происходят при движении нефти к устью.
Схемы фазовых превращений:
Однокомпонентная система:
Здесь справа от пунктирной линии – пар, слева – жидкость, в области двухфазного состояния – переход одной фазы в другую происходит с изменением давления (повышение Р или Т=const).
Это связано с тем, что точка кипения для многофазной смеси выше, чем для однокомпонентной. Для смеси С – это не точка, а функция, зависящая от целого ряда параметров. Следственно в точках парообразования и кипения состав пара и жидкости разный.
ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ.
Газы контактируют с водой в природных условиях, следственно газ содержит пары воды (концентрация зависит от Р, Т,…) .
При изменении Т газ может оказаться недонасыщенным водяными парами в газе.
Количество водяных паров газа при данных условиях к количеству водяных паров максимально возможно содержащихся при этих условиях – относительная влажность газа.
Кроме Р и Т содержание в воде солей – важный параметр.
С увеличением концентрации солей влагосодержание газа уменьшается. В частности, вода влияет и на фазовые превращения.
РАСТВОРИМОСТЬ НЕФТИ В ГАЗЕ.
При увеличении давления газовая фаза обогащается компонентами тяжелых УВ.
Кривая зависимости критических давлений нефть – конденсат в зависимости от состава.
При определенных условиях могут образовываться газо-гидраты – твердые фазы.
Область образования
газо-гидратов
Гидраты – непроницаемы.
Месторождения гидратов не нуждаются в покрышках .
ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ
Поверхностное натяжение.
Явление сглаживания.
Работа адгезии и когезии.
Теплота сглаживания.
ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ.
, G – поверхностная энергия Гиббса.
Работа изотермического образования ед. поверхности:
Юнг: ,
F – сила, действующая на пленку, лежащая на поверхности, препятствующая растяжению.
2l – длина поверхности. = [Н/м]
Вода на границе с воздухом: в = 72,75 [эрг/см2] при 20.
Бензол – воздух при 25: бенз = 28,9 [эрг/см2].
тв-газ, тв-газ, ж-т , ж-ж.
Изотерма поверхностного натяжения:
Правило уравнивания полярности:
На границе двух несмешивающихся веществ с разной полярностью будет концентрироваться третий компонент, сглаживающий скачок полярности (он имеет между 1и 2 этих двух веществ).
Явление сглаживания: характеризуется краевыми углами смачивания.
Пластовые воды.
Пластовые воды сопровождают в той или иной степени большинство технологических операций по извлечению нефти.
Существуют недеформированные залежи – в которых процесс миграции нефти незавершен. Это характерно для залежей Западной Сибири.
В этих залежах присутствует подвижная вода, которая попадает в скважину.
Если же залежь сформировалась и процесс миграции завершен, то в пласте находится остаточная вода, которая не обладает свойством подвижности.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ:
В зависимости от смачивания возникает своя функция капиллярного давления. Для смачиваемых пластов капиллярное давление имеет вид
Для гидрофобного гидрофилирования:
ВИДЫ:
капиллярная вода: в узких пережимах пор, где интенсивно проявляются
капиллярные усилия;
адсорбированная вода: удерживаемая молекулярными силами у поверхности
раздела фаз;
плёночная вода: покрывает гидрофильные участки внутрипоровой
поверхности;
свободная вода: может удерживаться капиллярными силами на границе
раздела «газ – вода», «нефть – вода».
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПЛАСТА.
- коэффициент извлечения нефти (КИН).
Эта величина в недавнем прошлом была очень приличная - 40 – 43%(во времена
СССР).Теперь эта величина стала равной 37 – 38%.Т.е. имеется тенденция к снижению КИН.
Коэффициент охвата – это объем залежи, подвергшейся процессу вытеснения,
отнесенный к общему объему залежи.
Коэффициент вытеснения – это отношение нефтенасыщенного объема пласта
после завершения процесса вытеснения к первоначальному объему пласта.
Если бы охв=1 и в=1, то мы бы всю нефть (газ) вытеснили бы из пласта. Но после завершения процесса разработки остается 60% нефти в пласте.
Вопросы остаточной нефти – рассматриваются всей научной общественностью мира.
Существуют научные проекты на извлечение остаточной нефти. Этими проблемами занимаются биологи, физики, химики, и т.д.
Первая группа нефти: 1 – охв
Вторая группа нефти:связанная с пластами, охваченными процессом вытеснения:1–в