WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 11 |
-- [ Страница 1 ] --

PHYSICAL PRINCIPLES OF OIL P R O D U C T I O N By MORRIS MUSK AT, Ph. D First Edition NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1 94 9 М. Маскет ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ

НЕФТИ Сокращенный и переработанный перевод с английского М. А. Геймана Москва • Ижевск 2004 УДК 622 Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр.

В книге излагаются физические основы технологии добычи нефти, а также разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Особое внимание отведено фазовому состоянию углеводородных жидкостей в пластовых условиях и физическим параметрам подземного нефтяного резервуара. Рассматриваются фазовые проницаемости и работа нефтяного пласта в условиях различных режимов;

теория нефтеотдачи в естественных условиях в процессе снижения давления в пласте, а также при нагнетании в него газа и воды. Освещается современное состояние в США вопроса расстановки скважин для месторождений с различным режимом работы. Книга рассчитана на инженеров нефтепромыслов, промысловых геологов, физиков нефтяного пласта, специалистов в области подземной гидравлики, научных работников нефтяных исследовательских институтов. Репринтное издание (оригинальное издание: М.Л.: Гостоптехиздат, 1953 г.).

ISBN 5939722938 © Институт компьютерных исследований, http://rcd.ru Маскет Морис ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Редактор И. М. Муравьев Ведущий редактор 77. Р. Ершов Технический редактор А. В. Трофимов Подписано в печать 02.02.04. Формат 84 х 108 дг Гарнитура Тайме. Печать офсетная. Бумага офсетная №1. Усл. печ. л. 35,22. Уч. изд. л. 35,71. Заказ № Институт компьютерных исследований, 426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1. Лицензия на издательскую деятельность ЛУ №084 от 03.04.00. http://rcd.ru Email: borisov@rcd.ru ГЛАВА ВВЕДЕНИЕ 1.1. Предмет книги. За всю историю развития нефтяной промышленности до 1 января 1950 г. во всем мире было добыто около 9 млрд. тонн нефти. Подсчитано, что мировые запасы нефти, возможные к извлечению на известных нефтяных месторождениях, составляют в настоящее время около 1,3 количества уже добытой нефти. За последнее десятилетие общие запасы нефти в мире возросли за счет открытия новых нефтеносных областей, однако рост потребления нефтепродуктов растет еще быстрее и поэтому вопрос о полноте извлечения нефти из недр стал основной задачей нефтяной технологии. Самые умеренные подсчеты, сделанные исследователями различных стран для выявления среднего количества нефти, которое остается в недрах нефтяных месторождений, достигших экономического предела эксплуатации и потому заброшенных, показывают, что объем остаточной нефти равен по крайней мере объему нефти, извлеченной на поверхность. Если разработка уже известных нефтяных месторождений в будущем будет протекать с таким же результатом, то после того, как все месторождения нефти в мире будут разработаны и заброшены, в них останется около 20 млрд. тонн нефти, рассеянных по всем пластам и горизонтам. Однако эта величина не включает тех неисчислимых миллионов тонн нефти, которые находятся в горизонтах, обнаруживших только «признаки» содержания нефти при разведке и исключенных из разработки, как не имеющих промышленной ценности. Дать аналитическое объяснение указанному явлению в настоящее время не представляется возможным. Однако неправильно будет сделать вывод, что существующие способы добычи нефти являются в основе своей расточительными и малоэффективными. Исследование и изучение физических основ, на которых покоится современная технология добычи нефти, дает понимание и объяснение характерным естественным явлениям, сопутствующим разработке нефтяных месторождений. Останется ли и в дальнейшем отношение количества остаточной нефти, недоступной к извлечению из недр, к количеству добываемой таким же вы Глава соким, что и ныне,— неизвестно. Анализ физических законов и факторов, влияющих на это соотношение, дает указание на путь, по которому оно может изменяться в благоприятную сторону в будущем. Следует ли рассматривать миллионы тонн остаточной нефти в недрах утерянными безвозвратно и невознаградимо? На этот вопрос в настоящее время нельзя получить ни положительного, ни отрицательного ответа. Тщательное изучение механизма течения жидкостей в нефтесодержащих породах в известной степени обеспечивает получение достаточно определенных данных о величине отбора, который можно успешно осуществить при извлечении остаточной нефти из недр, а также тех факторов, которые влияют на изменение этой величины. Следует уяснить, что явления, происходящие в каком-либо нефтяном подземном резервуаре (залежи), не имеют никакого практического значения до тех пор, пока месторождение нефти не поступит в разработку. Для этого геолог или геофизик должен раньше установить возможное местонахождение будущего нефтяного месторождения, бурильщик и специалист по глинистым растворам должны успешно пробурить скважины и вскрыть нефтяной горизонт, инженер-технолог по добыче нефти — преодолеть множество трудностей, связанных с извлечением нефти на поверхность, специалист-нефтепереработчик — переработать нефть на технические продукты, инженеры-транспортники — обеспечить эффективное распределение нефтепродуктов к месту их потребления и т. д. 1.2. Нефтяные подземные резервуары. Нефть 1 добывается из скважин, пробуренных на пористые горные породы, залегающие в недрах земли. Группа скважин, дренирующих подземное скопление нефти или нефтяную залежь и расположенных на определенной площади, ограничивающей сетку этих скважин, составляет нефтяной промысел. Объем горной породы, где скопилась нефть и откуда она извлекается на поверхность, носит название «нефтяного подземного резервуара». Благодаря тому, что коллекторы нефтяных резервуаров залегают глубоко под землей, заключенные в них жидкости подвержены повышенным давлениям и температуре, соответствующим глубине залегания пластов.

Термин «нефть» применяется для определения общего класса более тяжелых углеводородов, которые обычно представлены на дневной поверхности жидкой фазой и обладают темнозеленым или коричневым цветом. Практически следует сделать различие между так называемой «сырой» или «черной» нефтью, являющейся в пределах подземного резервуара также жидкостью, и «конденсатом», который при начальном пластовом давлении и температуре представлен в недрах паровой фазой, а на поверхности дает жидкость соломенно-желтого цвета или даже бесцветную Конденсатная нефть обычно добывается из так называемых дестиллатных месторождений или конденсатных подземных резервуаров.

Введение Значения пластовых давлений и температур ко времени вскрытия 1 залежи бурением являются важными физическими показателями, влияющими на состояние и свойства пластовых жидкостей. Пластовая температура связана с геотермическим градиентом и географическим местоположением месторождения. Среднее значение геотермического градиента составляет приблизительно 1° С при углублении от земной поверхности на каждые 33 м по отношению к средней годовой температуре в данной местности. Были обнаружены многочисленные отклонения пластовых температур в ту и другую сторону 2 по сравнению со значениями, которые были указаны заранее, исходя из средних величин геотермического градиента. Начальные пластовые давления обычно изменяются линейно с глубиной залегания подземного резервуара и находятся как бы в равновесии с гидростатическим напором столба воды соответствующей высоты. Пластовые давления изменяются с глубиной резервуара приблизительно на гидравлический градиент, составляющий от 9,7 до 12,4 ат на каждые 100 м глубины, в зависимости от солености и плотности эквивалентного столба воды данного пласта. Однако в природе нередко имеются отклонения от этого правила. Кое-где встречаются ненормально высокие или заниженные начальные пластовые давления по отношению к ожидаемым значениям гидростатических напоров 3. В настоящее время окончательно признано, что определение начальных пластовых давлений и температур должно производиться из фактических замеров в каждом нефтяном резервуаре в отдельности, а не на основании подсчетов и опытных поправок. Даже отклонения в величине пластовых параметров, которые получаются из проведенных замеров, могут иметь важное значение для последующего изучения поведения резервуара. Понятие «нефтяной резервуар» налагает условие, что рассматриваемая геологическая структура является нефтесодержащим коллектором, откуда нефть можно извлечь на поверхность.

Обычно считают, что температура нефтяного резервуара остается постоянной в течение всей эксплуатационной жизни месторождения. Пластовое же давление является переменной величиной, зависящей от степени истощения первоначального содержимого коллектора. Более точное соотно шение между давлением и содержанием жидкости в пласте характерно для каждого резервуара в отдельности и зависит от природы действующих сил в последнем. 2 Исключительно высокие температуры в пластах встречаются сравнительно редко, но ненормально низкие температуры встречаются чаще. 3 В скважинах на побережье Мексиканского залива наблюдалось много случаев ненормально высоких пластовых давлений. Завышенные пластовые давления наблюдались в зоне D- 7 месторождения Вентура Авеню, Калифорния, которая имела начальное пластовое давление 564,6 ат на глубине 2760 м. Резко заниженные давления в подземных резервуарах были встречены в Канзасе и в некоторых нефтяных месторождениях Западного Тексаса.

Глава Сама же нефтяная фаза не определяет в общем случае исключительного заполнения порового пространства коллектора углеводородной жидкостью. Все образцы нефтеносных коллекторов, извлеченные на поверхность до разработки месторождения и подвергнутые анализу, показали содержание некоторого количества воды в жидкости, полученной из керна, и, очевидно, присущей породе коллектора. Количество этой воды, обычно называемой «погребенной» или «связанной», составляет от 2 до 50% порового пространства нефтяных коллекторов. Погребенную воду можно рассматривать как связанную повсеместно с самой 2 нефтью. Кроме того, все продуктивные нефтяные подземные резервуары содержат в нефти газ в растворенном состоянии. Во многих резервуарах общее содержание газа превышает то количество, которое можно удержать в равновесном растворенном состоянии при начальном пластовом давлении и температуре;

излишнее количество газа обычно залегает над нефте3 насыщенной зоной пласта и образует «газовую шапку». Таким образом, общее содержимое нефтяного резервуара первоначально являет собой комплекс по крайней мере двух, а чаще всего трех фаз: нефти, воды и газа. Все эти три фазы должны рассматриваться как составные части одной и той же системы. Благодаря постоянному взаимодействию воды, нефти и газа в системе подземного резервуара и реакции их по отношению ко всякому поступлению аналогичных жидкостей извне создается присущая разрабатываемым нефтяным резервуарам комплексность. Изучение этого комплекса и его закономерностей составляет предмет науки о технологии нефтедобычи. 1.3. ваются нефти;

ляции Характеристика нефтеносных пород. Здесь не рассматригеохимические вопросы, относящиеся к происхождению не затрагивается также и проблема миграции и аккумунефти, продолжающая оставаться противоречивой. Рас В конденсатных подземных резервуарах углеводородное содержимое порового пространства первоначально находится, как правило, в паровой фазе, извлекаемой на дневную поверхность при эксплуатации в виде газа и жидкого нефтяного конденсата. 2 Когда скопления нефти заключены в естественных трещинах или кавернах, то, возможно, могут встретиться и исключения из этого правила. 3 При всех аналитических обработках физических явлений в нефтяном резервуаре принимается, что, за исключением переходной зоны между областью нефтенасыщения и газовой шапкой в пласте, не существует фазы свободного газа, первоначально распределенной в основной массе нефти, находящейся в разрабатываемой части резервуара. При условии полного термодинамического равновесия следует ожидать выделения и накопления свободного газа в виде непрерывной фазы. Повидимому, принятое допущение не имеет доказательства, могущего его опровергнуть. Существование «положительного» доказательства полноценности этого допущения остается под вопросом.

Введение смотрению подлежат песчаники, известняки и доломиты, которые образуют нефтеносные коллекторы — резервуары. Эти породы являются осадочными {. Они состоят из механических или химических отложений твердых материалов или просто из остатков животной или растительной жизни. Для того чтобы осадочные породы могли служить нефтяными коллекторами, они должны обладать промежутками между твердыми частицами или пустотами, где может скопиться нефть. Объем породы, который является свободным для вмещения в нее жидкости, определяется величиной ее пористости. Пористые осадочные породы представляют собой промежуточную стадию в комплексе последовательного цикла осадкообразования: отложение, окаменение, метаморфизм и выветривание или разрушение. За исключением несцементированных песков, которые образуют некоторые из подземных нефтяных резервуаров побережья Залива в США, Калифорнии, района озера Маракаибо в Западной Венецуэле и т. д., все остальные нефтяные коллекторы представлены сцементированными разностями, образовавшимися в процессе окаменения. Если только эти породы не подверглись преждевременному выветриванию, в конечном итоге они проходят полный метаморфизм и их не следует далее рассматривать как осадочные образования, ибо они полностью кристаллизуются и теряют свою пористость. В частности, сланцы превращаются в шифер, известняки — в мрамор, чистые песчаники становятся кварцитами, а мергели и глинистые песчаники превращаются в слоистые кристаллические сланцы и гнейсы. Породы, образующиеся в результате механического отложения, состоят из обломочных осадков и содержат гравий, песчаник, мергель, глину и т. д. Они представляют собой гранулярные скопления, состоящие из обломков эрозии более старых и более мощных горных пород. Глины и мергели, являющиеся осадочными отложениями из очень тонкого обломочного материала, не имеют промышленной ценности как нефтяные коллекторы, несмотря на то, что они часто насыщены нефтью и составляют около 80% всех осадочных горных пород земной коры. Объясняется это следующим: свежий ил и отложения глины могут обладать пористостью, достигающей 85%, а поверхностные глины часто имеют пористость в пределах 40—45%, но они весьма чувствительны к сжимающему действию залегающих сверху пород. В результате усадки эти материалы на значительных глубинах теряют большую часть своей пористости, а отсюда — свою эффективную емкость для удержания углеводородных жидкостей. Из опыта было найдено, что пористость глин уменьшается экспоненциально с глубиной залегания. Кроме того, Следует заметить, что все нефтесодержащие породы фактически являются осадочными, однако не все осадочные образования содержат нефть. Кроме того, только 5% всей литосферы представлено осадочными породами.

Глава благодаря очень малым размерам первоначальных зерен, образующих глины или мергели, промежуточные отверстия пор, оставшиеся после усадки от сжатия, настолько ничтожны, что если жидкости и останутся в порах, они будут иметь крайне малую подвижность. Вследствие этого жидкости из глин почти не текут в открытые стволы скважин. В противоположность глинам и мергелям пески, песчаники и песчанистые глины, отложившиеся под водой, состоят из значительно более крупных обломков или зерен;

кроме того, они слегка сжаты и уплотнены массой налегающей сверху воды. Так, типичный нефтеносный песок отложится под водой, сохранив пористость порядка 35—40%. Приложение уплотняющего давления уменьшит значение пористости весьма незначительно, порядка нескольких процентов, если только не превзойдено разрушающее напряжение песчаных зерен или цементирующего материала. Разница в пористости между песчаниками на больших глубинах и произвольно выбранной набивкой составляющих этот песчаник зерен песка, когда он извлечен на поверхность, всецело обязана присутствию цементирующего материала, например, гипса, кальцита, лимонита, гематита или кварца, отложившихся в первоначальных порах среды циркулирующими водами. Количество цементирующего вещества и связанное с ним уменьшение пористости будут зависеть в основном от геологической истории отложения. Песчаники составляют около 15% всех осадочных компонентов литосферы. Песчаники, которые образуют нефтяные подземные резервуары промышленной ценности, обычно имеют пористость в пределах от 10 до 35%. Практически все песчаники обладают плоскостями напластования (слоистостью). Последние являются следствием сортировки зернистого материала в процессе его переноса и отложения. Отложение обломочного материала в одном и том же направлении может привести к неоднородности транспортируемой массы горной породы в результате неодинаковой подъемной силы воды. Поэтому чередующиеся осадки обычно разделены между собой полосами глины, мергеля или слюдами. Помимо самого цементирующего или связывающего материала песчаники могут различаться между собой по количеству и природе твердого вещества, присутствующего в порах, образованных зернами песчаной структуры. Некоторые из мощных нефтеносных песчаниковых образований, например, пласт Вилькокс в Оклахоме или Вудбайн в Тексасе, представлены «чистыми песками», где поровое пространство в основном свободно от твердых цементирующих материалов. Однако в некоторых нефтедобывающих районах, например, в Калифорнии и Северо-западной Пенсильвании, большая часть нефтеносных коллекторов является в той или иной степени заиленной. В этих песках поровое пространство частично заполнено аргиллитами, илом, лигнитом или бентонитовым материалом. Присутствие Введение твердого вещества в порах не только снижает открытую пористость коллектора и его нефтеемкость, но и значительно ухудшает пропускную способность пористой среды для перемещения в ней жидкостей. Природные песчаники имеют более сложную структуру по сравнению с фиктивным грунтом, который обычно рассматривают как укладку шаров одинакового диаметра. Зерна неодинаковых размеров, из которых состоят песчаники, обычно удерживаются вместе агломератной массой из цементирующего вещества, состоящего обычно из тонкозернистых частичек. Междузерновое сводообразование приводит часто к местным высоким значениям общей пористости. Отклонение частиц от идеальной сферы одинакового размера дает обычно снижение пористости. Порода в целом содержит скорее непрерывно изменяющуюся размерность пор и форму частиц, но не резко оформленную геометрию. Среднее значение диаметра зерен, встречающихся в нефтеносных песчаниках, обычно лежит в пределах 0,005— 0,05 см, а исчисленный средний диаметр пор составляет величину порядка Vs указанных цифр. Известняки являются отложениями, выпавшими по всей вероятности из растворов. Эти растворы, хотя и не всегда, образовались из морских вод. Часто известняки представляют собой остатки органического вещества или же являются отложениями углекислого кальция, включающего морские организмы. Некоторые известковые породы состоят из «оолитовой» (ячейкообразной) массы округленных зерен;

иногда же соли углекислого кальция хранят в себе остатки раковин. Известковые породы составляют около 5% осадочных пород, находящихся в литосфере. Пористость многих известковых пород образовалась в процессе растворения. Такая «вторичная пористость» обычно создается на поверхностях эрозии, где порода подвергается выветриванию и размыву циркулирующими водами. «Первичная» пористость в известняках обязана их расчленению, разломам и трещинам карбонатной массы. Эта пористость образовалась в основном в результате напряжений, возникших в процессе геологических перемещений земной коры, и со временем увеличивается вследствие растворения известняков подземными водами. Когда в известковых породах кальций частично замещается магнием, образуются доломиты. В результате катионного замещения, если только оно произошло после процесса окаменения карбонатов, может образоваться кристаллическая усадка до 12%, что дает начало разломам и усадочным трещинам в доломитизированной породе. Движения земной коры также приводят к появлению трещиноватости в доломитах. Местная пористость доломитизации появилась, очевидно, в результате излишка растворения породы подземными водами, помимо осаждения твердого вещества из раствора.

Глава Оолитовые известняки имеют часто пористую структуру аналогично песчаникам. Однако пористость известняков, образованная пустотами растворения, трещинами и разломами, принадлежит совершенно к особому типу. Вследствие этого она может резко изменяться по своим местным признакам. В некоторых известняковых коллекторах поровое пространство состоит из каверн, образовавшихся после растворения извести в воде. В других случаях оно сосредоточивается в трещинах разлома или же в слоях породы, непосредственно примыкающих к трещинам. Основная масса известняка между трещинами разлома может иметь пористость 3—5%. В таких известняках «промежуточного» типа на основную межзерновую структуру порового пространства налагается независимая система пустот, трещин, разломов, полостей растворения, которая достаточно широко распространена и которая определяет собой основные физические свойства породы — пористость и пропускную способность для жидкости. Это обстоятельство следует запомнить при объяснении поведения известняковых подземных резервуаров. Большая часть нефтяных подземных резервуаров дает нефть из песчаников, известняков или доломитов. Остальные типы горных пород представляют собой промышленную ценность как коллекторы нефти только случайно. Так, например, месторождение Литтон Спрингс, Тексас, дает нефть из пористого и трещиноватого серпентина. В месторождении Панхендл, Тексас, нефть была найдена в размытом граните, базальном конгломерате, образованном благодаря выветриванию залегающего ниже гранитного фундамента. В месторождениях Флоренс, Колорадо, Солт-Крик, Уайоминг и Касмалия, Калифорния, небольшая добыча нефти была получена из трещиноватых глинистых сланцев. Основные изверженные породы образуют часть подземного нефтяного резервуара в месторождении Фэрбро, Мексика. В некоторых нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается из пористой окремнелой брекчии.

1.4. Границы нефтяных подземных резервуаров. Выше были рассмотрены типы отдельных текстур горных пород, входящих в состав нефтяных коллекторов и сообщающих им местную нефтеемкость. При этом подразумевалось, что перечисленные осадочные образования в известной степени обладают пропускной способностью для жидкости, т. е. проницаемостью. Вполне очевидно, что породы, которые образуют или могут образовать нефтяной подземный резервуар, должны обладать двумя показателями: пористостью и проницаемостью. Однако нефтяной резервуар является более широким понятием, чем горная порода, обладающая только свойством накопить и отдать содержащуюся в ней нефть. Нефтяной резервуар состоит из пористой и проницаемой породы, которая непременно содержит нефть. Чтобы иметь промышленную ценность, он должен содержать, разумеется, доста Введение точно большой запас извлекаемой нефти для оправдания затрат на бурение и эксплуатацию хотя бы одной скважины, из которой можно было бы получить нефть. Однако размер резервуара не является показателем, непосредственно связанным с описанием его как физической системы. Нефтяные подземные резервуары должны были быть когда-то вместилищем скопления нефти из первичных источников и обладать способностью удерживать и пропускать через себя жидкости. Они должны обладать также свойствами «ловушек», чтобы предохранить углеводородную жидкость, однажды поступившую в нефтяной коллектор или же в нем образовавшуюся, от исчезновения или улетучивания. В противном случае нефтяные коллекторы не сохранились бы как нефтяные резервуары. Стремление нефти уйти из коллектора обязано обычно выталкивающей силе, которая возникает в связи с гидростатическим давлением *. То же самое относится и к любой фазе свободного газа, который может находиться в подземном резервуаре вместе с нефтью и отделяться от последней, скапливаясь поверх зоны нефтенасыщения. Гравитационное разделение способствует вообще распределению нефти, воды, газа в резервуаре согласно их плотностям. Для предупреждения направленной вверх фильтрации углеводородных жидкостей из нефтеносного коллектора последний должен иметь защитную покрышку из совершенно непроницаемого материала, образующую верхний покров нефтяного резервуара. В принципе любая из горных пород, непосредственно связанная с нефтеносным коллектором, может служить его защитной покрышкой при условии, что по своей природе она является совершенно непроницаемой для движения жидкостей или же стала таковой вследствие особо сильной цементации или внутрипорового отложения осадков. Так, сильно сцементированные песчаники или же их полностью метаморфизованные аналоги — кварциты — служат в некоторых нефтяных месторождениях защитными покрытиями. Было найдено, что чистые известняки, пласты мела и песчанистые известняки служат защитными перекрытиями для нефтеносных коллекторов. Глины, глинистые сланцы и аргиллитовые породы, например, песчанистые глинистые сланцы или глинистые песчаники и мергели, образуют наиболее широко известные запечатывающие горизонты. Глины обладают пластичностью и могут следовать за движениями земной коры с минимальным количеством разломов и трещин. ТреВ нефтяных подземных резервуарах всегда существует естественное стремление нефти и свободного газа к расширению за пределы отграничивающего их объема по отношению к среднему пластовому давлению, которое удерживает их в сжатом состоянии и препятствует растворенному газу уйти из раствора. Однако это усилие направлено равномерно к внешнему контуру залежи и само по себе не дает начала фильтрации, направленной вверх.

Глава щины разлома в глинистых сланцах сравнительно редки, хотя в исключительном случае глинистые сланцы могут быть разбиты трещинами и служить нефтяными резервуарами. Следует отметить, что защитные покрышки для нефтяных подземных резервуаров обычно не являются полностью непроницаемыми барьерами для течения жидкости, да в этом и не встречается надобности. В большинстве своем защитные покрышки обычно представлены породами, имеющими очень тонкую зернистость и малый размер пор, заполненных водой. Проницаемость этих пород может быть очень низка по сравнению с промышленными продуктивными нефтяными коллекторами, но она отлична, строго говоря, от нуля *. Механизм, благодаря которому покрышки защищают залегающие в пластах нефть и газ от вертикальной фильтрации, объясняется сопротивлением течению в капилляре на разделе двух фаз, т. е. на контакте между нефтеносным коллектором и перекрывающей породой, насыщенной водой. Это сопротивление определяется «давлением вытеснения». Величина последнего рассчитывается из перепада давления, необходимого, чтобы заставить несмачивающую жидкость войти в пористую среду, насыщенную смачивающей ее жидкостью. Все породы, связанные с нефтяными подземными резервуарами, предпочтительнее смачиваются водой2. В таких породах нефть и газ являются несмачивающими жидкостями. Помимо влияния краевого угла, давление вытеснения прямо пропорционально поверхностному натяжению на разделе двух фаз — между смачивающей и несмачивающей жидкостью — и обратно пропорционально максимальному радиусу пор породы, содержащей смачивающую жидкость. Вследствие крайне малых радиусов пор эффективной защитной покрышки капиллярное давление в них, т. е. «давление вытеснения», может успешно препятствовать поступлению в эту покрышку нефти или газа. Как указывалось раньше, сила, стремящаяся создать такое поступление, в значительной мере обязана «пловучим» свойствам масс Резервуары, рассматриваемые в настоящем разделе, находятся в реальном равновесии с гидростатическим столбом, равным глубине залегания резервуара, и имеют давление, соответствующее этому гидростатическому напору. Если же давление в подземном резервуаре отклоняется от нормы в ту или иную сторону на десятки атмосфер, то нефтеносный коллектор должен быть запечатан со всех сторон породами, эффективная проницаемость которых равна нулю. Однако, если утечке нефти или газа в вертикальном направлении до ввода месторождения в эксплуатацию препятствует только давление вытеснения, то видимое отсутствие реального поступления воды в нижезалегающий нефтяной резервуар, после того как пластовое давление упало в нем вследствие отбора углеводородных: жидкостей, налагает условие весьма низкой проницаемости для жидкости в защитной покрышке. 2 Редким исключением из этого общего правила является, повидимому, песчаник Билькокс в месторождении Оклахома-Сиги.

Введение нефти и газа под гидростатическим давлением *. Порядок ее величины будет определяться произведением из мощности зоны, насыщенной нефтью или газом, умноженной на разность в плотностях между пластовой водой и углеводородной жидкостью. Лабораторные опыты показывают, что давления вытеснения в таких тонкозернистых породах, из которых сложены обычные перекрывающие защитные породы, превосходят силу «пловучести». Присутствующие в примыкающей сверху к нефтяному коллектору породе трещины могут иметь такое низкое значение «давления вытеснения», что последнее допустит непосредственное просачивание нефти и газа по трещинам. Однако гидрофильный материал стенок трещин может все же препятствовать широкому распространению нефти или газа в основную массу защитной покрышки. Если же последняя перекрыта в свою очередь другой, плотной, не имеющей трещин породой, то утечка нефти и газа через трещину может быть прекращена за исключением только потерянного объема жидкости, необходимого для пропитки самой трещины. Если нефтяной резервуар практически закрыт для массовой утечки из него жидкости, остается теоретическая возможность потери из него нефти и газа путем диффузии. Если нефтяная или газовая фаза находится в непосредственном контакте с другой жидкостью, возникает градиент концентрации по направлению от первой жидкости к последней, что поведет к молекулярному переносу в направлении низкой концентрации. Время, истекшее за геологические эпохи, прошедшие с образования нефтяной залежи, — миллионы лет — будет достаточным для активности таких процессов. Однако вследствие низкой растворимости нефти в воде крайне сомнительно, чтобы диффузия нефти подействовала в такой степени, что произошло бы заметное истощение естественного нефтяного резервуара. Все же нельзя обойти молчанием диффузию газа через насыщенные водою пористые горизонты. Явным подтверждением происходящей диффузии являются результаты научно обоснованных геохимических методов разведки на нефть, при которых определяется просачивание углеводородов через всю налегающую толщу пород до дневной поверхности. Не злоупотребляя оценкой этого вида доказательств, следует заметить, что во многих нефтяных месторождениях была встречена нефть, в значительной степени недонасыщенная газом 2. Такие наблюдения косвенно указывают на Капиллярные силы на разделе двух фаз — воды и нефти — уравновешивают силу «пловучести» в пределах самой зоны нефтенасыщения. Тем не менее эта сила пловучести воздействует на залегающую поверх нефтяного коллектора защитную среду, если последняя полностью насыщена водой. 2 Во многих нефтяных месторождениях штата Канзас с нефтью добывается так мало газа, что добытую нефть рассматривают как совершенно «мертвую». В месторождении Смите Миллс, Кентукки, анализ образцов нефти, взятых с забоя скважины, показал, что содержание растворенного газа в них составляет 0,4 м3/т, хотя давление при взятии образцов было 58 ат.

Глава потерю первоначально содержавшегося в нефти газа путем диффузии. Однако они не могут явно подтвердить принятой гипотезы о существовании диффузии, пока не известно, был ли подземный резервуар полностью насыщен газом ко времени первоначального нефтенакопления и что в период, последующий за накоплением, резервуар не подвергся более глубокому захоронению. Во многих подземных резервуарах были встречены скопления свободного газа, залегавшие над зоной нефтенасыщения к моменту ее вскрытия. В таких резервуарах потери от диффузии должны были, очевидно, иметь весьма ограниченное значение. Вполне понятно, что, пока не будут собраны более полные сведения по этому вопросу, можно рассматривать потерю газа из резервуара путем направленной вверх диффузии как определенно возможную в целом и, быть может, вероятную в отдельных случаях. Однако с точки зрения поведения резервуара в процессе разработки не имеет большого значения, какое количество газа было утеряно из него со времени образования нефтяной залежи. Для интерпретации и проектирования будущего режима работы резервуара достаточно знать содержание в нем свободного и растворенного газа ко времени открытия месторождения и при его эксплуатации.

1.5. Классификация нефтяных резервуаров по структурному признаку. Классификация нефтяных резервуаров является весьма произвольной. До сих пор нет единой системы, которая могла бы соединить все воззрения, относящиеся к процессу их разработки, окончательному физическому состоянию и поведению в процессе разработки. Главной целью настоящей работы является обеспечить знание основ — физических принципов и методов для интерпретации и проектирования будущего поведения резервуара по геолого-промысловым данным. Разнообразие возможных условий образования нефтяных резервуаров и структур служит основой для следующей их классификации: а) резервуары, закрытые местной деформацией слоев;

б) резервуары, закрытые породами с изменившейся проницаемостью;

в) резервуары, закрытые комплексом из складчатости, при отсутствии соответствующей проницаемости;

г) резервуары, закрытые комплексом из сбросов, при отсутствии соответствующей проницаемости. Наиболее обычный тип структур подземного нефтяного резервуара относится к подклассу «а», где местная деформация представлена простым складкообразованием в замкнутые антиклинали или купола. Резервуары, которые образованы изменившейся проницаемостью породы, встречаются в большом разнообразии форм. Они составляют класс так называемых «стратиграфических» Введение залежей нефти, получивших широкую известность за последние годы. В природе встречаются нефтяные месторождения, приуроченные в целом к куполовидным поднятиям, но сам подземный резервуар представлен в них отдельными песчаными линзами. В известковых отложениях встречаются иногда линзообразные или шнурковые залежи нефти. Очень редкое явление представляют собой подземные нефтяные резервуары в проницаемых участках интрузий изверженных пород. Следует заметить, что в изверженных породах насчитывается ограниченное число нефтяных резервуаров, но в глинистых сланцах встречаются иногда трещины и пустоты, заполненные нефтью, а в известковых резервуарах это явление имеет место довольно часто. Подземные резервуары типа стратиграфических залежей часто изолированы перекрышей из относительно непроницаемых пород, запечатывающих со всех сторон нефтеносный горизонт. В некоторых случаях нефтяной пласт изолирован и закрыт битумом или иными высоковязкими углеводородами, залегающими в том же пласте. Стратиграфические залежи, являющиеся нефтяными подземными резервуарами, могут иметь и иную геометрическую форму. Ряд нефтяных месторождений характеризуется комбинацией различных типов запечатывания нефтяных пластов. Следует заметить, что группа эксплуатационных скважин, размещенная на площади нефтяного промысла, свидетельствует об очевидном наличии под этой площадью нефтяного резервуара. Однако последний может явиться только одним из серии отдельных резервуаров, расположенных на различных глубинах от поверхности в пределах той же промысловой площади. Так, например, в Восточной Венецуэле расположено месторождение Официна, занимающее площадь 4280 га и имеющее около 85 отдельных эксплуатационных нефтяных и газовых резервуаров, большинство которых залегает на глубине от 1200 до 1850 м. Вблизи Восточной Гуаты на промысловой площади в 560 га имеются 40 отдельных стратиграфических горизонтов и резервуаров, залегающих на глубине 1270—2100 м. Отсюда следует сделать вывод, что при рассмотрении многопластового месторождения, состоящего из нескольких подземных резервуаров, режим эксплуатации и процесс разработки должен быть связан с каждым резервуаром в отдельности. Подземные нефтяные резервуары являются отдельными нефтяными коллекторами, между собой не связанными, хотя их и можно соединить стволом скважины при совместной разработке нескольких горизонтов для общего отбора нефти на поверхность. Эту раздельность нефтяных резервуаров могут создать слои глин или иных непродуктивных отложений, которые в основном не проницаемы к перемещению жидкости в большом масштабе по вертикали. Однако различные на первый взгляд резервуары часто Глава окаймляются общими или сливающимися вместе водоносными горизонтами. По существу это положение способствует взаимодействию, если только не прямой связи, между отдельными нефтяными резервуарами. Все же для практических целей такие резервуары следует рассматривать как совершенно раздельные, особенно когда порода коллекторов и содержащаяся в них жидкость различны между собой.

1.6. Технология добычи нефти из подземного резервуара. Область, рассматриваемая в настоящей работе, относится в нефтепромысловом деле к так называемой «технологии добычи нефти», хотя все дальнейшее рассмотрение материала ведется в основном с физической точки зрения. Конечной целью развития науки о технологии добычи нефти является получение максимальной эффективности при эксплуатации нефтяных месторождений. Это означает получение максимальной нефтеотдачи при минимальных затратах. Рассмотрение экономических факторов при изучении «физических основ» может показаться ненужным. Однако следует признать, что «физические основы» будут пользоваться очень скромным вниманием со стороны нефтяной промышленности, если только их нельзя будет приложить к реальному нефтяному резервуару, имеющему промышленную ценность. Даже самая малая претензия на реальность уже накладывает условие, что количественные показатели, взятые к рассмотрению, должны находиться в пределах физической действительности и практического значения. Для многих прикладных задач нет надобности уточнять абсолютные величины принятых значений, а можно использовать их соотношения и безразмерные параметры. Существуют два основных направления в науке о технологии добычи нефти из подземного резервуара, связанные с поставленной выше целевой задачей. Одно состоит в изучении таких параметров и характеристик нефтяных резервуаров и их поведения, которые непосредственно относятся к рассматриваемому резервуару, и тех основных физических процессов, которые в нем могут происходить. Эти параметры находятся вне контроля промыслового инженера. Тем не менее их следует знать и, насколько это возможно, хорошо понимать, чтобы заранее определить, каково будет поведение резервуара в последующем. В эти параметры входят общая геометрия структуры резервуара, его физические размеры, начальное содержание в нем жидкостей и их распределение, пористость и проницаемость породы коллектора, соотношение насыщения и проницаемости, состав нефти, природа газа в растворе, пластовая температура, начальное пластовое давление, давление насыщения нефти газом, характеристика подстилающих водоносных горизонтов,.если таковые существуют, а также постоянство или изменчивость продуктивного горизонта в пределах подземного резервуара. Все эти параметры определяют собой начальные условия и свойства, Введение характеризующие рассматриваемый резервуар. Значения их необходимо установить с возможно большей точностью. Можно рассматривать эти данные как благоприятные или неблагоприятные, но на них следует смотреть только как яа природные. Указанные свойства резервуара определяют его потенциальные возможности как нефтеносной системы. Однако перед промысловым технологом стоят еще большие задачи по созданию программы разработки залежи. Эта прс;

рамма включает: количество скважин и их размещение, способ вскрытия нефтяного пласта, установление величины отбора отдельно для каждой скважины и для всего резервуара в целом и т. д. После того, как в самом начале разработки была установлена предварительная программа работ, объектом контроля со стороны технолога являются изменения, вносимые в эту программу в зависимости от работы нефтяного промысла в целом. Необходимость закачки воды или газа в пласт и осуществление этих работ по поддержанию давления выявляются и проектируются, исходя из данных о подземном резервуаре и промысловых наблюдений. Целесообразность обратной закачки газа в конденсатном месторождении зависит также от решения технолога. Повидимому, в настоящее время можно намечать и проводить разработку большинства нефтяных резервуаров, не прибегая к вторичным методам добычи нефти. Однако существует большое количество истощенных резервуаров, которые, были недостаточно разработаны, где можно эффективно применить вторичную эксплуатацию. Чтобы добиться высокой эффективности при проведении последних работ, требуется их выполнение на основе технически разработанных проектов. Отсюда следует, что для практического приложения технологии добычи нефти имеется большое поле деятельности, если даже основные характеристики резервуара нам известны заранее. Так как эти «начальные условия» изменяются в очень широких пределах, то приложение физических основ поведения резервуара нельзя выразить общим процедурным правилом, которое следует безоговорочно относить к любому резервуару. Обязанность промысловика-технолога заключается в оценке большого количества отдельных факторов, характеризующих рассматриваемый резервуар, и в определении их объединенного влияния на изменение работы резервуара. Практика разработки, испытанная в одном месторождении и использованная в другом, может привести к совершенно неоправданным действиям, несмотря на внешнюю схожесть месторождений. Нефтяные подземные резервуары являются объектом индивидуального изучения и анализа, на основе которого их следует разрабатывать и эксплуатировать, чтобы получить максимальную отдачу, связанную с их индивидуальными физическими свойствами.

ГЛАВА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ПОВЕДЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ При рассмотрении динамики нефтедобычи вполне достаточно принимать пластовые жидкости простыми однородными газами или жидкостями. Однако более глубокое рассмотрение вопросов технологии нефтедобычи требует и более тщательного изучения термодинамических свойств этих жидкостей. Так, например, соотношение объем — давление для газовой и жидкой фазы необходимо учитывать при подсчете начальных запасов нефти обычного подземного нефтяного резервуара и при проектировании последующих процессов ее извлечения. Для ясного представления о работе конденсатных месторождений, которые встречаются все чаще с ростом глубин бурения, надо обязательно знать условия физического равновесия в поведении углеводородных систем. В настоящей главе рассматриваются физические свойства нефти и газа как статических углеводородных систем в термодинамическом равновесии вне связи с течением их в пористом резервуаре к эксплуатационным скважинам. К сожалению, это рассмотрение будет в значительной своей части эмпирическим. Последнее обстоятельство вытекает из большой сложности проблемы и отсутствия единой теоретической сопоставимости между свойствами различных смесей углеводородов. Хотя здесь дается развернутый обзор опытных наблюдений над системами углеводородов, приводимые данные не следует рассматривать как справочник. Большая часть их обладает чисто иллюстративным значением и не может иметь непосредственного практического филожения к вопросам добычи нефти. Но так как предмет настоящего исследования так или иначе связан со смесями нефтяных углеводородов, — следует разобраться в их физико-химических свойствах, хотя при современном уровне науки о технологии нефтедобычи вполне достаточно охарактеризовать фазы содержимого нефтяных пластов общими параметрами и эмпирически установленными зависимостями. 2.1. Однокомпонентные системы. Так как в дальнейшем речь идет в основном о физическом взаимодействии и преобразованиях, происходящих между газовой и жидкой фазами нефтяных Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей углеводородных систем, уместно ограничиться рассмотрением обычных рядов углеводородов. Это будут парафины или цепи предельных углеводородов состава СпН2П + 2;

нафтены или предельные циклические углеводороды состава СлН2«;

олефины или цепи непредельных углеводородов также состава СлН^п;

ароматические или бензольные, состоящие из непредельных циклических углеводородов СПНП« Остальные составляющие могут быть представлены: полиметиленом (СпН2п)х, ацетиленом (С л Н2п-2);

терпенами СлНгп—4 и т. д. Природный газ, связанный с нефтью, в основном состоит из первых шести членов парафинового ряда. Кроме того, в нем могут присутствовать небольшие количества серосодержащих компонентов, обычно сероводорода, встречающегося в ряде районов, водяных паров и как сравнительно редкое явление — большие концентрации углекислоты или азота. Низкомолекулярные летучие углеводороды остальных рядов являются относительно нестойкими, а высокомолекулярные компоненты имеют настолько малую упругость паров, что очень трудно обнаружить присутствие их в газовой фазе. Низкомолекулярные углеводороды парафинового ряда обычно представлены метаном СН 4, этаном С 2 Н 6, пропаном С3Н8> бутаном С4Ню, пентаном С5Н12, гексаном C 6 Hi 4, гептаном C 7 Hi 6 и т. д. Так как перечисленные углеводороды преобладают в газовой фазе, то большая часть термодинамических исследований, связанных с фазовыми изменениями, была проделана с парафиновым рядом. Отсюда весь графический материал в настоящем изложении относится к парафиновым углеводородам. Остальные ряды углеводородов рассматриваются находящимися в «тяжелой фракции» жидкой фазы К Основные эмпирические данные в области термодинамического поведения нефтяных углеводородов показывают, что они подобно всем индивидуальным веществам меняют свой объем в соответствующих интервалах температуры и давления примерно в соответствии с графиками, приведенными на фиг. L Как видно из приведенных кривых, если сохранять температуру опыта постоянной, то объем углеводородной смеси сначала быстро уменьшается с повышением давления, затем резко падает без прироста давления для температур ниже 32,28° С и, наконец, очень медленно снижается, если возобновить повышение давления. Эти три отрезка кривых поочередно соответствуют газовой фазе, двухфазной газо-жидкостной области и жидкой фазе. Граничные точки, оазделяющие эти области, располагаются на пунктирной кривой. Отрезок кривой вправо от максимума отделяет газовую и двухфазную области и носит название кривой точки конденсации. Когда давление и объем пластовой жидкости лежат на этой кривой, она соответствует газу в состоянии насыСырая нефть обычно состоит из чистых углеводородов, небольших концентраций кислорода, азота, серосодержащих компонентов и неорганических солей, загрязняющих нефть.

Глава щения. Попытка увеличить давление насыщенного газа уменьшением объема приведет к конденсации и выпадению влаги. При дальнейшем уменьшении объема, что происходит без всякого прироста давления, конденсация будет возрастать, пока не исчезнет вся газовая фаза. Точка перехода всей системы в жидкость будет соответствовать «точке парообразования». Кривая, проведенная через различные точки парообразования, представляет собой изменение состояния «насыщенной жидкости». Крутой подъем отрезка изотермы для жидкости отражает, повидимому, малую сжимаемость жидкой фазы.

*.

60Л I jО >ff 3, 7,0 tQJ Удельный tVQ 17,5 UJ fo Z%5 28,03f,5 35%u / Фиг. 1. Изотермы для этана (температура в °С).

Следует заметить, что прямолинейные отрезки изотермы, соответствующие двухфазной области, уменьшаются в длину с повышением температуры. Это означает, что с ростом температуры объем насыщающего газа уменьшается, в то время как объем насыщенной жидкости возрастает. Наконец, прямолинейный отрезок исчезает, и изотерма только в точке максимума на пунктирной кривой, где сливаются точки конденсации и парообразования, имеет касательную, параллельную оси абсцисс. Эта точка называется «критической точкой» системы, а соответствующая ей температура изотермы — «критической температурой». Последняя является наивысшей температурой, при которой может существовать двухфазная область. Соответствующие критической температуре давление и объем носят название «критического давления» и «критического объема». Принятые определения и характеристика соответствующих изотерм ясно показывают, что для температур выше критической пластовая жидкость будет существовать в единой фазе во всем интервале объемов и давлений. Является ли эта фаза газовой или жидкой — несущественно, Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей хотя условно и принято считать ее газовой, если объем фазы превосходит критический, и жидкой, если объем ее меньше критического. Следует заметить, что в критической точке свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, и поверхность раздела между ними исчезает. Действительно, увеличивая при постоянном объеме температуру жидкой фазы сверх критической, а затем, дав объему расшириться и сбросив температуру до первоначального значения, как это показано стрелками ABCD на фиг. 1, можно заверvu шить процесс в газовой > фазе, не получая заметного разрыва при фазовом изменении. Взаимная связь различных изотерм может быть заменена нанесением на график исходных данных в виде изобар, т. е. кривых постоянного давления. Такая диаграмхма для этана приведена на фиг. 2. Физический смысл этих кривых будет очевиден, если представить себе вещество заключенным в сосуд, закрытый движущимся поршнем, подверженным постоянному давлению. Тогда кривые температура^ °С на фиг. 2 покажут, что Фиг. 2. Изобары для этана. случится с объемом системы для этана, т. е. для положения поршня, по мере изменения температуры в сосуде. Так, для давлений сверх критического, например 55,5 ат, объем системы непрерывно возрастает с одновременным ростом температуры. Хотя небольшой наклон кривых при низких температурах наводит на мысль о связи с жидкой фазой, а быстрое увеличение объема с ростом температуры соответствует наличию газовой фазы, все же этан является однофазной жидкостью на всем температурном интервале. При давлениях ниже критического наклоны кривых не являются уже сплошь непрерывными. Так, например, при давлении 44,2 ат объем этана медленно возрастает с увеличением температуры, когда последняя относительно мала. Это типично для поведения жидкой фазы, и, действительно, этан в этой области является жидкостью. При температуре 27,8° С объем этана можно увеличить более чем Глава в два раза оез всякого изменения температуры или давления. Объяснение этому явлению, разумеется, следует искать в испарении жидкой фазы. После того как испарение закончится, рост температуры системы можно возобновить, и он будет сопровождаться быстрым увеличением объема, характерным для газовой фазы, в которую испарилась жидкость. Как и на фиг. 1, кривые фиг. 2, проходящие через точки разрыва непрерывности, будут представлять собой кривые точек конденсации и парообразования и относиться соответственно к насыщенному пару и насыщенной жидкости. В табл. 1 приведены значения критических постоянных для парафиновых углеводородов. Эти константы, быть может> представляют собой наиболее характерные параметры, определяющие термодинамические свойства однокомпонентных систем.

Таблица 1 Критические постоянные для парафиновых углеводородов Составляющая Молеку- Критическая Критическое Критичелярный давление, ский гобъем, темпеати вес дм \кг ратура, °С 16,01 30,07 44,09 58,12 58,12 72,15 72,15 86,17 100,20 114,22 -82,4 32,2 96,8 153,1 134 197, 187,7 234,7 Метан СН 4 Этан С 2 Н 6 Пропан С 3 Н 8 я-Бутан С4Ню Изобутан С 4 Н 1 0 и-Пентан С 5 Н 1 ? Изопентан С 5 Н 1 2 я-Гексан С 6 Н 1 4 я-Гептан С 7 Н 1 б «-Октан С 8 Н 1 46,75 49,2 42,8 36,7 37,6 33,6 33, 30, 259, 27,5 25, 6,16 4,93 4,42 4,44 4,27 4,31 4,27 4,27 4,14 4, Табл. 1 показывает, что с увеличением молекулярного веса углеводорода критическая температура возрастает, а критический объем падает (за исключением C 8 Hi 8 ), критическое же давление максимально для С 2 Н 6. Для высокомолекулярных членов парафинового ряда это значение гораздо меньше и для октана падает почти до половинного значения. 2.2. Коэффициенты сжимаемости чистых углеводородных газов. Режим PVT даже однокомпонентной системы, т. е. для индивидуальных чистых углеводородов, следует рассматривать с количественной стороны как экспериментальную задачу. До сих пор еще не получено уравнений, которые воспроизвели бы количественно полученные опытным путем данные на полном интерзале физических переменных. Даже в отдельности для газовой или жидкой фазы аналитические уравнения, относящиеся к различным углеводородам, не имеют простой физической взаимосвязи. Несмотря на это, полезно сравнить фактическое поведение углеводородов при фазовых изменениях с так называемыми Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей «идеальными» системами. Для идеальных состояния может быть написано в виде газов уравнение, а) где v — объем я а единицу веса, т. е. удельный объем;

р — абсолютное давление;

Т — абсолютная температура;

М — молекулярный вес;

R — газовая константа на моль. Уравнение (1) выражает известные законы газового состояния, которые были открыты опытным '.путем при изучении фактического поведения газов в интервале умеренных давлений и температур. Из кинетической теории газов известию, что уравнение (1) описывает поведение газа, состоящего из отдельных молекул, не имеющих между собой взаимодействия, кроме случаев столкновения. Отсюда реальный газ более всего приближается '«к идеальной системе при низких давлениях и больших молярных объемах. Это можно подтвердить заранее тем фактом, что гиперболическое изменение изотерм, требуемое уравнением (1), фактически выполняется ближе всего при низких давлениях. Отклонение истинного поведения системы от сформулированного уравнением (1) удобнее всего получить, нанося на график величину, обычно именуемую «коэффициентом сжимаемости» 1 или «коэффициентам отклонения» для газа, а именно:

как функцию от р и Т. Если уравнение (1) строго выдерживается, то Z должно равняться единице для всех значений р и Т.. На фиг. 3 приведен типовой график значений Z для р — изотерм этана. Видно, что значение Z уменьшается от единицы при низких давлениях до минимума, а затем почти линейно возрастает при более высоких давлениях. Приближение кривых к значению ординаты — единица, при исчезающе малых давлениях — означает, что состояние газа близко к идеальному. Отклонение от идеального поведения (Z = 1) с повышением давления быстрее •происходит с понижением температуры. Для температур ниже критической графические зависимости круто обрываются по кривой точке конденсации и опускаются вертикально через область конденсации жидкости, пока не будет встречена кривая точек: парообразования. Разумеется, в этой области свойства всей системы так далеки от поведения идеального газа, что 'принимать идеальную систему за эталон будет весьма искусственно. Однако ввиду того, что поведение системы, характеризующееся разрывом В некоторых сверхсжимаемости».

случаях Z носит еще наименование «коэффициента Глава непрерывности, плаено переходит,к непрерывным кривым, как только будет превзойдена.критическая температура, оно удовлетворяет всему интервалу характеристик рассматриваемой углеводородной системы. Переходные кривые двухфазных вертикальных отрезков, когда давление в системе становится выше упругости пара, соответствуют жидкой фазе. Они так повторяют собой кривые при давлениях и темпер ату pax выше критической точки, что достаточно четко характеризуют разрыв между Давление, am Фиг. 3. Коэффициенты сжимаемости Z для этана. Пунктирная кривая показывает состояние насыщенного газа и насыщенной жидкости (температура в °С).

жидкой и газовой фазами в области над критическим давлением и температурой. Для темиератур выше критической кривые Z являются сплошь непрерывными. Однако начальное быст.рое падение кривой до минимума, а затем равномерный медленный И приближающийся к линейному подъем продолжается до тех пор, пока температуры не отойдут далеко от критического значения. Если температуры будут и далее нарастать, то кривые выполаживаются и показывают меньшее отклонение от идеального состояния. Наконец, характер отклонения примет обратное значение, и кривые лягут полностью поверх линии, соответствующей единичному значению Z. Это положение не показано на фиг. 3 и будет рассмотрено далее *.

Увеличение коэффициента отклонения сверх единицы при высоких температурах и пересечение изотерм при высоких давлениях даны на общей диаграмме (фиг. 20).

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей 2.3. Физическая природа коэффициентов сжимаемости. Уравнение Ван-дер-Ваальса. Падение кривых Z ниже единичного значения ординат с первоначальным ростом давления при умеренных температурах имеет весьма простое физическое объяснение, а именно — относительно длинный интервал сил притяжения между молекулами газа. Эти «силы Ван-дер-Ваальса» стремятся сжать объем, занятый скоплением молекул при данном давлении ниже величины объема, соответствующего идеальному лазу, в котором молекулы не влияют друг на друга. Таким образом, v в уравнении 2.2 (2) меньше идеального значения из уравнения 2.2 (1), a Z меньше единицы. В этом смысле Z представляет отношение реального объема газа к объему того же числа молей идеального газа при одинаковых давлении и температуре. Иначе говоря, если принять объем за постоянную величину, можно представить, что силы притяжения Ван-дер-Ваальса уменьшают внешнее давление, оказываемое на скопление молекул, составляющих газ. Тогда Z дает отношение давления реального газа к давлению идеального с тем же объемом, температурой и молекулярным весом. Значения Z меньше единицы опять выражают собой действие межмолекулярных сил притяжения, которые теряют свое значение по мере увеличения расстояния между молекулами. Поэтому следует ожидать, что отклонение Z от единицы будет уменьшаться с понижением давления или ростом температуры, что и наблюдается в действительности. Когда углеводороды конденсируются до такой степени, что приближаются к несжимаемым жидкостям, можно считать v из уравнения 2.2 (2) приближенно постоянной величиной, Z же увеличивается линейно с р. Такс© тип фазового изменения согласно полученным кривым на фиг. 3 при высоких давлениях. Исходя из наличия межмолекулярных сил, видно, что это поведение отражает условие, при котором межмолекулярные расстояния настолько уменьшились, что взаимно отталкивающие силы оказывают чрезвычайное сопротивление дальнейшему уменьшению объема. Ван-дгр-Ваальс учел эти межмолекулярные силы, предложив заменить уравнение состояния 2.2 (1) идеального газа выражением (1) где а и Ь — постоянные, характеризующие молекулярные свойства индивидуальных газов. Символ а — это мера межмолекулярных сил притяжения;

Ъ представляет межмолекулярные силы отталкивания, являясь (мерой реального молекулярного объема. Путем подробного анализа условий уравнения (1) можно показать, что Ь должно равняться Уз критического объема для парафиновых углеводородов. Уравнение (1) приводит к ряду интересных выводов, среди Глава которых имеются различные зависимости между постоянными а и Ьу а также критическими постоянными. В частности, оно налагает условие, что выражение JRTC/Mpcvc, где нижний индекс с указывает на критическое состояние, должно представлять вели8 чину /з. Это условие хорошо удовлетворяется для многих газов, если заменить vc через 3 Ь: для парафиновых углеводородов точность составляет около 3%. По всей вероятности уравнение (1) особенно интересно тем, что оно допускает толкование явления конденсации жидкости, а также перехода из газовой фазы в жидкую по мере сжатия газа. Tax, при низких давлениях и больших объемах уравнение (1) приводит по существу к уравнению 2.2 (1) и дает гиперболическую изотерму р — v для идеального газа. При высоких давлениях, когда v становится очень малым и приближается а < величине Ъ, член — к U в конечном счете уменьшается по срав нению с р так, что изотерма р—v вновь принимает гиперболический вид, но с вертикальной асимптотой v = b вместо v = 0. Это, конечно, соответствует жидкой фазе. Более того, переход между этими крайними типами изменения происходит непрерывно согласно кубическому уравнению. Реальные максимумы и минимумы в изотермах ниже критической точки не имеют реальной физической основы, но они дают приближение к истинному поведению, имеющему большой интерес с точки зрения физики. Практически, основываясь на выводах уравнения 2.3(1) и соблюдая необходимую осторожность, можно проникнуть мимо нормальных точек конденсации и парообразования на некоторое расстояние в нормальную двухфазную область, не создавая второй фазы. Кроме того, согласно выводам уравнения 2.3(1) даже эта неустойчивая область перехода исчезает из графического изображения уравнения 2.3 (1) при критической температуре со значением Тс — 8/27 X а M/Rb. Для температур, превышающих критическую, уравнение 2.3 (1) дает монотонные, а также непрерывные изотермы р—vr аналогичные наблюдаемым экспериментально. Необходимо подчеркнуть, что уравнение Ван-дер-Ваальса не может быть использовано для численного описания поведения чистых парафиновых •углеводородов. Тем не менее нет другого уравнения, которое можно было бы сравнить с уравнением Ван-дер-Ваальса в отношении охвата различных характерных особенностей перманентных газов или простоты физического объяснения. Это подтверждается тем, что уравнение Битти-Бриджмена, которое дает наиболее точное описание соотношения р — v — Т чистых газов, й \ Mv Аа (.

ал Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей имеет пять эмпирических постоянных Фактически только очень недавно была разработана удовлетворительная кинетическая теория механизма, объясняющая процесс конденсации жидкости. Из кривых р — v — Т легче всего получить коэффициенты теплового расширения или изотермического сжатия. Интересно отметить, что кривые Z указывают 'направление отклонения этих коэффициентов от соответствующих значений для идеального газа. Из определения Z согласно уравнению 2.2(2) имеем для коэффициента теплового расширения Значение последнего у идеального газа 1/Г, но Z > 0. Отсюда знак при -г- определяет, является ли коэффициент теплового расширения больше или меньше соответствующего коэффициента для идеального газа. Основываясь на этом критерии, 'получаем (фиг. 3), что в подлинно газовой фазе и ниже критической температуры коэффициенты теплового расширения реальных газов, превышают соответствующие значения идеального газа. Это справедливо также и при температурах значительно выше критической, а также для умеренных давлений. В подлинно жидкой фазе при температурах ниже критической изотермы Z в конце концов пересекаются, а т= при увеличении давления за пределы критического становится отрицательной величиной. Тогда коэффициенты теплового расширения падают до очень низких значений, обычно связанных с нормальными жидкостями. Аналогичное поведение получается при высоких давлениях и температурах выше критической. Коэффициент изотермической сжимаемости, исходя из уравнения (3), имеет следующий вид:

~ dZ и v L dv dp ~~ p JL Z dp ' Из фиг. 3 видно, что коэффициенты сжимаемости реальных газов превышают соответствующие коэффициенты идеального газа, так как т~<С 0 в подлинно газовой фазе. Это свойство сохраняется и для температур, превышающих критическую, вплоть до точки Бойля — давления, при котором Z минимально.

, тт г ' ор ^ г „ 6Z Для давления выше точки Боиля j ~ положительно, и сжимаемость падает ниже соответствующей величины у идеального газа. В подлинно жидкой фазе и особенно для температур значения 1/р выше критической член (1/Z) ^- следует ожидать, значительно с очень малым остатком. Как и возрастает до коЛ Глава Температура. С Фиг, 4. Изменение сжимаемости к для чистых углеводородов при давлении 170 am в зависимости от температуры.

Ф I нечная сжимаемость имеет тот же порядок величин, что у ноэф* фициентов, связанных обычно с нормальными жидкостями. На фиг. 4 нанесены кривые сжимаемости углеводородов от этана до я-пентана при давлении 170 ат. На фиг. 5 нач несены кривые зависимости упругости пара парафиновых углеводоi родов, т. е. давления точки конденсации или парообразования, от температуры. ;

• Граничная кривая (штрих) дает критические точки для этих углеводородов. Аналитически представленные данные могут быть описаны приближенно уравнением Клапейрона, а именно:

"73JI 0 37,8 S3r3 Щ8 Температура, °0 Фиг. 5. Кривые упругости пара для парафиновых углеводородов.

(5) Они часто изображаются в специальна Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей подобранных масштабах (диаграмма Кокса) так, чтобы получить сходящиеся прямые линии для всех углеводородов. 2.4. Двухкомпонентные системы. Практически двухкомпонеытные или бинарные углеводородные системы представляют тот же интерес, что и од покомпонентные. Нефть и связанные с нею газы являются смесью многих индивидуальных углеводородов. Более подробное рассмотрение свойств бинарных систем весьма поучительно, так как в этих простых смесях можно встретить практически все новые свойства сложных углеводородных жидкостей. Прежде чем приступить к количественному рассмотрению физических или термодинамических свойств бинарной системы, необходимо уточнить состав смеси. Это относится не только к определению каждого из двух углеводородных компонентов, но и к относитель- 35 ному количеству каждого в сложной системе. Последнее можно выразить либо в весовых, либо в мольных концентрациях. Мольную концентраб5 Ц0 19,5 26,0 31,5 Удельный. о&ъем дну «г цию каждого компонента можно представить Фиг. 6. Зависимость „объем—давление* для как отношение числа смеси н-пентана и я-гептана, содержащей молей данного компо52,4% по весу н-гептана. нента к общему числу 1 — кривая точки парообразования;

2 — кривая точки конденсации;

3 — критическая точка. молей всей системы *. Одной из важных характеристик бинарных систем является изменение их термот динамических свойств в зависимости от состава. Однако при изучении влияния основных переменных — давления и температуры — состав рассматриваемой бинарной системы должен быть уточнен и сохранен неизменным. Поведение действительных бинарных смесей показано на фиг. 6, где нанесены изотермы для смеси н-пентана и я-гептана, содержащей 52,4% по весу «-гептана. В газовой фазе, т. е. вправо от кривой точки конденсации, изотермы довольно пологи и аналогичны изотермам чистых ком I % щ Можно ле1ко перейти от весовой концентрации" а^ к мольной концентрации щ многокомпонентных систем при помощи выражения п± = f, где Mi — молекулярный вес i'-го компонента. Обратно:

о,.

Глава понентов. Изотермы жидкой фазы влево от кривой точки парообразования круто возрастают с уменьшением объема и качественно аналогичны изотермам жидкой фазы чистых компонентов. Как это было показано на фиг. 1, двухфазные состояния чистых компонентов характеризовались горизонтальными отрезками (постоянное давление). В данном случае давление уже не является постоянным. Это означает, что, достигнув давления точки конденсации, необходимо повышать давление для получения полного исчезновения газовой фазы. Иначе говоря, давление точки парообразования здесь выше давления точки конденсации, в то время как для чистых компонентов они равны. Так как при точке конденсации имеющаяся жидкая фаза обладает бесконечно малым объемом, то состав газа при этой точке и, конечно, для всего интервала ниже ее, идентичен с составом всей бинарной системы в целом. Соответственно этому состав жидкой фазы при точке парообразования аналогичен составу сложной бинарной системы. Однако в двухфазной области состав газовой и жидкой фаз в общем отличен от состава всей системы в целом. Даже бесконечно малые объемы жидкой фазы при точке конденсации и газа при точке парообразования обладают составом, отличным от состава газа при течке конденсации и жидкости при точке парообразования. При низких температурах кривые точки конденсации и точки парообразования качественно вполне аналогичны кривым чистых компонентов, т. е. с повышением температуры объемы при точке конденсации уменьшаются, а при точке парообразования увеличиваются. Однако с приближением к критической температуре появляются значительные и важные различия. Сама критическая точка уже играет другую роль. Для чистых веществ она представляет одновременно состояние, при котором газовая и жидкая фазы имеют одинаково интенсивные свойства, а также самую высокую температуру и давление, возможные при сосуществовании двух фаз. Для бинарных и многокомпонентных систем критическая точка определяется лишь одинаково интенсивными свойствами газовой и жидкой фаз. Эта новая черта становится ясной, если проследить внимательно соотношение р—v—Т вблизи критической области.

2.5. Поведение бинарных систем в критической области;

ретроградные явления. На фиг. 7 приведена диаграмма зависимости давление—объем для типичного ряда изотерм многокомпонентных углеводородных систем в области критической точки. Точки конденсации нанесены на прерывистой кривой, а точки Как было уже указано, общие качественные свойства бинарных енстем, включая и ретроградные явления, имеют аналогии в более сложных многокомпонентных системах. Соображения, вытекающие из настоящего раздела, фактически приложимы также и к последним;

никаких особых ссылок на бинарный характер углеводородной системы не будет, за исключением фнг. 10.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей парообразования— на сплошной. Основной критерий для критической точки — одинаково интенсивные свойства газовой и жидкой фаз. Этому условию соответствует, очевидно, пересечение кривых точки конденсации и точки парообразования. Отсюда критическая точка находится в G. Кривые точки парообразования имеют максимум Р'. Отсюда давление в критической точке Р (С) не самое большое, возможное для сосуществования двух фаз. Очевидно, при небольшом уменьшении давления ниже Р' и температуре Тъ для Р' появ^ляется газовая фаза, которая находится в равновесии с жидкой при давлении, превышающем Р {С). Фактически такое состояние наблюдается во всей области, ограниченной АР'С А. Необходимо отметить, что температура изотермы С, Тс ниже максимума, при котором возможна двухфазная область. Эта температура определяется касательной к кривой точки конденсации в Г*. Здесь образуется область, в которой могут сосуществовать две Удельный объем фазы даже при температурах, превышающих Фиг. 7. Типовые изотермы углеводородных рур, р смесей вблизи критической области. С температуру в точке С.

Эта облаСТЬ, конденсации. Также не имеет аналогии в фазовых диаграммах для однокомпонентных систем. Для того, чтобы представить себе происходящие явления в этих, очевидно, аномальных областях, необходимо сосредоточить внимание на изобаре EF. Так как Е и F лежат на кривой точек парообразования, то смесь в этих точках представляет полностью жидкую фазу, а в промежутке находится двухфазная.область. Отсюда при повышении температуры свыше Т должна наступить газовая фаза. Если бы это нормальное поведение продолжалось с ростом температуры до Г3, количество газовой фазы непрерывно возрастало бы. Но F является также и точкой кипения. Следовательно, по достижении Г3 газовая фаза не может дольше существовать. Рост газовой фазы от Е до F должен был прекратиться где-то при промежуточной температуре. СТ'Вв СТ'Вв, ОГраНИ l —кривая точек парообразования;

2 — кривая точек * Эта точка V иногда упоминается как «крикондентерм».

Глава Отсюда и вплоть до Гз газовая фаза постепенно уменьшалась и, наконец, полностью исчезла при Г3, т. е. у точки F. Подобное поведение названо «ретроградным», так как оно прямо противоположно наблюдаемому процессу в однокомпо«битных системах, а при низких температурах — даже в многокомпонентных смесях. Весь процесс перехода от Е до F обозначается как «изобарное ретроградное испарение», хотя истинные ретроградные явления возникают лишь в части этого пути. Аналогичное ретроградное явление происходит в пределах области, ограниченной СТ'ВС. Здесь, например, при прохождении линии изотермы IH повышение давления сверх точки конденсации прежде всего ведет к конденсации жидкости. Жидкая фаза не увеличивается по всей линии. Так как Н есть также и точка конденсации, то образование жидкости должно прекратиться где-то между / и Н, а затем при дальнейшем росте давления жидкая фаза должна сокращаться и, наконец, исчезнуть по достижении Н. Этот процесс является ретроградным, если его сравнить с более распространенным явлением, при котором конденсация жидкой фазы продолжается с повышением давления. Весь процесс прохождения от / до Н назван «изотермической ретроградной конденсацией» !, хотя ретроградное явление ограничено здесь лишь частью линии IH. Диаграмма р—v—Т на фиг. 7 является типичной для многих ретроградных явлений. Однако она не ставит уникальных условий, при которых возникают эти явления. Так, например, на фиг. 8 даны другие условия, которые удобно изобразить графиками зависим ости давления от температуры. Для большей наглядности на фиг. 8 нанесены лишь кривые точек конденсации и точек парообразования, ограничивающие двухфазную область. Для чистых компонентов эти две кривые сливаются в единую, лежащую в плоскости зависимости р—Т, и дают характеристику упругости пара чистого углеводорода (фиг. 5). На фиг. 8, а приведена диаграмма р—Т, аналогичная фиг. 7, где критическая точка С расположена между точками максимального давления Р' и максимальной температуры 71'. В области ВСТ'В возникают процессы изотермической ретроградной конденсации, а в области AGP'A — процессы изобарического р етр огр адного иап ар ения. На фиг. 8, б критическая точка С существует при давлении ниже Р' и Т/ которые расположены на кривой точек парообразования. Для этого случая область CBT'G включает линии изотермического ретроградного испарения, АСТР'А ограничивает линии изобарического ретроградного испарения.

Не только изобары или изотермы демонстрируют ретроградное поведение. Любая линия в области общей ретроградной фазы с монотонно меняющейся основной переменной имеет на диаграмме ретроградный отрезок.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей г Когда максимальное давление Р находится на кривой точек конденсации, а критическое давление — (между Р' и Т', то ретроградные области имеют вид, показанный на фиг. 8, в. Здесь изотермическая ретроградная конденсация возникает по любой цельной вертикальной линии, ограниченной ВСР'Т'В. В области САР'С горизонтальные линии ведут к изобарической ретроградной конденсации. Смещение критической точки на фиг. 8, в ниже да^влеьгия для V не привадит к значительным изменениям рассмотренных явлений.

г я/ Фиг. 8. Различные типы фазовых диаграмм зависимости „давление—температура" с граничными кривыми, определяющими ретроградные явления.

1 — кривая точек парообразования;

2 — кривая точек конденсации.

Необходимо отметить, что кривые точек конденсации и парообразования, соединяющиеся в критической точке, включают область сосуществования двух фаз. Вне этих пограничных кривых находится однофазная углеводородная смесь. Непрерывные линии могут итти от точек, например, G (фиг. 8,.а) ниже кривой точек конденсации, до L, над кривой точек (Парообразования, вне •граничных кривых, не встречая прерывностей в фазе или расширения границ фазы. Принимается, что область в районе G представляет газовую фазу, а вблизи L — жидкую. Для практических целей можно допустить такое различие при температурах и давлениях на заметном интервале от критической точки. Пока -ке достигнуты 'Критические условия, интенсивные свойства однофазных жидкостей вблизи течек G и L настолько различны, что можно принять для них определения «газовая» и «жидкая» фазы. Кривые точек конденсации и парообразования, образующие границы двухфазной области, отражают состояние, при котором Глава углеводородная система на 100% соответственно газовая или жидкая. На фиг. 9 приведена диаграмма для системы, рассмотренной «а фиг. 8, в, где в области, замкнутой (Граничными кривыми, составная жидкая система распределяется между газовой и жидкой фазами. Можно легко проследить протекание ретроградных процессов, отмечая последовательность пересечений кривых постоянства жидкой фракции с конечными точками секущих кривой точек конденсации. Ретроградные явления считаются часто аномальными и исключительными. Фактически же они почти всегда сопровождают изменение фаз многокомпонентных систем вблизи их критических точек. Ретроградное I явление отсутствует, если критическая точка является одновременно точкой максимального давления If и максимальной температуры при сосуществовании двух фаз. При этом про-У исходит скрещение под острым углом кривых точек конденсации и точек парообразования. Технологические процессы с большинством жидких систем проходят далеко от критических областей, почему ретроградные явлеФиг. 9. Фазовая диаграмма зависимостей ния возникают не так чавблизи критической точки, описывающая объемное распределение системы жид- сто. Необходимо отметить кость—газ. существенную роль крити1 — кривая точек парообразования;

2 — кривая точек ческой точки для появлеконденсации;

3—критическая точка;

4 — процентное содержание жидкости. ния ретроградных явлений как место скрещения кривых точек конденсации и парообразования (тождество газовой и жидкой фаз), а не только как предельное условие сосуществования двух фаз. Как видно из фиг. 8 и 9, изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические ретроградные явления наблюдаются между критическим давлением и максимальным двухфазным давлением. На точке конденсации состав газовой фазы является составом системы в целом, что также справедливо для жидкой фазы при точке парообразования. Однако подобные простые правила не приложимы к двухфазной области. При прохождении по изо I I Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей терме от точки конденсации до точки парообразования, т. е. вне ретроградной области, в фазе с конденсированной жидкостью вначале преобладает менее летучий, т. е. более тяжелый, компонент смеси. По мере дальнейшей конденсации все больше летучего компонента переходит в жидкую фазу, и она становится менее плотной. В то же время тяжелый компонент, присутствующий в газе, продолжает ожижаться, делая газовую фазу легче. Здесь исключается влияние давления, которое повышает плотность газовой фазы. На фиг. 10 приведены графики, на которых нанесен высчитанный 1 состав в мольной концентрации газовой и жэдкой фаз, смеси.пропана и я-пентана по 50%. Кривые на фиг. 10 относятся к температуре 121,1° С, при /которой точка 17,65 Щ ZfJB 2J/Z Давление, am Фиг. 10. Расчетный график изменения состава газовой и жидкой фазы в смеси пропана и я-пентана по 50% при 121,1° С для перехода от точки конденсации к точке парообразования.

7—точка конденсации;

2—точка парообразования;

3— общая жидкая фаза;

4~«-пентан в жидкости;

5 —пропан в газе;

6 — «-пентан в газе;

7 —пропан в жидкости.

конденсации соответствует 18,7 ат, а точка кипения 29,92 ат.На фиг. 10 «анесена также полная имолярная фракция жидкой фазы. При точке конденсации газовая фаза 'Представлена составом смеси;

жидкая фаза при равновесии с насыщенным газом содержала бы только 23,1,% молей пропана и 76,9% молей н-пентана. При точке парообразования, когда состав жидкой фазы аналогичен составу всей смеси, газовая фаза в равновесии с ней содержит 72,8% молей пропана и лишь 27,2% молей «-пентана. Ретроградная конденсация контролирует механизм нефтеотдачи из так называемых кондансатных месторождений, где пластовые жидкости состоят главным образом из жидкой углеводородной фазы при'или выше точки парообразования. При этом залегающая в повышенной части «сухая» газовая фаза может Эти вычисления были произведены равновесия (параграф 2.9).

путем использования констант Глава присутствовать либо отсутствовать К Конденсатные резервуары содержат газ («влажный») на или выше точки.конденсации2. «Конденсат» получается из жидкой фазы, образующейся вследствие ретроградной конденсации, соответственно диаграмме изменения фаз, по мере того как пластовая жидкость поднимается ©верх по фонтанным трубкам. Температура ее падает, а давление на поверхности снижается до величины, поддерживаемой в сепараторе или резервуаре. Так как конечная точка системы (атмосферные условия) попадает в двухфазную область фазовой диаграммы, рассматриваемый процесс ретроградной конденсации не является полностью обратимым. На поверхности получается остаточная жидкая фаза даже без специальной обработки добытого влажного газа. С физической точки зрения подобные явления не следует считать аномальными. Кроме того, они не представляют большого значения для большинства нефтеносных резервуаров. В дальнейшем примем, что термин «углеводородные системы» обозначает комбинации сырой нефти и «сухого» газа;

поведение конденсатных резервуаров рассматривается отдельно (глава 11). 2.6. Влияние состава на фазовые изменения бинарных систем. До сих пор рассматривалось термодинамическое поведение углеводородных бинарных систем с неизменным общим составом. Давление и температура являются физическими переменными, определяющими данное состояние подобных смесей. Изменение этих переменных обусловливает весь комплекс объемных и фазовых характеристик, составляющих подлинное термодинамическое описание системы. Необходимо принять во внимание также и роль состава, который определяет собой изучаемую углеводородную систему. Все количественные факторы учесть невозможно, так как они меняются для каждой бинарной системы, образуемой простыми углеводородами. Рассмотрим влияние изменения состава типичных бинарных систем на1 их термодинамические свойства. Исходя из общих принципов, можно предположить, что объем газовой фазы бинарных смесей по существу аддитивен в условиях умеренных температуры и давления, т. е. возникающие удельные объемы бинарных систем приближаются к среднеарифметическому удельному объему обоих компонентов, взвешенному согласно составу. На фиг. 11 эта зависимость дается для смеси метана и этана. Правило аддитивности объемов для бинарных систем в жидкой фазе хорошо удовлетворяется обычно Термины «сухой», «тощий» и «влажный» применяются для указания, что газ имеет низкое или высокое содержание растворимых углеводородов в интервале молекулярного веса газолина или более тяжелых нефтепродуктов, 1 Конденсатные резервуары на практике обычно представлены газовой шапкой над зонами сырой нефти, хотя часто их удобно рассматривать как независимые резервуары.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей при температуре ниже критической для обоих компонентов. Когда же температура смеси выше критической температуры более летучего компонента, правило аддитивности может плохо удовлетворяться, как это показано на фиг. 12 для смеси метана и я-бутана. Здесь отклонение от линейности или аддитивной зависимости заметно даже при давлении 204 ат. Для более легкого компонента — метана — температура 21,1° С намного превышает его критическую температуру, и он ведет себя однофазной 7 0, 0,3 W 0,5 0.6 Весовая фронци* 0,7 0, 0, Фиг. 11. Изменение удельного объема в смесях метан — этан в зависимости от концентрации метана при 104,5° С и различных давлениях.

газовой жидкостью, хотя и растворен в более тяжелом компоненте, который нормально при температуре 21,1° С в пределах 136—204 ат является жидкостью. Представление о бинарной системе как эквиваленте чистого компонента со свойствами, являющимися простыми средними двух составных элементов, становится крайне искусственным в двухфазной области и условиях, приближающихся к критическим. Попытка высчитать среднее свойство бинарной системы, когда два отдельных компоиента находятся в различных фазах, возможна лишь путем гипотетических экстраполяции > неустойв чивые области. Единственным практическим приближением к решению проблемы является эмпирическое.

Глава На фиг. 13 изображены граничные кривые для различных смесей пропана и w-пентана. Они дают экспериментальное определение свойств ряда бинарных систем с меняющимся составом. Эти кривые по мере изменения состава непрерывно следуют от линий упругости пара одного чистого 'компонента к линиям другого. Процедура осреднения не дает количественно свойств смесей в зависимости от их состава, как это видно из фиг. 14, где приведена зависимость удельных весов газа при точке шнденса ©а / 1, /У 1 / Is* Pi И У' a 0,55 0 0,1 0,Z 0,3 0,V 0,5 0,6 0,7 весовая франций метана 37,$ 6S, ЩЗ /Ц/ Щ0 178,5 Температура, °С Фиг. 12. Изменение удельного объема в смесях метан — я-бутан в зависимости от концентрации метана для жидкой фазы при температуре 21,1° С.

2—136 am;

5—170 am;

4 — 204 am.

1—кривая парообразования;

Фиг. 13. Фазовая диаграмма зависимости „температура — давление" для смеси пропан — я-пентан.

1 — пропан;

2 — критическая траектория;

3 — молярная фракция и-пентана;

4 — к-пентан.

ции и жидкости при точке парообразования соответственно граиичнььм кривым фиг. 13, т. е. от содержания «-пентана в смеси. На фиг. 15 изображен другой случай для смесей метана и «-бутана, касающийся более непосредственно критических свойств. Характеристика давления не следует линейно с изменениями концентрации метана. Даже приближенно линейное поведение критической температуры не представляет большого значения, так как эта линия проходит с заметной кривизной через предельные данные для 100% концентрации метана. Как показывают фиг. 13 и 14, критические параметры бинарных смесей меняющегося состава образуют непрерывные кривые, называемые «критической траекторией». Критическая температура повышается с увеличением концентрации менее лету Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей чего компонента. Критическое давление обычно возрастает до более высокого максимума по сравнению с максимумом давления любого из двух чистых компонентов по мере того, как их концентрация повышается от «уля. На фиг. 16 дано обобщенное графическое представление критических давлений и температур для бинарных смесей низкомолекулярных углеводородов парафинового ряда, где видно, что превышение максимального критического давления над маисиЦ6* /3, 0,S5 07У XW % 0, 0, Молярная ^фракция н- пен та на.

otzo a,uo о.бо 0,1 0, Весовая 0,3 0,Ц 0.5 0.6 0.7 срранция метана Фиг. 14. Диаграмма удельного веса для состава смесей пропан — я-пентан у газа при точке конденсации и жидкости при точке парообразования (температура в °С).

I—жидкость в точке парообразования;

2— критическая траектория;

3 — газ в точке конденсации.

Фиг. 15. Влияние состава систем „метан — я-бутан" на давление, температуру и удельный объем в критическом состоянии и точках максимальной температуры и максимального давления.

1 — объем при крикондентерме;

2— критический объем;

3— объем при максимальном давлении;

4 — максимум давления;

5 — критическое давление;

6 — критическая температура;

7 — температура при максимальном давлении;

8—давление крикондентерма;

9 — температура крикондентерма.

мумом давления любого из обоих чистых компонентов возрастает по мере того, как оба компонента становятся разнородными. Характер «.критической траектории» ясно показывает, что при изменении состава смеси с сопутствующим ему переходом от одной стороны максимума к другой ретроградное поведение в критической области меняется от изменения, соответствующего диаграмме на фиг. 8, а, до изменения по фиг. 8, с или же наоборот. На фиг. 17 дан способ прослеживания за влиянием изменения состава бинарной системы на граничные свойства, а также изменения давления или температуры в бинарной системе неиз Глава генного состава на индивидуальные фазы. На диаграмме приведена зависимость между давлением точки парообразования Температура, °С Фиг. 16. Критические траектории для ряда бинарных углеводородных систем.

1—метан;

2 —этан;

3 — пропан;

4 — w-бутан;

5—«*пентан;

6 — я-гексан;

7 — «-гептан;

8— циклогексан.

к J 1 —"— — _.

k/ i •t iO IS 1 I j t i i J » i t I I I i i t t 1 \ | n Q I s i i i i 1 t \ • — — ч 0,3 Oft 0,9 л* Молярная доля менее летучего компонента Фиг. 17. Фазовая диаграмма зависимости „давление — состав" с граничными кривыми для бинарной системы.

1 — жидкость;

2 —точка парообразования;

5—двухфазная конденсации;

5—газ. область| 4 — точка и точки конденсации и составом смеси три неизменной температуре. Конечные точки отрезков постоянного давления на этих кривых представляют составы сосуществующих газовой и жидкой Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей фаз 1. Когда бинарная система, определяемая составом л 0, находится в точке конденсации D, жидкая фаза, конденсирующаяся при увеличении давления, имеет состав пжо. При давлении, например, Ри промежуточном для точки парообразования и точки конденсации и для первоначального состава смеси, содержание газовой фазы дается как пГ{, а содержание жидкой фазы как пж1. Оба содержания ниже соответствующих значений на точке конденсации. Наконец, когда достигнута точка кипения В, жидкость обладает концентрацией пЖу а газ (последние следы) — пг в. Эта последовательность изменений состава с повышением давления означает, что газовая и жидкая фазы обогащаются более летучим компонентом при переходе от точки конденсации к точке парообразования. Можно легко представить влияние изменения общего состава, если вообразить, что точка конденсации или точка парообразования D или В скользит вдоль своей кривой. Тогда, как и следует ожидать, концентрация п менее летучего компонента возрастает во всей системе в целом и в обеих фазах. По мере того как резко увеличивается концентрация любого из компонентов по сравнению с другим, разрыв в составе обеих фаз стремится к уменьшению. Отметим, что из диаграммы фиг. 17 можно легко определить относительное 'количество газовой и жидкой фаз. Простым примером покажем, что молярная доля всей системы в жидкой фазе при давлении Pi выражена L * 0 -"ri Аналогично молярная доля в газовой фазе Ц, так что (2) JL - PL G ~~ OJ • На фиг. 18 -приведено влияние состава смеси на концентрацию отдельно газовой и жидкой фаз изобарической диаграммой зависимости «температура—'концентрация». На этой фигуре переменная концентр-ация относится к (менее летучему компоненту. Здесь концентрации сосуществующих газовой и жидкой фаз также даны посредством конечных точек;

на кривых точки конденсации и точки парообразования ш отрезкам постоянной температуры видно, что с повышением температуры и испарением системы газовая и жидкая фазы обогащаются менее летучим компонентом.

То же справедливо для пересечения кривых точек конденсации и точек парообразования на диаграммах зависимости р — Г (фиг. 13).

Глава Относительные величины концентрации газовой и жидкой фаз при любой температуре между точкой конденсации и точкой парообразования выражены формулой аналогично фиг. 17. Так: / ~_0/. а - ^ (4) и {} TJ ' ~~ IJ и G OJ ' KJ Из фиг. 18 и 17 следует, что концентрации сосуществующих фаз при любых давлении и температуре, как указано точками / О 09/ 0,2 Ц8 0,4 710 0,5 0,5 0,7 0,8 П Моллрная доля менее летучего компонента 0J Фиг. 18. Фазовая диаграмма зависимости „температура — конденсация" с граничными кривыми для бинарной системы.

I — газ;

2 — точка конденсации;

3—двухфазная область;

4— точка парообразования;

5—жидкость.

и /, «е зависят от относительных содержаний обоих компонентов в бинарной системе в целом, пока давление и температура общего состава не выходят за пределы граничных кривых. Общий состав, разумеется, регулирует относительные содержания газовой и жидкой фаз. Фактически в указанных пределах состав смеси в целом мажет произвольно меняться путем изменения объемов отдельных фаз, причем их индивидуальные содержания поддерживаются неизменными в соответствии с заданными значениями давления и температуры. Диаграммы на фиг. 17 и 18 охватывали весь интервал концентраций. Ясно, что они относятся к давлениям и температурам ниже критических значений для обоих компонентов. Бели же это условие не выдерживается, то диаграммы не могут включать всего диапазона концентраций. Так, для температур, лежа Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей щих внутри критических температур обоих компонентов, кривая зависимости «давление—концентрация» подобна кривой, указанной на фиг. 19. Так как температура на фиг. 19 выше критической температуры легкого компонента, то в области, где п = О, граничные кривые отсутствуют. Пока концентрация более тяжелого компонента не превысит п\ двухфазной области для исследуемой смеси и данной температуры не наблюдается. Для концентраций более тяжелого компонента, превышающих п', смысл диаграммы «а фиг. 19 аналогичен фиг. 17. Б частности, для системы общело состава п0 точка конденсации О % 0,Z п'0,3\пОЛ 0,5 лг 0, 0, 0, 0,9 л^% п-молярная доля менее летучего компонента, Фиг. 19. Фазовая диаграмма зависимости „давление — концентрация" с граничными кривыми для бинарной системы при температуре, лежащей в интервале между критическими температурами компонентов.

1—точка парообразования;

2—двухфазная область;

3 — точка конденсации.

находится в D, а точка парообразования в В. Содержание жидкой фазы меняется от пж до п 0, причем количество более тяжелого компонента непрерывно уменьшается с увеличением давления. Для газовой фазы уменьшение концентрации тяжелого компонента происходит лишь до nf{Pi)i а затем наступает рост концентрации до пГ в точке парообразования. Смесь с общим составом п'о и начальной точкой конденсации Dr показывает совершенно отличное поведение: повышение давления до Р\ сопровождается нормальной конденсацией с возрастанием молярной концентрации в жидкой фазе. Так как давление продолжает возрастать, то достигается точка, где количество жидкой фазы начинает сокращаться и, наконец, она полностью исчезает по достижении второй точки конденсации D". Остающаяся жидкая фаза в В" содержит меньше тяжелого ком Глава понента по сравнению с жидкой фазой в В\ хотя его все же больше, чем по всей системе в целом. Переход от D' до D" представляет изотермическую ретроградную конденсацию, уже рассмотренную при изучении диаграмм зависимости р—Т. Диаграмма зависимости состава от температуры дае-т аналогичный качественный анализ. Для получения основных термодинамических данных можно использовать изотермические и изобарические диаграммы зависимости объема от состава. Однако все эти диаграммы по существу одинаковы, и ими вполне можно пользоваться для пояснения важных термодинамических свойств бинарных систем. 2.7. Многокомпонентные системы. Общие характеристики» Новые качественные свойства, возникающие при переходе от бинарных смесей к сложным многокомпонентным системам, встречающимся при нефтедобыче, немногочисленны *. Количественное описание таких многокомпонентных систем требует значительного развития более простых методов, применяющихся к бинарным смесям. Первой задачей является уточнение и определение дайной углеводородной системы. Это связано с практическим ограничением анализа или разложения сложных углеводородных смесей на составные компоненты. Проведение таких анализов до физически возможного предела часто невыполнимо. Поэтому необходимо воспользоваться эмпирическими приближениями и представлениями. Состав газовой или жидкой фазы можно выразить в весовых или мольных концентрациях индивидуальных углеводородных компонентов. Для практических целей ограничиваются пентанами, гексанами или гептанами, хотя для особых целей фракционирование производится до октанов и нона-нов. Для жидкостей остаток от последнего выделенного углеводорода обычно характеризуется одним параметром;

например, его средним молекулярным весом. При умеренных давлениях и" температурах газовая фаза обычно содержит так мало тяжелых углеводородов, что их можно обобщить с остатком после произведенного фракционирования. Они обозначаются в этом случае: «пентаны и более тяжелые»;

«гептаны и более тяжелые» и т. д. Когда углеводородная система находится полностью в газовой фазе под давлением и при температуре, не слишком близким к критическим значениям, то зависимость «давление— объем» может быть описана в этом случае коэффициентом отклонения Z при помощи уравнения ZRT Наличие двух жидких фаз представляется существенно новым явлением, иногда встречающимся в многокомпонентных системах. Однако подобные системы здесь не будут рассматриваться, так как они еще мало исследованы и, очевидно, возникают в особых условиях.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей где v — удельный объем газа, а М его средний молекулярный вес;

М можно подсчитать, исходя из мольной концентрации составляющих газ компонентов:

(2> где М —молекулярный вес /-го компонента;

щ —его мольная концентрация. М можно также непосредственно высчитать из удельного веса d относительно воздуха при 15,5° С и 1 ат по формуле = 23,97 й. (3) Z в уравнении (1) можно найти экспериментальным путем. Однако для большинства практических задач достаточно пользоваться эмпирической корреляцией, основанной на так называемых «леевдо критических» константах. Они представляют собой средневзвешенные в соответствии с составом критические константы системы, т. е.

Г;

ТС = V щТс и (4) где рс t, Tc i являются критическими давлением и температурой чистого i-ro компонента. Тогда по аналогии с общей термо динамической практикой «приведенные» 1 давления рг и температуры Тг определяются равенствами —, Определив величины р и Т г, значение Z находят из диаграммы на фиг. 20, данные которой находятся в хорошем согласии с непосредственными измерениями. Приведенная диаграмма представляет откорректированные данные, первоначально полученные для метана. Если состав газа не известен, можно высчитать псевдокритические константы по дополнительной эмпирической корреляции между этими константами и плотностью газа (фиг. 21). Значения рг и Тг могут быть тогда вновь рассчитаны при помощи уравнения (5), а значение Z получено из фиг. 20. В принципе все свойства многокомпонентной жидкой смеси определяются ее составам. Для практических же задач нет простого и удовлетворительного метода, чтобы заранее знать поведение системы в зависимости от ее состава. Поэтому в ряде случаев сами основные свойства характеризуют 'Сложные углеводородные жидкости.

Использование «приведенных> давлений и температур собой применение «закона соответствующих состояний».

представляет Глава Наиболее общими параметрами последних являются плотность и средний молекулярный вес, который определяется по криоокопическому методу. Основные свойства углеводородных жидкостей, например, вязкость, коэффициенты теплового расширения и сжимаемости, меняются с изменением этих параметров. Приведенное давление 2 3 Ч 6 приееовиная ms г лература, I 10 11 1Z Щ Приведенное давление Фиг. 20. Диаграмма коэффициентов сжимаемости для углеводородных газов.

Так, вязкость возрастает, а сжимаемость, коэффициент теплового расширения и растворимость газа понижаются с увеличением плотности и среднего молекулярного веса. Однако количественные характеристики подобных изменений определяются не только этим путем. Воздействие да(вления и температуры на физические свойства углеводородных жидкостей изменяет их значительнее, чем изменение одной плотности. При рассмотрении двухфазной области многокомпонентных углеводородных систем общего типа подробное графическое изо Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей бражение изменения состава не дает результатов. Однако вполне возможно описать посредством основных свойств многие физические характеристики обычных сырых нефтей и газов и их фазовые изменения. С этой целью сложные системы определяются относительными величинами газовой и жидкой фазы при нормальных давлении и температуре. Состав фазы можно выразить в процентном соотношении массы газа и нефти или чаще всего единицами объема. Обычно рассматривают «газовый фактор», т. е. объем газа, связанный с добычей единицы объема нефти. Разумеется, в дальнейшем газ и нефть характеризуются по их составу, если он определен *, или часто только по их плотности. Цб Однако плотность и удельный вес газа и нефти меняют—н >< •—л ся с повышением температуры и давления;

меняется и содерЩ8 жание газа, растворенного в нефти. Не все компоненты газа растворяются в одинаковой Z3ZJI • \^* степени, а компоненты жидкой • фазы переходят в газовую фа- §° Л, зу также неодинаково. Хорошо 9* известно, что в обыкновенных $ \t76,8 р углеводородных смесях газа и | сырой нефти газ с повышением давления содержит меньше тя1 желых компонентов. Но эти 0,60 0.70 0,80 0J0 1,00 ПО осложнения можно и не приУёельмыи, бес ?ci3(L(do3dtja: () нимать во внимание, за исключением тех случаев, когда Фиг. 21. Изменение псевдокритиче ft f f a еоставы ф а з представляют ОСО ских констант с удельным весом газа.

бый интерес. Отдельные важные черты двухфазного изменения сложных углеводородных смесей можно получить лучше всего, рассматривая экспериментальный материал. Из-за трудности получения соответствующих экспериментальных данных интервалы охватываемых переменных обычно ограничиваются наиболее практически интересными и !не включают полностью двухфазной области. Большую часть рассматриваемых данных брали на участке кривых точек парообразования. Вследствие высоких точек кипения компонентов сырых нефтей получить удовлетворительные данные о точке конденсации для таких систем невозможно. Так, на фиг. 22 указаны типичные изотермы зависимости объема от давления в районе кривой точки парообразования для смеси газа и нефти удельного веса 0,823.

В этом случае газовый фактор служит также для определения состава сложной системы.

Глава На фиг. 23 показан обычно наблюдаемый тип изобар «объем—температура», которые были получены для сырой нефти уд. веса 0,853 из месторождения Домингуец в Калифорнии и газа в количестве 5,61% по весу от всей массы смеси. Характер этих групп кривых настолько очевиден, что не нуждается в объяснении. Здесь не рассматривается детально состав газовой и жидкой фаз, меняющийся с изменением давления или температуры. На фиг. 24 указано их общее изменение и дана зависимость плотностей сосуществующих фаз от давления при неизменной темпе1J5 /, СО 1.6Z \ ч U Ш ч у / *-.

U и/ ff 1 I Фиг. 23. Изменение от температуры удельного объема смеси газа и нефти из месторождения Домингуец, содержащей 5,61% по весу газа.

1 — точка парообразования жидкости;

3— 102 am;

4— 119 am;

5—119 am;

7 — 204 am. 2—8 5 am;

6— 170 am;

I Z38 Z7Z Ца8лвние, aw Фиг. 22. Удельные объемы вблизи точки парообразования для смеси нефти и газа из месторождения Рио-Браво, содержащей 16% по весу сепараторного газа.

1—точка парообразования.

ратуре для смеси природного газа и сырой нефти. С ростом давления плотность газа увеличивается, а плотность жидкости уменьшается. Первое, очевидно, является непосредственным результатом давления, а второе обусловлено повышением растворимости газа в нефти. Другой интересной чертой поведения естественных смесей газа и нефти является влияние суммарного состава, давления и температуры на пластовый объем нефти, занятый смесью, которая при стандартных условиях представлена единицей объема. На фиг. 25 даны графики объемных коэффициентов при постоянной температуре и различном давлении, при довольно низких значениях газового фактора для уже упомянутой нефти месторождения Домингуец (фиг. 23). На фиг. 26 показано влияние температуры для той же системы, но при постоянном давлении. Положительный наклон кривой точек парообразования указывает, что непосредственное Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей тепловое расширение при лодъеме температуры более чем уравновешивает усадку, обусловленную падением газового фактора и количества газа в растворе.

0,8 0, — > f "•"•••••••••I ——=g • г • —.

л • rfr - * — 10Z fS О ДаВлвние, am Фиг. 24. Удельные веса сосуществующих фаз в смеси природного газа и сырой нефти при 37,8° С в зависимости от давления.

J — жцдкая фаза;

2 — газовая фаза.

36 7Z 108 Газовый фактор, № Фиг. 25. Изобары пластового объема для смесей нефти и газа из месторождения Домингуец с низким газовым фактором.

1—точка парообразования жидкости.

\ ' И" /.о —• «1 ••" л 8_.———' / _ — — — — •.

— • — • — — —• —.

— — — — — • • — " J SZ,0 65, ЩО 33,3 W Фиг. 26. Влияние температуры на пластовый объем смеси нефти и газа из месторождения Домингуец с низким газовым фактором и при давлении 68 am (температура в °С).

2 — точка парообразования жидкости.

На фиг. 27 приведены кривые изменения количества газа в растворе от давления и температуры, полученные при опытах с рекомбинированными образцами газа и нефти уд. веса 0, Глава из месторождения Ок Кенион в Калифорнии. Растворимость уменьшается с ростом температуры, а при повышенных давлениях заметна кривизна, направленная кверху. Необходимо обратить внимание на начальный крутой подъем кривой растворимости.

/ \ О III 81,6 108,8 136163J, Щи Додление. am U Фиг. 27. Кривые растворимости газа в зависимости от давления для газонефтяных смесей из месторождения Ок-Кенион.

На этих примерах видны специфические черты общего поведения смесей газа и нефти. Приведенные данные взяты с разных месторождеиий и оии показывают, что качественные характеристики одинаковы для всех многокомпонентных углеводородных систем, состоящих из природных газов и сырых нефтей. Количественно же объемные свойства газонефтяных смесей меняются с природой сырой нефти и газа. 2.8. Объемное изменение газонефтяных систем. Графики последнего раздела были получены из экспериментов с естественными газонефтяными системами. Количественное определение подобных данных требует сложного оборудования, тщательного и длительного эксперимента. Большая часть опубликованных материалов по фазовому изменению газонефтяных смесей была получена на опытах с рекомбинацией газовых и нефтяных образцов, взятых из газонефтяных трапов, а также в результате изучения объемного и фазового изменения в зависимости от давления, температуры или состава (газовый фактор). Значительная часть данных по растворимости природных газов в связанных с ними сырых нефтях, а также о пластовых объемах жидкости на точке парообразования при температурах подземных резервуаров была получена путем анализа образцов с забоя скважин, добытых соответствующими пробоотборникам.и, специально сконструированными для этой цели. Последний метод в настоящее время хорошо разработан. Однако часто Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей необходимо произвести оценку поведения жидкости, когда отсутствует возможность производства такого анализа ввиду отсутствия пробоотборников. Чтобы найти поведение фазы сухого газа, достаточно применить метод, описанный в разд. 2.7. Для жидкой фазы надо пользоваться эмпирической корреляцией, разработанной на основе опытных данных, полученных из опытов над естественными системами «газ—сырая нефть». Когда известны давление насыщения и плотность сырой нефти, оценку растворимости газа юг Давление, № Фиг. 28. Приближенное изменение растворимости природного газа в сырой нефти при пластовой температуре в зависимости от давления.

можно произвести по кривым фиг. 28, показывающим начальный подъем растворимости при низких давлениях ]. Эти кривые могут дать ошибку примерно в 25%, так как в них не учитываются плотность газа, температура пласта и характеристика сырой нефти. Все же они показывают правильный порядок величины изменения растворимости с давлением, а также с плотностью нефти. Если растворимость газа известна или же приблизительно оценена, то плотность газа, освобожденного из раствора в сыНачальное резкое возрастание растворимости представляет собой обычное явление, но оно отсутствует при исключительно высокой концентрации метана в газе О 95%), что наблюдалось на некоторых месторождениях в Миссисипи.

Глава рых нефтях различной плотности, мс^жет быть высчитана из кривых на фиг. 29. Эти кривые можно получить из корреляции данных по образцам естественного газа и сырой нефти. Если известна растворимость газа, усадка нефти после выделения газа из раствора может быть высчитала по кривой на фиг. 30 с вероятной ошибкой около 15%.

36 7Z W8 ( Реет8оршиовть оотаточнои, / Z/ Фиг. 29. Корреляционная диаграмма зависимости между уд. весом газа, растворимостью и уд. весом сырой нефти.

Усадка (фиг. 30) представляет собой избыточный объем жидкости в процентах на точке насыщения при температуре и давлении пласта по сравнению с объемом нефти на поверхности при 15,5° С К Обычно применяется термин «коэффициент усадки» — это отношение объема нефти на поверхности к объему нефти в пластовых условиях на точке насыщения и отсюда он равен обратной величине коэффициента пластового объема нефти.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей На фиг. 30 учтена усадка снижения температуры нефти от температуры пласта до 15,5° согласно кривым фиг. 31. На фиг. 31 указан также рост теплового расширения нефти с увеличением плотности последней. Когда известны плотности газа и сырой нефти, растворимость газа, пластовые температура и давление, усадка нефти может быть вычислена следующим путем и с вероятной ошибкой около 5%. Видимая плотность растворенного газа при 15,5° С и 1 ат определяется,из приближенных эмпирических корреляционных кривых на фиг. 32. Общий вес растворенного газа в единице объема сыZSZ рой нефти, разделенный на видимую ее плотность, дает на еди- ^ Ч • в ницу объема нефти, |^ взятой с поверхности, ^ ^ е дополнительный объем g |^ а растворенного газа. Об- « | * щий вес газа и нефти, деленный на их общий • объем, дает плотность;

эта плотность, отнесен- Ц | зв ная к 15,5° С и 1 ат, 0 корректируется до плаЮ ZO 30 f VQ SO SO 70 80 стового давления при Усадка, оста точной, нефти у скорректиропомощи фиг. 33 и до ванная на температуру, °/v пластовой температуры и п » рг^тпртгтт*™ г rhwr 44 в соответствии с фиг. <54. Деление исправленной плотности на общий вес газа и нефти дает - Экспериментальная зависимость межк усадкой сырой ду растворимо стью газа и нефти, скорректированная на температуру остаточной нефти, фиг исправленный объем на точке насыщения, а излишек этого объема в процентах по отношению к единице объема есть вычисленная усадка. Если известен, ПОМИМО ЭТИХ данных, анализ газа, то усадка нефти мажет быть вычислена еще более точно. Для этого складываются отдельно видимые объемы жидкой фазы индивидуальных компонентов газа и получают объем сложной жидкой фазы раствсреН'Ного газа. Плотности всех составляющих углеводородов тяжелее этана принимаются как нормальные плотности 1 чистых компонентов при 15,5° С и их упругости пара, т.е. 0,5;

0,58 и 0,63 г/смъ для пропана, бутанов и пентаяов;

плотность для гексанов и более тяжелых компонентов соответствует плотности остатка.

Эти значения плотности, которые будут встречаться и дальше, являются скорее средними от обычно используемых величин, а не точно установленными константами. Дальнейшие вычисления являются в сущности приближенными;

нельзя считать, что они соответствуют полностью развернутым интервалам перечисленных количественных определений.

Глава Эффективные плотности этана и метана определяются из следующего: видимую плотность этана получают из суммарных объема и веса компонентов тяжелее этана. Затем высчитывают 65,6 93.3 Температура,°С Фиг. 31. Усадка дегазированных нефтей, связанная с изменением температуры.

процент этана по весу в жидкой фазе, состоящей из этана плюс более тяжелая часть, и на основании группы кривых в правой части фиг. 35 определяют видимую плотность этана. Анало 0, 0t 0,8 0,3 1,0 1,1 U2 Удельный, бес газа (Воздух -1) * 1, Фиг. 32. Видимая плотность природного газа, растворенного в сырой нефти.

гично высчитывают видимую плотность этана и более тяжелых компонентов вместе с весом в процентах метана во всей системе. Из группы кривых в левой части фиг. 35 выводят кажущуюся плотность метана. Определив последнюю, можно Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей высчитать суммарный объем, занятый жидкой фазой, включая и растворенный газ, а также ее плотность. Согласно фиг. 33 и 34 вводят поправку на пластовые давление и температуру и получают конечную плотность жидкости в пластовых условиях. Переводя ее значение в объем жидкой фазы, получают коэффициент пластового объема жидкости и усадку.

0, А ^ 0, цош I ^0, 0, 0?6Z 0,78 0,93 Ялотнопть при, /ft5°Gufam ;

Фиг. 33. Изменение плотности сырых нефтей с давлением.

fi В качестве примера описанной довольно сложной процедуры подсчитаем усадку для следующего гипотетического образца углеводородной жидкости.

Выделившийся газ, мг/м3. 3,. Плотность сырой нефти, г/см Пластовая температура, °С Пластовое давление (насыщение), am Газовый анализ, % моли: метан •. этан пропан * бутаны пентаны гексаны плюс остальное 126,0 0,848 65,6 170 75 10 6 6 2.....< Вычисление усадки сведено в табл. 2. Вес этана в процентах относительно этана плюс остальные фракции равен 1,74. Отсюда кажущаяся плотность этана на фиг. 35 будет 0,505 г/см3, как это указано в табл. 2. Плотность 3 этана плюс остальные фракции составляет 0,891 г/см, а вес метана в процентах в общем равняется 6,51. Фиг. 35 показывает, Глава 2 Таблица Вычисление усадки м /м 3 Компоненты Молекулярный вес 16 30 44 58 72 Вес, кг Плотность в жидкой фазе, г/см3 0,34 0,505 0,509 0,58 0,627 0,674 0,848 0,749 0,828 0, Объем жидкой фазы, дм Метан... Этан.... Пропан... Бутаны.. Пентаны.. Гексаны 4- • Сырая нефть Итого...

94,13 12,7 7,62 7,62 2,54 1,27 1, 9,75 2,44 2,15 2,83 1,17 0,73 130,76 149,83 137,64 140, 29,6 5,0 4,4 5Д 2,0 1Д 159, 266, 171,28 •176, Пропан -f- остальное Этан 4* остальное..

что кажущаяся плотность метана 0,340 г/см3. После включения этого значения в графу плотности объем метана получается.29,6 дм3. Тогда суммарный объем системы будет 206,2 дм3 соот J Температура, °С ^ v, ^ S? =* Фиг. 34. Изменение плотности сырых нефтей с температурой.

ветственяо плотности при 15,5° С и 1 ат — 0,749 г/см3. Корректируя по фиг. 33 на пластовое давление, получаем ллотность €,7624 г/см3, а затем по фиг. 34 находим конечную плотность Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей при пластовой температуре 0,7264 г/см3. Суммарный объем, 3 занятый 149,83 кг пластовой жидкости, составит 212,54 дм, что 3 дает излишек 53,54 дм по сравнению с объемом сырой нефти 3 159 дм. Таким образом, усадка окончательно будет (53,54 X X ЮО)/159 s 33,7%. Так как избыточный объем 47,2 дм3 при атмосферном давлении и температуре весит 19,1 кг, то растворенный газ обладает кажущейся плотностью 0,418 г/см3, которую можно сравнить со значением плотности 0,427 г/см3, изображенным на фиг. 32, для газа уд. веса 0,810, что соответствует приведенному выше составу. Необходимо отметить, что если была бы указана плотность газа, а не его состав, было бы использовано непосредственно это значение плотности в проделанных вычислениях.

t ( ОЛО Мажущаяся плотность при /5,6°Си/ат Фиг. 3 5. К а ж у щ а я с я плотность метана и этана в жидкой фазе.

Тогда объем, занятый растворенным газом, был бы 48 дж, а суммарный объем газа и нефти при 15,5° С и атмосферном давлении соответственно 206,9 дм3. Эквивалентная суммарная плотность была бы 0,746 г/см3'. Исправленная по фиг. 33 на пластовое давление плотность была бы 0,758 г/см3, а при пластовой температуре — 0,725 г/см3. Эти значения надлежит сравнить с 0,749;

0,7624 и 0,7264 г/см3, полученными ранее путем определения кажущейся плотности газа, исходя из детального анализа состава. Исправленная плотность пластовой жидкости 0,725 г/см3 лредполагает объем 213,0 дм3, или излишек 54,00 дм3 сверх 159 дм3 сырой нефти, взятой с поверхности. Отсюда усадка будет (54,0 X ЮО)/159 = 34,0% по сравнению с 33,7%, полученными выше. Выбор первичных даиных для приведенных примеров был чисто произвольным. Поэтому выводы не вполне согласуются с фиг. 28 и 29, дающими зависимость растворимости от давления насыщения, а также растворимости от плотности газа. Однако Глава корреляционная кривая на фиг. 30, дающая зависимость усадки от растворимости, показывает значение 34,0% почти в точном соответствии с величиной ее, полученной подробными вычислениями. Плотность остаточной или дегазированной нефти при атмосферном давлении может быть легко измерена обычными методами. Все же бывает необходимо дать оценку плотности смеси, исходя из ее состава. На фиг. 36 дана кривая эффективной плотности парафиновых углеводородов в жидкой фазе как функция от молекулярного веса. Этой кривой можно пользоваться либо путем сложения долей индивидуальных компонентов, либо подсчетом среднего молекулярного веса из состава, а также непосредственным отсчетом плотности состава.

0, —— *-— -.-—" \т •• '• / / / С* 0, / / / Z 60 80 100 1Z0 Молекулярный, бес № fSO 18Q ZOO Фиг. 36. Изменение плотностей жидкой фазы при 15,5° С и упругости пара парафиновых углеводородов от молекулярного веса.

Надо отметить, что кривая на фиг. 36 не всегда справедлива. Ее необходимо рассматривать лишь полуколичественно. Она не учитывает природы углеводородной смеси в области высоких молекулярных весов и строго применима лишь к парафиновым составляющим сырых нефтей. Что же касается низких молекулярных весов, то проведенное рассмотрение и фиг. 35 показывают, что эффективные плотности жидкой фазы весьма чувствительны к составу остальной части системы. Этот чисто эмпирический подход может быть сформулирован более строго и формально с ©ведением понятия «частичный объем». Он определяется как изменение объема фазы, обусловленное добавлением единицы веса рассматриваемого компонента. Предполагается заранее, что первоначальный объем фазы так велик, что добавление единицы веса данного компонента не вызывает заметного изменения в суммарном составе. Обозначив частичный объем /-го компонента через V\, весовую долю этого Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей компонента в фазе через х\>и получаем удельный объем V (объем на единицу веса) фазы, выраженный при помощи ?м.

(1) Было собрано и увязано много данных по частичным объемам углеводородов в системах природных газов и сырых нефтей и было показано, что они зависят не только от давления и температуры фазы, но также от ее состава, особенно для более легких компонентов. По этой.причине фиг. 36 не следует применять непосредственно для определения пластовых объемов газонефтяных систем, характеризуемых точкой парообразования при высоких давлениях, где эти системы содержат заметные концентрации более легких компонентов. Кажущиеся плотности последних, как указано на фиг. 35, зависят от природы более тяжелых компонентов. Если метан и этан присутствуют в значительных количествах, то пренебрежение влиянием тяжелых компонентов может привести при оценке суммарной плотности к заметным ошибкам. При атмосферном давлении, когда концентрации более легких компонентов малы, достаточно даже грубой оценки их индивидуальных плотностей. Можно просто подсчитать средний молекулярный вес и применить для этой дели кривую фиг. 36. Описанный метод по существу тождествен уравнению (1), приложенному к атмосферным условиям,, а затем перенесенному на пластовые условия при немощи поправочных коэффициентов (фиг. 33 и 34), выраженных в эквивалентной плотности. Проведенное рассмотрение предполагает, что растворимость и усадка в системах сырых нефтей и природного газа не зависят от термодинамических путей между конечными точками, т. е. пластовыми и атмосферными условиями. Это положение правильно, если общее содержание углеводородов в системе поддерживается постоянным, а газовая и жидкая фазы находятся в непрерывном контакте. Свободный газ и усадка объема нефти с уменьшением давления от пластового значения до атмосферного определялись бы только этими конечными состояниями. Такой процесс (для постоянного суммарного состава) называется «однократным испарением» или «контактным выделением». Примером такого процесса на практике служит изменение давления и температуры потока нефти и газа, подымающегося по скважине на поверхность, при стационарных условиях. Если во время спада давления первоначально насыщенной нефти из нее непрерывно выделяется весь свободный газ или часть его, как это происходит в нефтяных пластах, то процесс называется «дифференциальным выделением». Суммарный состав системы непрерывно меняется во время дифференциального выделения. Поэтому нужно ожидать, что по достижении атмосферных условий весь улетучившийся газ и остаточный объем нефти Глава отличаются от того состояния, при котором весь газ удерживался бы в жидкой фазе. Это положение подтверждено экспериментом над образцами газа и нефти, взятыми с забоя скважины, а также над рекомбинированными образцами с поверхности или из сепаратора. В подобных экспериментах непрерывный процесс дифференциального выделения приближается по необходимости к ступенчатому понижению давления при помощи конечных инкрементов, удалению выделяющегося газа при постоянном давлении, дальнейшему уменьшению давления и т. д. Найдено, что количество газа в результате дифференциального выделения меньше, чем при однократном испарении, а объем остаточной нефти выше. Последнее наблюдение приводит к мысли, что объем пластовой нефти или усадка, полученные в процессе дифференциального выделения, меньше, чем при контактном выделении газа до тех же конечных условий. Эти различия важны при интерпретации данных добычи нефти и газа для оценки пластового режима. Однако общие методы корреляции, относящиеся к растворимости и усадке, соответствующим различным процессам выделения газа из раствора, окончательно еще не разработаны. 2.9. Фазовые изменения сложных углеводородных систем. Константы равновесия. Были рассмотрены <методы подсчета объемного поведения жидкой фазы газонефтяных систем, имеющие различную степень приближения, с использованием данных о природе (плотность или состав) растворенного газа и общих свойствах (плотность) нефти. Проблемой остается установление составов газовой и жидкой фаз и распределение между ними различных компонентов сложной углеводородной системы. Эта проблема еще далеко не решена, особенно для интервалов давлений и температур в районе критических областей сложных систем. При этих условиях особую важность приобретают способы распознавания фазовых изменений и составов для добычи нефти в газоконденсатных пластах. Обобщение современных знаний по состоянию проблемы практически сделает возможным использование дополнительных данных по мере их накопления. Если бы углеводородные смеси подчинялись закону растворения Рауля и законам идеального газа, рассматриваемую проблему можно было бы легко решить следующим путем. Согласно этим законам парциальное давление каждого компонента pi в газовой фазе связано с мольной концентрацией этого компонента в жидкой фазе ХГ уравнением Pi = PlxK Для низких мольных концентраций компонентов Генри Х /(1—Х ) = s{ рг приводится к x^s^, причем i-ro компонента на единицу частичного давления. Этот эмпирическим эквивалентом закона Рауля, приводя уравнения (3).

Г Г (I) в жидкой фазе закон s{ —.растворимость* закон может служить к К±= 1/^Р вместо Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей а с его мольной концентрацией в газовой фазе ^ — уравнением где Р" представляет упругость пара г-го компонента при температуре и общем давлении системы Р. После введения выражения Р." у и обозначения мольных концентраций i-ro компонента в сложной системе посредством щ, количества молей всех компонентов газовой фазы через п г, а жидкой фазы через л ж, причем сумма их равна единице, из уравнений (1)—(3) следует, что "Р «rPi Pi так что n i Для данных давления и температуры системы Ki могут быть вычислены из уравнения (3). Для постоянного (связанного) суммарного состава, определенного через щ, единственной неизвестной величиной в правой части уравнения (4) является л г, которую необходимо находить при помощи последовательного приближения, так что или оба эти выражения эквивалентны. Значение пг, которое удовлетворяет этим уравнениям, дает для индивидуальных членов суммы мольный состав газовой и жидкой фаз. Подобной же процедурой можно определить полное развитие фаз и состава системы для других температур и давления, определяемое через щ. Кривая точки конденсации может быть высчитана, исходя из наблюдения, что при точке конденсации л г = 1, так что уравнение (5) становится Глава Аналогично на точке парообразования пг = О уравнение (6) требует, чтобы (8) Изменяя давление или температуру до тех пор, пока не будут удовлетворены уравнения (7) и (8), можно при помощи метода последовательного приближения установить граничные кривые для смесей, определяемых значениями Hi. Подставляя вместо Щ в уравнениях (7) и (8) соответственно значения Уг и xir как это дано уравнением (4), можно его удовлетворить автоматически. Этот факт подтверждает, что сосуществующие газовая и жидкая фазы для составов индивидуальных и соответственных фаз должны находиться в условиях точки конденсации и точки парообразования. В принципе группа уравнений (3) — (6) составляет основу полного описания многокомпонентных углеводородных систем. Значения Кг названы «равновесными константами» в том смысле, что согласно уравнению (3) каждая из них зависит только от давления и температуры, но не зависит от других компонентов. Такая формулировка неправильна, так как она не основана на опыте. Опыт показывает, что зависимость между значениями Кг и давлениями Р г и Р согласно уравнению (3) нарушается при давлениях, значительно превосходящих атмосферное. Кроме того, истинные значения соотношений молевых концентраций yi/Xi индивидуальных компонентов зависят от состава остальной части системы. Возможно расширить пределы теоретического представления отношений Ки вводя понятия летучести (фугитивности) и идеальных растворов. Первое понятие определяется уравнением • (9) где интеграл решается при помощи данных р — v — Т для чистых компонентов;

V представляет объем на моль. Значение летучести состоит в том, что она вносит поправку в парциальные давления чистых компонентов, когда они не подчиняются законам идеального газа. Идеальным раствором является раствор, следующий правилу аддитивности объемов и теплоемкостей индивидуальных компонентов. Для подобных систем можно показать, что iЖ где нижние показатели «г», «ж» относятся к газовой и жидкой фазам.

Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 11 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.