- •1. Коллекторские Свойства горных пород
- •1.1. Типы пород–коллекторов
- •1.1. Типы пород–коллекторов
- •1.2. Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4. Пористость
- •1.4.1. Виды пористости
- •Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •Размерность параметров уравнения Дарси
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.5.6. Виды проницаемости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.9. Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов
- •2. Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1. Состав природных газов
- •Химический состав газа газовых месторождений, об. %
- •Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
- •Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.4. Уравнение состояния
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.6. Вязкость газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •Значения поправочных коэффициентов на минерализацию в зависимости от температуры
- •2.8. Упругость насыщенных газов
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •Значения коэффициента объёмного расширения
- •3.2.2. Вязкость нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.4. Газосодержание нефтей
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.8. Тепловые свойства нефтей
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5. Состав и физико-химические свойства пластовой воды
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2. Физические свойства пластовых вод
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
2.5. Состояние реальных газов
При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.
Для учёта этого взаимодействия уравнение 2.17 на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:
, (2.26)
где Q – количество вещества, моль;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа (см. 2.8).
Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.
Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температур), природы газа:
z = f (Тприв, Рприв), (2.27)
где Тприв – приведенная температура;
Рприв – приведенное давление.
Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.
Тприв.. = Тпл. / Тср. кр; Р прив. = Рпл. / Рср. кр; Vприв. = Vпл. / Vср. кр. (2.28)
А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:
(2.29)
(2.30)
Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние (табл. 2.4.).
Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние (табл. 2.4).
Таблица 2.4
Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
№ п./п. |
Компонент |
ТКРi, оК |
РКРi, 0,1 МПа |
zКРi |
1. |
Метан, СН4 |
190,7 |
45,8 |
0,290 |
2 |
Этан, С2Н6 |
306,0 |
48,5 |
0,285 |
3 |
Пропан, С3Н8 |
369,8 |
43,4 |
0,277 |
4 |
Изо-бутан, i-С4Н10 |
407,2 |
37,2 |
0,283 |
5 |
н-Бутан, n-С4Н10 |
425,2 |
35,7 |
0,274 |
6 |
Изо-пентан, i-С5Н12 |
461,0 |
32,8 |
0,268 |
7 |
н-Пентан, n-С5Н12 |
470,0 |
33,0 |
0,269 |
8 |
Гексан, С6Н14 |
508,0 |
29,6 |
0,264 |
9 |
Гептан, С7Н16 |
540,3 |
27,0 |
0,259 |
10 |
Азот, N2 |
126,1 |
34,6 |
0,291 |
11 |
Двуокись углерода, СО2 |
304,2 |
74,96 |
0,274 |
12 |
Сероводород, Н2S |
373,6 |
88,9 |
0,268 |
Существуют графики (рис. 2.1), эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.
Рис. 2.1 Коэффициенты сжимаемости z углеводородных газов, в зависимости от приведённых параметров
При содержании неуглеводородных компонентов в составе нефтяных газов (N2, СО2, Н2S) следует вводить поправки в рассчитанное значение коэффициента сверхсжимаемости по правилу аддитивности:
z = NN2· z N2 + (1- NN2) · zув, (2.31)
где NN2 – молярная доля азота в смеси газов;
zN2, zув – коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов.
Для определения величин zN2 используются специальные графики (рис. 2.2).
Рис. 2.2. Зависимость коэффициента сжимаемости азота от давления и температуры
Зная коэффициент сверхсжимаемости (z) и объём, занимаемый газом при нормальных условиях, можно оценить его объём при пластовых условиях по закону Бойля–Мариотта:
. (2.32)
Отношение объёма газа при пластовых условиях (Vпл.) к объёму газа при нормальных условиях (Vo) называется объёмным коэффициентом (b) газа:
. (2.33)
Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма, занимаемого газом при нормальных условиях на пластовые условия и наоборот, например, при подсчёте запасов.
Рассмотрим пример. Дан мольный состав (Ni) газа:
Дано: Ni, доли Pкр, атм Ткр, К Ni Piкр, атм Ni Tiкр, К
СН4 0,8319 47,32 191 39,2 158,0
С2H6 0,0846 49,78 305 4,2 25,8
C3H8 0,0437 43,38 370 1,9 16,2
-C4H10 0,0076 38,25 407 0,3 3,1
n-C4H10 0,0168 38,74 425 0,6 7,1
i-C5H12 0,0057 33,89 461 0,2 2,6
n-C5H12 0,0032 34,10 470 0,1 1,5
C6H12 0,0063 30,52 508 0,2 3,2
Определить какой объём будет занимать 1000 м3 газа (при н. у.) для пластовых условий: Р = 100 атм, Т = 50°С?
Решение. Используя данные таблицы, мы можем найти коэффициенты сжимаемости (z) и объёмный коэффициент газа (b) для пластовых условий.
Рассчитаем приведенное температуру (2.27) и давление (2.28) для нашего состава и пластовых условий:
Tпр = (50 + 273,15) / (Ni Tiкр) = 323,15 / (0,8319 · 91 + 0,0846 · 305 + 0,0437 · 370 + 0,0076 · 407 + 0,0168 · 425 + 0,0057 · 461 + 0,0032 · 470 + 0,0032 · 470) = 323,15 / (158 + 25,8 + 16,2 + 3,1 + 7,1 + 2,6 + 1,5 + 3,2) = 323,15 / 217,5 = 1,48.
Рпр = 100 / (NiPiкр) = 100 / (0,8319 · 47,32 + 0,0846 · 49,78 + 0,0437 · 43,38 + 0,0076 · 38,25 + 0,0168 ·38,74 + 0,0057 · 33,8 + 0,0032 · 34,1 + 0,0063 · 30,52) = 100 / (39,2 + 4,2 + 1,9 + 0,3 + 0,6 + 0,2 + 0,1 + 0,2) = 100 / 46,7 = 2,14.
По графикам (рис. 2.1) находим значение z, как функцию z = f(Тпр. =1,48) и f(Pприв=2.14) при определяем z. Для нашего случая величина z = 0,81.
Объём газа в пластовых условиях определяем, используя закон Бойля–Мариотта:
Vпл = zVo(273,15 + t°) Po / (273,15Pпл),
Vпл = 0,811000323,151 / (273,15100) = 9,58.
Объёмный коэффициент газа оценивается отношением объёмов газа в пластовых условиях к объёму газа при н.у.:
b = Vпл/Vo = z(273,15 + t°)Po / (273,15Pпл),
b = 9,58 / 1000 = 0,81323,151 / (273,15100) = 0,00958.