- •Методы изучения пласта.
- •Уровни неоднородности.
- •Закон Дарси
- •Способы определения.
- •Капиллярное давление
- •Пластическая деформация.
- •Реологические модели.
- •4.Теплопередача.
- •39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.
- •40,41. Физические свойства реальных газов. Физические свойства газового конденсата.
- •Плотность природного газа и стабильного конденсата.
- •Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
- •42. Физические свойства природных нефтей.
- •1)Сжимаемость нефти.
- •2)Упругий запас.
- •3) Плотность.
- •43. Аномально-вязкие нефти и их структурно-механические свойства.
- •1. Вязкопластическую жидкость;
- •2. Степенная жидкость.
- •3.Упруго пластические жидкости.
- •44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.
- •45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.
- •Давление насыщения нефти газом.
- •46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.
- •2. Адсорбционная вода;
- •3. Плёночная вода;
- •4. Свободная вода;
- •Физические свойства пластовых вод.
- •4. Вязкость воды.
- •Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.
- •47. Фазовые превращения углеводородных систем. Фазовое равновесие в углеводородных системах.
- •48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.
- •49. Виды остаточной нефти в залежи.
- •50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.
- •51. Адсорбированная и пленочная остаточная нефть
- •52. Остаточная нефть неустойчивого вытеснения.
- •53. Физические принципы доизвлечения остаточной нефти.
- •54. Техногенные изменения нефтяного пласта при разработке.
- •55. Физические принципы повышения продуктивности скважин.
- •56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.
- •Геофизические методы.
- •57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.
- •58. Режимы образования остаточной нефти.
45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.
Растворимость газов в нефти.
При небольших давлениях и постоянных температурах растворимость подчиняется закону Генри:
Vг=рVж,
где []=[м2/Н] – коэффициент Генри, учитывающий количество газа, растворяющегося в единице объёма жидкости при повышения давления на единицу.
=Vг/(Vжр)
Газ при растворении проявляет специфические свойства, например кажущееся увеличение удельного объёма жидкости:
v=V/G,
где v – кажущееся увеличение объёма;
G – масса растворённого газа.
Смысл понятия «кажущийся удельный объём» заключается в том, что приращение объёма жидкости V не отражает истинного объёма растворённого газа в нефти, я является результатом взаимодействия молекулярных сил растворённого газа и жидкости. В химической термодинамике величину v называют парциальным молярным объёмом.
Характеристики растворимости газа в нефти выглядят следующим образом:
см3/см3
этилен
СО2
СН4
2
р, МПа
По абсциссе откладываются значения давления, по ординате – количество растворённого в нефти газа.
Растворимость газов возрастает с увеличением молекулярной массы газа. Следовательно, различные компоненты газа обладают различной растворимостью, а, значит, природный газ в природной нефти будет растворяться сложным образом.
Растворимость зависит от состава и свойств нефти. Причём растворимость газов увеличивается с повышением содержания парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов.
Малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые.
На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти, хотя в сжатом газе при высоких давлениях происходит обратимое растворение компонентов нефти, что видно на выполаживании кривых растворимости хорошо растворимых газов.
Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)10-5 м3/(м3Па).
Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.
Кроме процесса растворения, присутствует процесс выделения газа из нефти. Растворение связано с геологическими условиями, причём сам процесс происходил длительный период. А процесс выделения связан с нашей деятельностью, и он уже краткосрочен.
Количество выделившегося газа зависит от выбора технологии:
газ выделился и находится в контакте с нефтью (газовые шапки);
газ выделился и мы его вывели из системы нефть-газ (с отводом).
Первый из названных способ дегазации получил название контактного, или одноступенчатого. Второй – дифференциального, или ступенчатого (многократного).
Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворённом состоянии газе в нефти больше, чем при контактном (одноступенчатом). Это связано с переходом в паровую фазу метана.
Количество газа, выделившегося из нефти характеризуется кривыми дегазации. Их получают экспериментально, и для каждого месторождения существует своя кривая.
см3/см3
Т; =соnst
р, МПа
Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.
Газ может содержаться в растворённом виде и в воде. Причём растворение в обычной воде незначительно, а в минеральной резко повышается (степень минерализации начинает значительно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л). Процессы растворения играли важную роль при миграции углеводородов и формировании залежей.
В каком-то диапазоне давлений разгазирования не происходит.
Если газ разгазируется, то фазовая проницаемость нефти снижается.
Растворимость может сложным образом быть распределена по пласту.