- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
Сущность метода заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая проталкивается более дешевым агентом. В качестве агента применяют сухой или жирный газ. Более эффективно процесс протекает при использовании жирных газов. Воду для этой цели нагнетать нежелательно в связи с большими потерями легких углеводородов, остающимися в смеси с водой в пласте.
Минимально необходимый объем оторочки — это такой объем, когда при продвижении ее до добывающей скважины оторочка полностью не разрывается. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь газом с отбором тяжелых фракций на газобензиновом заводе.
Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие более тяжелые углеводороды. Состав растворителя необходимо выбрать так, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость оторочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не образуются границы раздела (мениски) и вытеснение нефти происходит наиболее эффективно. Для осуществления вытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, при котором они в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. При вытеснении нефти пропаном или бутаном эти индивидуальные углеводороды будут в пласте в жидком состоянии, если пластовая температура ниже их критических температур, а пластовое давление выше упругости паров этих углеводородов. Если в качестве оторочки используются смеси углеводородов, то пластовая температура должна быть ниже критической температуры смеси, а пластовое давление — выше давления насыщения системы нефть — углеводородная смесь при пластовой температуре. Один из способов приближенной оценки критических параметров смесей приведен в гл. IV.
Сложнее достигается неограниченная растворимость углеводородов на границе оторочка — газ. Для этого требуются более высокие давления, в чем легко убедиться, рассматривая критические кривые смеси метана с различными углеводородами (см. рис. IV.9). Смесь представляет собой гомогенную среду, если ее параметры располагаются на критической кривой или выше ее. В области выше критической смесь метана с соответствующим углеводородом находится в гомогенном состоянии — жидком или газообразном — в зависимости от температуры и соотношения этих компонентов. Переход из одного состояния в другое в этой области осуществляется без образования поверхностей раздела. Следовательно, если параметры смеси расположены в этой области, то смесь характеризуется взаимной растворимостью метана и выбранного углеводорода. Из рис. IV.9 следует, что, например, при температуре 40 °С неограниченная взаимная растворимость метана с пропаном наступает при давлении выше 9,2 МПа, метана с бутаном — выше 13,4 МПа, метана с пентаном — выше 17 МПа.
Оторочка растворителя обычно состоит из смеси сжиженных углеводородов. Минимальное давление, которое следует поддерживать в каждой точке пласта, чтобы происходило вытеснение смешивающимися агентами, определяют расчетным путем. Для упрощения состав оторочки рассматривают как один сложный компонент, образующийся в переходной зоне бинарной смеси метана с этим компонентом. И далее считают, что для системы критические параметры совпадают с максимальным давлением и температурой, при которых углеводороды (бинарная смесь) полностью переходят в однофазное состояние. Считается, что условие смешивания оторочки из сжиженных углеводородных газов с метаном соблюдается, если давление в пласте поддерживается выше критического при пластовой температуре. Как мы уже видели (см. гл. IV), критическую кривую можно построить по расчетным данным. При этом многокомпонентная смесь условно считается бинарной (метан и этан + высшие), где второй компонент представляет собой углеводороды оторочки. Критические параметры этой бинарной смеси определяются по критическим свойствам бинарных смесей метана с углеводородами парафинового ряда (см. рис. IV.9). На рис. VIII. 18 показаны критические кривые тройных смесей: метан — н-бутан — декан, метан — этан — н-пентан и смесей природного газа с бутаном для различных соотношений , где х2 и х3 — концентрации тяжелых компонентов, входящих в состав второго компонента. На рис. VIII. 18 также приведены критические кривые бинарных смесей метана с индивидуальными углеводородами.
Р ис. VIII.18 Критические кривые бинарных и тройных смесей метана с различными углеводородами
А. С. Великовским, Г. С. Степановой и Я. И. Выборновой предложены следующие эмпирические формулы для определения максимального давления критических кривых бинарных смесей метана с углеводородами нормального парафинового ряда и температуры, отвечающей этому давлению:
pкр.max=0,00353(М2)2+2,131М2, (VIII.9)
Ткр.max=0,683(Ткр.2+82)0,9936М2-0,82,
(VIII. 10)
где pкр.max - максимальное давление критической кривой, Па; М2 - молекулярная масса нормального парафинового углеводорода, составляющего смесь с метаном; Ткр.max - температура, отвечающая давлению pкр.max, °C; Ткр.2 - критическая температура нормального парафинового углеводорода, составляющего смесь с метаном, °С
При давлении в пласте выше pкр.max оторочка будет находиться в однофазном состоянии при любой температуре. Если состав оторочки сложный, вместо молекулярной массы М2 индивидуального компонента необходимо в формулы (VIII.9) и (VIII. 10) подставить значения эквивалентной молекулярной массы тяжелых компонентов Мэкв (методику определения Мэкв см. в гл IV).
Необходимое давление, при котором наступает вытеснение оторочки метаном в условиях смешивания фаз, может оказаться высоким и неприемлемым для условий воздействия.
Давление в системе, когда нефть будет вытесняться оторочкой и газом в условиях полного смешивания, можно уменьшить, если растворитель продвигать газом, обогащенным этаном, пропаном и бутаном. При этом задача сводится к определению необходимого состава нагнетаемого газа и смеси в промежуточной зоне, для которых пластовая температура и давление критические (критический состав). При выборе такого состава углеводородов условно принимается, что промежуточная зона, образующаяся оторочкой и вытесняющим ее сжатым газом, в которой доля последнего изменяется от 0 до 100 %, состоит из двух сложных компонентов. Состав каждого из этих компонентов в зоне смеси предполагается постоянным, изменяется лишь количественное соотношение двух компонентов в смеси.
Как известно, при изменении состава системы сдвигаются и значения критических ее параметров (см.рис. IV.4). Допустим, что фазовая диаграмма 1 на рис. VIII.19 отвечает составу вытесняющего газа, а диаграмма 2 — составу оторочки. Тогда схематическое изменение фазовых диаграмм углеводородов в зависимости от концентрации компонентов в зоне смеси при переходе от оторочки к сжатому газу будет характеризоваться промежуточными диаграммами 3, 4, 5 и 6 и соответствующей критической кривой, соединяющей критическую точку К1, отвечающей составу сжатого газа и К2 - составу оторочки. С увеличением доли сжатого газа в смеси образуются системы, которые в пластовых условиях будут находиться в газообразном состоянии (диаграммы 5 и 6). С уменьшением доли сжатого газа в смеси возникают системы, которые в пластовых условиях будут находиться в жидком состоянии (диаграмма 4).
Р ис. VIII.19. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газу
Как следует из рис. VIII.19, при пластовой температуре Тпл максимальное давление, когда смесь может разделиться на две фазы, будет близким к критическому давлению для смеси с фазовой диаграммой 3. Пластовая изотерма — критическая для данной смеси. Следовательно, чтобы происходил процесс вытеснения, давление в пласте должно быть выше критического давления (точка К3 на критической кривой) при пластовой температуре. (Ранее было упомянуто, что превышение давления перехода системы легких углеводородов в однофазную область над критическим составляет не более 2—3 % критического давления. Поэтому считаем условием смешивания фаз превышение пластового давления над критическим). Состав углеводородов вытесняющего газа и оторочки, удовлетворяющий этому условию, обеспечивает процесс продвижения растворителя в условиях полного смешивания углеводородов. Этот состав находят, задаваясь различными соотношениями d — текущей молярной доли сжатого газа в составе углеводородов промежуточной зоны. Далее определяют критические температуры, соответствующие выбранным составам смесей, и в результате подбирают такой состав, для которого пластовая температура является критической.
Критическую температуру и критическое давление определяются по методике (см. гл. IV).
Р ис.VIII.20. Состав тройных смесей на прямоугольном равнобедренном треугольнике
Рассмотрим далее подбор критического состава смеси, состоящего из d молей сжатого газа и (l—d) молей оторочки углеводородов, с помощью треугольной диаграммы тройных смесей (рис. VIII.20). По линии АВ откладывается содержание метана в смеси, а по линии АС — промежуточного компонента (содержание этана или смеси этана с пропаном). В этих координатах составу смеси отвечает точка D. Отрезок DE или DF характеризует состав остальных компонентов (С3+ или С4+). Если точка Г соответствует составу сжатого газа, а точка О — оторочки, то прямая ГО отвечает составам промежуточной зоны, где массовая доля сжатого газа изменяется от 0 до 100 %. На этой прямой расположена точка, соответствующая критическому составу смеси при пластовой температуре. Координаты ее можно определить по точкам К' и K", отвечающим критическим составам смесей (метана и компонентов С2+, содержащихся в сжатом газе, метана и компонентов С2+, содержащихся в оторочке). Прямая К'К" пересекает линию ГО в точке К"', координаты которой соответствуют критическому составу смеси при пластовой температуре. Координаты точек К' и К" можно найти с помощью диаграммы зависимости критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового ряда, приведенной на рис. VIII.21. Для определения критического состава смеси (метана и компонентов С2+, содержащихся в сжатом газе при пластовой температуре), т. е. для определения координаты точки К", на рис. VIII.21 наносят кривую, соответствующую полученному значению молекулярной массы (для этого используют интерполяцию). Содержание метана в критической смеси определяют по точке пересечения построенной кривой с изотермой, соответствующей пластовой температуре. Так же находится и критический состав смеси, составленный из метана и компонентов С2+, содержащихся в оторочке (т. е. координаты точки К").
Р ис. VIIL21. Зависимость критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового ряда