Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ВВЕДЕНИЕ
Освоение и ввод в эксплуатацию крупнейших в мире по запасам газа сеноманских залежей месторождений Западной Сибири осуществляются на основе достижений научно-технического прогресса в области физики пласта, техники и технологии добычи нефти и газа, совершенствования проектирования систем разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, разработки и внедрения методов увеличения компонентоотдачи пластов.
В последние годы получены новые теоретические данные относительно физики нефтяного и газового пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физических свойств пластовых жидкостей и газов. Некоторые из них успешно применяются на практике.
В книге обобщены устоявшиеся, нашедшие подтверждение в практике добычи нефти и газа основы физики нефтяного и газового пластов, рассмотрены новые элементы техники и технологии добычи и подземного хранения газа, получили дальнейшее развитие вопросы абсолютной и относительной шероховатости каналов пористой среды, связи относительной шероховатости каналов пористой среды с коэффициентами проницаемости и пористости, с числом Слихтера, показано влияние геолого-физических параметров пористой среды на критическое число Рейнольдса, температуры - на фазовые проницаемости нефти, воды и газа. Большое внимание уделено капиллярному впитыванию воды в пористые среды, расчету высоты капиллярного впитывания воды, связи эффективного диаметра частиц газонасыщенного пласта со средним диаметром каналов пористой среды.
В работе исследована проблема аналитического определения состава пластового газа по данным исследований много- и малодебитных скважин, имеющих жидкость на забое, коэффициентов фильтрационных сопротивлений "средней" скважины, обобщен вопрос о коэффициенте газоотдачи.
Значителен вклад отечественных ученых во всех областях физики пласта: в теории и практике определения свойств горных пород и пластовых жидкостей и газов, в исследовании вопросов фильтрации и вытеснения нефти, конденсата и газа из пористой среды.
Труды академика П.А. Ребиндера, доктора химических наук М.М. Куса- кова, докторов технических наук Ф.И. Котяхова, Ф.А. Требина, Б.Б. Ла- пука, Б.А. Шейнмана, Ш.К. Гиматудинова и др. по физике пласта продолжают оставаться в этой области основополагающими.
Значительный вклад в разработку новых методов нефтеотдачи, механику и физико-химию пласта сделан докторами технических наук В.Н. Щелкачевым, Г.А. Бабаляном, Г.Г. Вахитовым, А.Х. Мирзад- жанзаде, И.А. Мархасиным, Ю.П. Желтовым и другими отечественными учеными. Большие успехи в исследовании физики нефте- и газоносных
пластов достигнуты зарубежными учеными и инженерами. Среди них следует отметить работы М. Маскета, Д. Катц, Д. Амикса, Д. Басс, Р. Уайтинга.
В развитие систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений, техники и технологии добычи и подземного хранения газа большое значение имеют труды докторов технических наук И.А. Парного, Е.М. Минского, Ю.П. Коротаева, С.Н. Бузинова и др. Среди зарубежных коллег в этой области можно отметить М. Маскета, Д. Катц, К. Котс, П. Уитерспун, Е. Лейди, Г. Рэми.
Авторы полагают, что новые идеи и подходы в решении различных проблем физики пласта, добычи газа и подземного его хранения дадут хороший импульс для научного творчества студентов, аспирантов, молодых ученых, послужат дальнейшему развитию нефтяной и газовой промышленности.
ФИЗИКА ПЛАСТА
Глава I
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВНЕФТИ И ГАЗА
ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов - гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (обычно сложенных преимущественно карбонатными отложениями, сланцами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст. По предложению Г.И. Баренблатта и Ю.П. Желтова, при изучении процессов фильтрации жидкостей и газов в таких трещиновато-пористых коллекторах принято их поровое пространство рассматривать как непрерывную сложную среду, состоящую из двух сред - трещиноватой и межзерновой, вложенных одна в другую.
Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяют на подтипы - трещиновато-пористые, трещиновато- каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.
Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям и 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения - основные коллекторы нефти и газа.
В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов - слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются следующими основными показателями:
гранулометрическим (механическим) составом пород;
пористостью;
проницаемостью;
капиллярными свойствами;
удельной поверхностью;
механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
насыщенностью пород водой, нефтью и газом.
Упомянутые свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных их особенностей. Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам зерен различают струк-
туры: псефитовую (более 2 мм), псаммитовую (0,1-2 мм), алевритовую (0,01-0,1 мм), пелитовую (0,01 мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента и зерен породы и некоторые другие черты строения. Роль цемента часто выполняют глинистые вещества. Встречаются также цементы хемогенного происхождения (карбонаты, оксиды и гидроксиды, сульфаты).
ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ ПОРОД
Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Дисперсность частиц сцементированных пород изучается по их шлифам под микроскопом. Несцементированные пески и слабо сцементированные песчаники подвергают гранулометрическому анализу, разделяя частицы на фракции.
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и др.
По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ.
Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и капиллярно удержанной нефти.
Гранулометрический анализ песков используется в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.
Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако для большинства нефтесодержащих пород он колеблется в пределах 1-0,01 мм.
Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размером частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). В значительном количестве они содержатся в глинах, лёссах и других породах.
В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие значительной общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в основном зависит степень набухаемости горных пород в воде.
Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализами. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяется для разделения песка на фракции от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшей крупности определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно пользуются набором штампованных проволочных или шелковых сит. Штампованные сита имеют отверстия 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. Существуют различные системы сит и всевозможных механических приспособлений для разделения породы на фракции. В наборе вверху располагают сито с наиболее крупными отверстиями. В это сито насыпают 50 г породы, которую просеивают в течение 15 мин. Затем оставшиеся на каждом сите частички породы взвешивают.
Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле 10
Рис. I. Схема весов Фигуровского
1 - стеклянный стержень; 2 - нить; 3 - цилиндрический сосуд; 4 - стеклянный диск; 5 - отсчетный микроскоп
18У^рж J18У^рж J9.1)9.1)Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы
18У^рж J
18У^рж J
9.1)
9.1)
где g - ускорение свободного падения; d - диаметр частиц; V - кинематическая вязкость; рж - плотность жидкости; рп - плотность частицы
породы.
Существуют различные мнения о пределах и условиях применимости закона Стокса. Считается, что формула (1.1) справедлива для частиц диаметрами 0,1-0,001 мм. При меньшем размере на скорость осаждения частиц влияют броуновское движение и слои адсорбированной воды.
Формула Стокса справедлива при свободном (нестесненном) движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы не должно превышать 1%.
Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют способы отмучивания током воды и путем слива жидкости (метод Сабинина), а также метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.
При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который воду направляют снизу вверх. Регулированием скорости движения воды добиваются выноса из сосуда частиц определенного диаметра, значение которого можно определить по формуле Стокса.
По методу Сабинина отделение медленно оседающих мелких частиц от быстро оседающих крупных и тяжелых происходит при сливе жидкости, содержащей еще не
осевшие на дно сосуда частицы.
Наиболее совершенный метод седиментационного анализа - взвешивание осадка. Осадок в процессе седиментации взвешивается с помощью весов Фигуровского (рис. 1) или автоматических седиментационных весов (например, модели ВСД-1/50 мкм). В приборе Фигуровского в качестве элемента, воспринимающего нагрузку, используется стеклянный кварцевый стержень (коромысло) 1. В приборе ВСД-1/50 мкм, предназначенном для гранулометрического анализа дисперсных частиц крупностью от 1 до 50 мкм, осадок взвешивается с помощью электрических весов с автоматической регистрацией и записью массы выпадающего осадка во времени. Предел регистрируемой массы осадка составляет 500 мг. Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд 3, в который опускают тонкий стеклянный диск 4, подвешенный на плечо весов Фигуровского. Выпадающие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем обрабатывают. Результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 2, 3), а также в виде гистограмм (см. рис. 3, 2) и циклограмм. Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые доли фракции (в %), а по оси абсцисс - диаметр частиц d или lg d.
Рис. 2. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породыРис. 3. Кривая распределения зерен породы по размерам (/) и гистограмма (2)Рис. 2. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породыРис. 3. Кривая распределения зерен породы по размерам (/) и гистограмма (2)
Рис. 2. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы
Рис. 3. Кривая распределения зерен породы по размерам (/) и гистограмма (2)
Рис. 2. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы
Рис. 3. Кривая распределения зерен породы по размерам (/) и гистограмма (2)
При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметр d частиц, а по оси ординат - изменения массы зерен, приходящиеся на единицу изменения их диаметра.
На циклограмме, площадь круга которой принимается за 100%, величина секторов пропорциональна содержанию фракций.
Степень неоднородности песка характеризуется отношением d^d^, где d№ - диаметр частиц, при котором суммарная массовая доля фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным, составляет 60% всей массы фракций (точка 2 на рис. 2), а ^ю - аналогичная величина для точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 3 на рис. 2). По диаметру, соответствующему точке 7, подбирают размеры отверстий забойных фильтров для нефтяных скважин.
Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.
ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости тп называется отношение суммарного объема пор Vnop в образце породы к видимому его объему Тобр:
V
(1.2)(1.2)’ пор т„ = —L
(1.2)
(1.2)
V г
Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным - поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др.
Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.
В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:
сверхкапиллярные - более 0,5 мм;
капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);
субкапиллярные - менее 0,0002 мм (0,2 мкм).
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.
Наряду с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.
Коэффициентом открытой пористости та принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.
Статическая полезная емкость коллектора Пст характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. ПС1 определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.
В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и др.) не движется в порах. Динамическая полезная емкость коллектора Пдин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИГОРНЫХ ПОРОД
Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:
(L3)(L3)у Vr -V V гпор _ гобр 'зср _ । гзер 4>г>р К>брЧ)бр
(L3)
(L3)
где Гцор, Уобр и Гзер - объемы пор, образца и зерен.
Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу (1.3) можно представить в виде
тхтхРобрРзсрРобрРзср(1.4)(1.4)
тх
тх
Робр
Рзср
Робр
Рзср
(1.4)
(1.4)
где робр и Рзер - плотности образца и зерен.
Из формул (1.3) и (1.4) следует, что для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности зерен и образца. Существует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.
Для определения объема образца часто пользуются, по И.А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.
При использовании метода парафинизации (метод Мельчера) образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод парафинизации трудоемок и не повышает точности определений.
Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор - по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности давлений Др массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, й массы сухого образца:
где рж - плотность жидкости.
Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен с помощью пикнометров и жидкостных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются также для нахождения открытой пористости.
Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля-Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.
В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.
Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском или пластиками.
При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. Для песков значения открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость может на 5-6% превышать открытую. Наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложенных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. В этом случае пористость оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керосином.
Газометрический способ следует также применять для измерения пористости пород, разрушающихся при насыщении керосином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрывающего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.
14
Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах - от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15-20%.
Пример. Определить открытую пористость по И.А. Преображенскому. Взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец, насыщенный керосином, - в керосине.
Пусть Р\ - масса сухого образца в в оздухе; Р2 - масса образца с керосином в воздухе; Р2 - масса насыщенного керосином образца, помещенного в керосин; ркер - плотность керосина. Тогда объем пор в образце
V =
П°Р Ркер’
а объем образца
^бр ~^бр ~РкерРкер
^бр ~
^бр ~
Ркер
Ркер
^о =^о =Рг-РуРг-РзРг-РуРг-РзКоэффициент открытой пористости образца
^о =
^о =
Рг-Ру
Рг-Рз
Рг-Ру
Рг-Рз
(L5)
Динамическую полезную емкость 77дин коллектора (динамическую пористость) можно определить по результатам специальных опытов по вытеснению из кернов нефти водой или газом (или газа водой в случае имитации газовых коллекторов). При вытеснении нефти водой
п (ак~анЖор ,„.,
^дин - v~<ак ан)т0’
ч>бр
где т0 - коэффициент открытой пористости; ак и ан - конечный и начальный коэффициенты водона- сыщенности керна; Vnop - объем пор в объеме V^ - образца породы.
При вытеснении газа водой
П - -(ХН -Рог)Ч1Ор /, ох
/7„ин-.. ~moO ан Рог)’
К>бр
где |30г - остаточная газонасыщенносгь породы.
Опыт по вытеснению нефти или газа из керна проводится на специальных приборах (капиллярных установках с полупроницаемой перегородкой, см. рис. 9). Значение а„ определяется по результатам анализа керна, отобранного при бурении пласта раствором на нефтяной основе, с^и Рог находят путем экстрагирования образцов после опыта в приборе ЛП-4 (см. рис. 72).
ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Проницаемость - фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).
Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей - совместное движение нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.
Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют их физико-химические свойства.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
(1.6)(1.6)6 , 1 ^ о = — = к ——,
(1.6)
(1.6)
F ц AL
где у - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости в единицу времени; F - площадь фильтрации; ц - динамическая вязкость жидкости; Ар - перепад давлений; L - длина пористой среды.
(L7)(L7)В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности к, который называют коэффициентом проницаемости
(L7)
(L7)
ApF
(1.8)(1.8)При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.7) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:
(1.8)
(1.8)
ApF
где Ог - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.
Среднее давление по длине керна р = Л±£1
2 ’
где /7] и р2 - давление газа на входе в образец и на выходе из него соответственно.
Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим
Q - ^бо^о
Pa+Pi'
Здесь Со - расход газа при атмосферном давлении р0.
Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде
(L9)(L9)■ _ 2СоРоЦгС
(L9)
(L9)
Единицы измерения проницаемости. В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности [L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] = Па; [р] = Па • с. Следовательно,
м3
(1.10)(1.10)Па ■ с • м
(1.10)
(1.10)
к = —— = м2.
Па • м2
При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р = 1 Па, р = 1 Па • с получим значение коэффициента проницаемости к = 1 м2.
Таким образом, в Международной системе за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м3/с.
Физический смысл размерности к (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.
Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоско-параллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - "скважиной". Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам: при фильтрации жидкости -
к= —L.(Ш)
2лА(рн-р,)
при фильтрации газа -
цгёгьЛ цгегйЛ
кг =L =.(L 12)
2лЛ(рн-рв) ^(Рн-Рв)
Здесь цж и цг - вязкость жидкости и газа; 0Ж - расход жидкости; Qr, 0Г - расход газа при атмосферном и среднем давлениях в образце; гн и гв - наружный и внутренний радиусы кольца; рн и рв- давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца; h - высота цилиндра.
ФАЗОВАЯ И ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТИГОРНЫХ ПОРОД
В природных условиях пустоты пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений заполнены водой, газом или нефтью, т.е. в них одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации смесей проницаемость породы для одной какой- либо фазы меньше ее абсолютного значения.
Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиента давления.
Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами.
В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков - движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Характер каждого из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим графики двухфазного потока.
Движение смеси нефти и в о д ы. На рис. 4 приведена зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой
к к
к>^-. к'й=^, (1.13) к к
где Ав и кн - фазовые проницаемости для воды и нефти; к - абсолютная проницаемость.
Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т.е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель находится на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится, и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после увеличения водонасыщенности быстро уменьшается. Если в порах находится 30% связанной воды, относительная
Рис. 4. Зависимость относительных проницаемостей (£) песка для нефти и воды от водонасыщенности (5) порового пространства при межфазном поверхностном натяжении жидкостей / - 34 мН/м; 2-5 мН/м
проницаемость для нефти снижается в 2 раза. Из этого следует, что необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность пласта в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшаются относительная проницаемость пород для нефти и дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо
удаляются из пор пласта при освоении скважин. Поэтому с учетом фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой составляются рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктив
ных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств.
Из рис. 4 также следует, что если водонасыщенность песка составляет 80%, относительная проницаемость для нефти равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.
Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения на разделе нефть-вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате чего повышаются относительные проницаемости породы для жидкости (см. рис. 4).
Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами - поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности большие и для нефти, и для щелочной воды.
При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит в основном от насыщенности.
Для пород незначительной проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Количественно мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения (проницаемости, состава жидкостей и пород, содержания остаточной воды и др.). Вероятные изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при этом возникают в процессе движения смесей нефти и воды. Если с изменением какого-либо свойства системы увеличивается подвижность смеси нефти и воды, уменьшаются прилипаемость жидкостей к стенкам поровых каналов и сопротивление среды потоку, то относительные проницаемости пористой среды для нефти и воды растут. Изменения свойств
Рис. 5. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ^ Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды. Цифры у кривых - проницаемость по воде, мкм" Пунктиром нанесены кривые для чистых кварцевых песчаниковРис. 5. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ^ Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды. Цифры у кривых - проницаемость по воде, мкм" Пунктиром нанесены кривые для чистых кварцевых песчаников
Рис. 5. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ^ Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды. Цифры у кривых - проницаемость по воде, мкм" Пунктиром нанесены кривые для чистых кварцевых песчаников
Рис. 5. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ^ Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды. Цифры у кривых - проницаемость по воде, мкм" Пунктиром нанесены кривые для чистых кварцевых песчаников
Рис. 6. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности
Рис. 7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасыщенности а - песчаники; б - пористые известняки и доломитыРис. 7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасыщенности а - песчаники; б - пористые известняки и доломиты
Рис. 7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасыщенности а - песчаники; б - пористые известняки и доломиты
Рис. 7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасыщенности а - песчаники; б - пористые известняки и доломиты
пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды.
С уменьшением проницаемости (например, при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.
Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей расположены, как правило, ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости.
Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы.
Следует, однако, отметить, что в последнее время высказывается мнение о возможности получения при определенных условиях относительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу. Например, фазовая проницаемость в опытах А.Е. Евгеньева оказалась выше абсолютного ее значения при фильтрации в низкопроницаемых пористых средах вязкой жидкости (масел). Пористая среда содержала 8-10 об.% остаточной воды, в качестве которой был использован 2%-ный раствор ОП-7 в воде. Это можно объяснить возникновением скольжения высоковязкой среды при замене поверхности раздела жидкость-твердое тело на поверхность раздела жидкость-пленка раствора ОП-7, адсорбированного поверхностью породы.
Опытами установлено, что на относительную проницаемость системы влияют также градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела фаз и некоторые другие факторы, характеризующие условия фильтрации фаз (например, смачивающие свойства жидкостей). Все это указывает на необходимость приближения условий проведения опытов при экспериментальном определении проницаемости к пластовым условиям фильтрации жидкостей и газов. По результатам исследования Д.А. Эфроса, кроме равенства в модели и естественных условиях углов смачивания 6 и пористости пород т, должны соблюдаться условия
о^Igrad plо^Igrad plо
о
^Igrad pl
о
^Igrad pl
Al grad pl
или эквивалентное соотношению (1.14)
оLIVLr ЗМОДоLIVLr ЗМОДqLIVL“ JeerqLIVL“ Jeer
о
LIV
Lr ЗМОД
о
LIV
Lr ЗМОД
q
LIV
L“ Jeer
q
LIV
L“ Jeer
Здесь q - поверхностное натяжение нефти на границе с водой; к - проницаемость; Igrad pl - модуль градиента давления; v - суммарная скорость фильтрации обеих фаз.
Следовательно, относительные фазовые проницаемости в общем случае - функции водонасыщенности и безразмерного комплекса (1.14).
Нарушение этого условия в опыте приводит к значительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемости пород от пластовых ее значений. Если в лабораторных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения (1.14), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину.
Опыт показывает, что, кроме упомянутых факторов, относительная проницаемость пород зависит от ряда других - геометрии порового пространства, распределения пор по размерам, свойств и строения поверхности частиц минералов и др. Поэтому для практических расчетов целесообразно использовать зависимости относительных проницаемостей, установленные опытным путем, с применением представительных образцов керна, отобранных из пласта.
В качестве примера влияния специфики строения и состава пород на вид зависимостей к', = /(5В) и ^ = /(5В) на рис. 5 приведены экспериментальные данные В.М. Добрынина и В.Н. Черноглазова по измерению относительных проницаемостей полимиктовых песчаников пласта БВ8 Самотлорского месторождения. Там же приведены опытные зависимости А^=/(5в)и ^=/(5в)для чистых кварцевых песча-
ников. Как следует из рис. 5, особо ощутимые различия в значениях относительных проницаемостей полимиктовых пород и кварцевых песчаников наблюдаются для воды, что связано со спецификой строения и распределения пор по размерам. Для исследованных полимиктовых песчаников поры имеют размеры от 1 до 22 мкм.
Относительное расположение кривых для образцов с различной проницаемостью также связано со строением порового пространства. Действительно, при одинаковой водонасыщенности различных по коллекторским свойствам образцов, превышающей не уменьшающуюся насыщенность водой песчаника с незначительной проницаемостью, в последнем "потеря" для нефти "проходных" пор, занятых водой, будет меньше. Поэтому относительные проницаемости для нефти этих образцов при одинаковой водонасыщенности больше, чем для кернов с повышенной проницаемостью.
Оказалось, что для воды зависимость к'в = /(SJ полимиктовых песчаников почти не зависит от проницаемости.
Движение смеси жидкости и газа
На рис. 6 приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков, а на рис. 7 - аналогичные зависимости для песчаников и пористых известняков и доломитов. Видно, что при содержании в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 30%, а в песчаниках - 60% жидкости относительная проницаемость к'ж для жидкой фазы равна нулю, а относительная проницаемость для газа к'г составит для песков и известняков 0,6, а для песчаников 0,3. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе в пределах 30-60 об.% из пласта можно добывать чистый газ.
При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15%, а известняка до 25-30% газ остается неподвижным (/:' = 0). Однако в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости - относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяющегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации. Сопоставление кривых относительных проницаемостей для различных пород показывает их приблизительную идентичность. В зависимости от свойств пород кривые относительных проницаемостей сдвигаются вдоль осей, в большей степени сдвигаются вправо кривые для песчаников. Это связано с наличием значительного количества в породах этого типа тонких пор, заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине вода через песчаники (см. рис. 6, 7) начинает фильтроваться лишь при высоком ее содержании в породе (около 50-55%). В связи со значительным влиянием на кривые относительной проницаемости распределения пор по размерам направление и сдвиг кривых для различных песчаников могут быть неодинаковыми.
Таким образом, для промысловых расчетов необходимо пользоваться кривыми относительных проницаемостей, построенными для пород и пластовых жидкостей рассматриваемого месторождения. Однако следует учитывать, что в связи с чрезвычайно сложным характером механизма фильтрации в пористой среде нескольких фаз одновременно при лабораторных методах оценки относительных проницаемостей получают значительный разброс точек. Это затрудняет учет влияния различных факторов на относительную проницаемость. Кроме того, имеющихся данных недостаточно, чтобы установить зависимость проницаемости от насыщенности для всех встречающихся видов пород. Поэтому в приближенных расчетах часто используют приведенные выше кривые зависимости относительных проницаемостей для раз-
Газ 7/7/7 %
£а/7знаамце#наслм, °/»
Рис. 8. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков 7-5% воды; 2-5% нефти; 3-5% газа
личных пород от их насыщенности, независимо от конкретных свойств пород рассматриваемого месторождения. При этом полагают, что кривые для пород одного и того же класса, независимо от их абсолютной проницаемости, приблизительно одинаковые и характеризуются в основном лишь степенью насыщенности породы различными фазами. В этом заключается смысл введения понятия "относительная проницаемость".
Движение смеси нефти, воды и газав пористой среде
Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 8). Вершины треугольника соответствуют 100%-ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению этой фазы. Кривые, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потока. Так, при газонасыщенности среды менее 10% и нефтенасыщенности менее 20% в потоке практически будет содержаться только вода.
Область существования трехфазного потока (заштрихованная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью - от 23 до 50%, водой - от 33 до 64%, газом - от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они могут быть несколько отличными.
При опытах в качестве жидкости и газа использовались керосин вязкостью 1,67 мПа-c (0,25%-ный раствор поваренной соли) и азот, в качестве пористых сред - пески проницаемостью от 5,4 до 16,2 мкм2.
ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТИОТ ПОРИСТОСТИ И РАЗМЕРА ПОР
Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие незначительную пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.
Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых состоит поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и размеров пор уделяется большое внимание.
Зависимость проницаемости от размера пор можно получить с учетом законов Дарси и Пуазейля. Пористую среду представим в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды. По закону Пуазейля расход Q жидкости через такую пористую среду составит
(1.15)(1.15)nuR4FAp8цЕ
(1.15)
(1.15)
где и - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации; R - радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды); F - площадь фильтрации; Ар - перепад давлений; ц - динамическая вязкость жидкости; L - длина пористой среды.
Коэффициент пористости среды
Чюр mFkR L 2
т = —L == mkR .
fl
Подставляя в формулу (1.15) вместо mkR1 значение пористости т, получим
е=<^.(Мб,
8ц£
По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду
е=^(Ы7)
(к - проницаемость пористой среды).
Приравнивая правые части формул (1.17) и (1.16), получим
mR" к =,
8
откуда
К = Ж(1.18)
V т
Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов R (в мкм) будет равен
R = 2,86A—.(1.19)
V т
Величина R, определенная по формуле (1.19), характеризует радиус пор идеальной пористой среды, обладающей пористостью т и проницаемостью к. В приложении к реальной пористой среде величина R имеет условный смысл и не определяет среднего размера пор, так как не учитывает их извилистое и сложное строение.
По предложению Ф.И. Котяхова, средний радиус пор реальных пористых сред
R = ^-^S, (1.20) 7105Vm
где ф - структурный коэффициент, характеризующий отличительные особенности строения порового пространства реальных коллекторов. Значение ф можно оценить путем измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, ф изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно определить по эмпирической формуле
Другим широко применяемым методом исследования структуры и строения высокодисперсных пористых тел является экспериментальная порометрия - определение размеров и характера распределения пор по размерам.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПОР ПО РАЗМЕРАМ
Кривые капиллярное давление-насыщенность порсмачивающей фазой
Наиболее часто относительное содержание в пористой среде пор различного размера определяют методом вдавливания ртути в образец или методом полупроницаемых перегородок.
В первом случае отмытый от нефти сухой образец помещают в камеру, заполняемую ртутью после вакуумирования. Ртуть вдавливается в поры образца специальным прессом при ступенчатом повышении давления. "Радиус" пор, в которые при этом вдавливается ртуть, определяется по формуле
2ocos0
Рк =’(L22)
R.
где рк - капиллярное давление; о - поверхностное натяжение (для ртути о = = 480 мН/м); 0 - угол смачивания (для ртути можно принять 0 = 140°); R - радиус пор.
С повышением давления от рх до р2 в камере прибора ртуть вдавливается только в те поры, в которых приложенное давление преодолело капиллярное давление менисков ртути, т.е. ртуть входит в поры, радиус которых изменяется от Rx = 2ocos0/p] до R2 = 2qcos 0/р2- Суммарный объем этих пор, очевидно, будет равен объему ртути, вдавленной в образец, при повышении давления от рх ир2. Повышая постепенно давление в камере прибора, образец заполняют ртутью до тех пор, пока он не перестанет ее принимать. При этом регистрируют объемы ртути, вдавленной в образец, и соответствующие им давления. Содержание в образце пор различного размера определяют по описанной методике.
При изучении распределения пор по размерам методом полупроницаемых (или малопроницаемых) перегородок обычно пользуются прибором, схема которого изображена на рис. 9. Образец 7, насыщенный жидкостью (водой или керосином), устанавли-
25
Рис. 9. Схема прибора для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембранРис. 10. Дифференциальная кривая распределения пор (в %) по их размерам (по Ф.И. Котяхову)Рис. 9. Схема прибора для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембранРис. 10. Дифференциальная кривая распределения пор (в %) по их размерам (по Ф.И. Котяхову)
Рис. 9. Схема прибора для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембран
Рис. 10. Дифференциальная кривая распределения пор (в %) по их размерам (по Ф.И. Котяхову)
Рис. 9. Схема прибора для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембран
Рис. 10. Дифференциальная кривая распределения пор (в %) по их размерам (по Ф.И. Котяхову)
вают в камере 2 на полупроницаемую перегородку (мембрану) 3, также насыщенную жидкостью. В качестве полупроницаемой перегородки используют керамические, фарфоровые или другие плитки, размеры пор которых значительно меньше средних пор образца. Жидкость из керна вытесняется азотом, давление которого создается внутри камеры 2 и регистрируется манометром 4. При повышении давления азот вначале проникает в крупные поры образца и жидкость из них уходит через поры мембраны 3 в градуированную ловушку 5. Азот из камеры 2 через перегородку 3 может прорваться только тогда, когда давление в ней превысит капиллярное давление менисков в порах мембраны. Повышая ступенями давление в камере 2 и регистрируя соответствующие объемы жидкости, вытесненные в ловушку при различных давлениях, по формуле (1.22) определяют состав пор по размерам (измерив предварительно а и 0).
Результаты анализа обычно изображают в виде дифференциальных кривых распределения пор по размерам (рис. 10), откладывая по оси абсцисс радиусы поровых каналов (в мкм), а по оси ординат F(R) = dV/dR - изменения объема пор, приходящиеся на единицу изменения их радиуса.
Согласно данным Ф.И. Котяхова, по методу полупроницаемых перегородок получают несколько заниженные результаты. Это, по-видимому, происходит потому, что при расчетах по формуле (1.22) угол смачивания принимается равным нулю. Если предположить, что при вытеснении керосина воздухом или азотом из образца угол 0 = = 45°, результаты опытов совпадают в большей степени.
Измерения показывают, что радиусы пор, по которым в основном происходит движение жидкостей, находятся в пределах 5-30 мкм.
Распределение пор по размерам можно также исследовать центробежным методом. Сущность его заключается в том, что при вращении насыщенного жидкостью образца развиваются центробежные силы, способствующие истечению из пор жидкой фазы. При вращении керна в центрифуге с возрастающей скоростью жидкость удаляется из пор меньшего размера. В процессе опыта регистрируют объемы жидкости, вытекаю- 26
Рис. 11. Типичные кривые зависимости капиллярное давление (рк) - водонасыщенность (SB) пористых средРис. 12. Зависимость функции Леверетта J от водонасыщенности (по Н.С. Гудок)/ - алевролиты; 2 - песчаники (пористость пород т = 20-30%, проницаемость к = 0,05-0,03 мкм2)Рис. 11. Типичные кривые зависимости капиллярное давление (рк) - водонасыщенность (SB) пористых средРис. 12. Зависимость функции Леверетта J от водонасыщенности (по Н.С. Гудок)/ - алевролиты; 2 - песчаники (пористость пород т = 20-30%, проницаемость к = 0,05-0,03 мкм2)/ - кернодержатель; 2 - расходомер; 3 - устройство, создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4 - измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль/ - кернодержатель; 2 - расходомер; 3 - устройство, создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4 - измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль
Рис. 11. Типичные кривые зависимости капиллярное давление (рк) - водонасыщенность (SB) пористых сред
Рис. 12. Зависимость функции Леверетта J от водонасыщенности (по Н.С. Гудок)
/ - алевролиты; 2 - песчаники (пористость пород т = 20-30%, проницаемость к = 0,05-0,03 мкм2)
Рис. 11. Типичные кривые зависимости капиллярное давление (рк) - водонасыщенность (SB) пористых сред
Рис. 12. Зависимость функции Леверетта J от водонасыщенности (по Н.С. Гудок)
/ - алевролиты; 2 - песчаники (пористость пород т = 20-30%, проницаемость к = 0,05-0,03 мкм2)
/ - кернодержатель; 2 - расходомер; 3 - устройство, создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4 - измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль
/ - кернодержатель; 2 - расходомер; 3 - устройство, создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4 - измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль
щей из образца при соответствующей скорости вращения. По значению скорости рассчитываются центробежная сила и капиллярное давление, удерживающее оставшуюся жидкость в образце. По значению капиллярного давления устанавливается размер пор, из которых вытекла жидкость при данной скорости вращения. Так получают кривую распределения пор по размерам. Большим преимуществом центробежного метода является быстрота операций.
Экспериментальные данные по распределению пор позволяют построить кривые капиллярное давление-водонасыщенность пор жидкостью. Типичный вид такой кривой для пород различной проницаемости приведен на рис. 11. По оси абсцисс откладывается водонасыщенность породы (в долях единицы или в процентах), а по оси ординат - капиллярное давление рк, соответствующее данной водонасыщенности 5В.
Считается, что метод полупроницаемых перегородок позволяет получить зависимости рк-5в, наиболее близкие к пластовым условиям, в связи с возможностью использования в опытах воды и нефти в качестве первоначально насыщающей
образец фазы и вытесняющей среды. По смачивающим и другим свойствам модельная система приближается к пластовой.
Зависимости pKSB широко используют при оценке остаточной водонасыщенности пород для изучения строения переходных зон нефть-вода, вода-газ.
Как следует из рис. 11, характер зависимости рк =/(5в) в значительной степени определяется проницаемостью пористых сред. Очевидно, другие свойства пород, а также параметры жйдкостей влияют на форму кривых рк =f(SB\ Левереттом была впервые сделана попытка учесть влияние свойств пород и жидкостей и свести данные о зависимости капиллярного давления от насыщенности различных пластов в единую зависимость с помощью функции
<L23) ocos6 v HI
По формулам (1.19) и (1.22) легко установить, что функция Леверетта представляет собой отношение капиллярного давления рк, соответствующего различной степени насыщенности пор, к величине, пропорциональной среднему значению капиллярного давления, развиваемого менисками в порах со средним радиусом. Однако анализ показал, что предположение о вероятном совпадении зависимостей функция Леверетта ./- водонасыщенность 5В для всех пород на практике не оправдалось. На рис. 12 для примера приведены зависимости J =Д5В), полученные Н.С. Гудок, для различных пород продуктивных пластов нижнего мела Прикумской нефтеносной области.
Для корреляции зависимостей рк =Д5В), полученных для различных пород, применяются также статистические методы.
ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД
Проницаемость горных пород зависит от многих факторов - горного давления в условиях их залегания, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и др. Установлено, например, что газопроницаемость в атмосферных условиях существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, практически не взаимодействующих с породой. Это объясняется частичным проскальзыванием газа вдоль поверхности каналов пористой среды вследствие незначительного внутреннего трения молекул газа (эффект Клинкенберга). По данным Н.С. Гудок, иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в 2 раза.
Установлено, что с увеличением температуры среды газопроницаемость пород уменьшается, что связано с возрастанием скоростей движения молекул, уменьшением длины свободного их пробега и возрастанием сил трения вследствие интенсификации обмена количеством движения между отдельными слоями. По данным Н.С. Гудок, рост температуры с 20 до 90°С может сопровождаться уменьшением проницаемости пород на 20-30%.
Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и различным жидкостям обусловили создание приборов, позволяющих моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур.
Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы - все они состоят из следующих основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газ через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец 28
породы (рис. 13). Различаются приборы лишь по величине давления - большое, малое, вакуум и способу определения проницаемости - по воздуху или по жидкости.
Кроме стационарных приборов (см. рис. 13 ,я), для измерения проницаемости используются также упрощенные устройства (см. рис. 13,6). В этом случае образец в керно- держателе одной стороной соединен с атмосферной трубкой, конец которой опущен под уровень воды. Создав через вентиль 7 разрежение под керном, уровень воды в трубке поднимают на некоторую высоту. После закрытия этого вентиля фильтрация воздуха через керн осуществляется под действием переменного разрежения, характеризующегося высотой столба воды в трубке. Мерой проницаемости породы служит (при постоянстве размеров образца) время опускания мениска в трубке в заданном интервале.
На практике проницаемости для жидкости обычно меньше, чем для газа, и лишь при высокой проницаемости пород они примерно одинаковы. Уменьшение проницаемости породы для жидкости происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. Толщина адсорбционных слоев нефти иногда достигает размеров поровых каналов малопроницаемой породы. Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа заметно влияет на проницаемость пород только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление при той же температуре. В пластовых условиях проницаемость горных пород практически мало зависит от состава газа.
Как уже упоминалось, фазовые проницаемости, кроме насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойств конкретной пластовой системы. В результате фактические показатели иногда значительно отклоняются от расчетных. Поэтому при определении зависимости относительных проницаемостей от насыщенности используют более сложные установки, позволяющие моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз. Такие установки обычно состоят из следующих основных частей: 1) приспособления для приготовления смесей и питания керна; 2) кернодержателя специальной конструкции; 3) приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа; 4) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды; 5) приборов контроля и регулирования процесса фильтрации.
Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовой метод) и др. В первом случае измеряется электропроводность участка пористой среды, строится график, который сравнивается с тарировочной кривой, затем определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей электропроводна (соленая вода, водоглицериновые смеси и др.). При весовом методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы вследствие изменения газосодержания в поровом пространстве среды.
При движении многофазных систем проницаемость для каждой фазы определяется по следующим формулам:
(L24)(L24)= MW.= У>._krF^p
(L24)
(L24)
“ц„Д// ЦНДТ’ prAL
Здесь 2П, бн и бг - соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца; кн, ктикв - фазовые проницаемости для
нефти, газа и воды; рв, цн и цг - соответственно динамические вязкости воды, нефти и газа; F - площадь фильтрации; Ар - перепад давлений, АГ - длина пористой среды.
Фазовые проницаемости рассчитываются также по результатам вытеснения из пористой среды одной фазы другой и по промысловым данным. Приближенно их можно оценить также по кривым распределения пор по размерам.
УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов в единице объема образца, зависит от степени дисперсности этих частиц. Вследствие небольших размеров зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.
Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и др. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами М.М. Ку- сакова, Б.В. Дерягина, К.А. Зинченко, Ф.А. Требина установлено, что, кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости), на характер фильтрации нефти влияют и молекулярные явления на контактах жидкости и породы. Объемные свойства жидкостей обусловлены действием молекул внутри жидкой фазы. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.
Таким образом, удельная поверхность - одна из важнейших характеристик горной породы.
Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что диаметры пор варьируют от десятков и сотен микрометров до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул одинакового размера можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.
У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (ультрапористость).
Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составила
(1.25)
где 5ул - удельная поверхность, м2/м3; т - пористость, дол. ед.; d - диаметр частиц, м.
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значений по каждой фракции гранулометрического состава:
^^у2^-(1-26)
(1.27)(1.27)Здесь Р - масса породы, кг; Р, - масса данной фракции, кг; d, - средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле
(1.27)
(1.27)
dj ~ 2 [d' + d'')
где d- , d" - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.
По экспериментальным данным К.Г. Оркина, при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (1.26) следует ввести поправочный коэффициент а, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровид- ности формы зерен (а = 1,2-1,4)- Меньшие значения а относятся к окатанным зернам, большие - к угловатым.
Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (1.25), можно также установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным фиктивным грунтом. При этом гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность в обоих грунтах должны быть одинаковыми. Диаметр частиц такого фиктивного грунта принято называть эффективным ^Эф. Сопоставляя формулы (1.25) и (1.26), можно видеть, что
(1-28)
ИЛИ
(1-29) "эф
С другой стороны, удельную поверхность можно выразить через гидравлический
радиус о:
„md
о =
6(1 -т)
(1.30)
или
(1-31)
Гидравлический радиус, как известно, равен отношению площади порового канала к его периметру и для поры с круглым сечением радиусом R
Тогда можно написать
(1.32)(1.32)5 - —
(1.32)
(1.32)
5уд " R '
Подставляя в (1.32) значение R из формулы (1.18), получим
(1.33)
где к - проницаемость, м2; 5уд - удельная поверхность, м2/м3.
Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м2/м3:
(1.34)
Из формул (1.33) и (1.34) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.
Формула (1.34) представляет собой один из вариантов формулы Козени-Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства. В общем виде формула Козени- Кармана записывается так:
к =к =ттф^72 ’ф^72 ’(1.35)(1.35)
к =
к =
т
т
ф^72 ’
ф^72 ’
(1.35)
(1.35)
где т - пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора); 5уд - удельная поверхность; Т - извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); ср - структурный коэффициент, учитывающий форму поровых каналов. Значение Т может достигать б и более.
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИГОРНЫХ ПОРОД
Кроме упомянутых методов определения удельной поверхности пород (по гранулометрическому составу, пористости и проницаемости), существуют следующие способы оценки этого параметра: фильтрационный, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха, адсорбционные, а также метод меченых атомов.
Методы определения удельной поверхности пористых сред, основанные на использовании пуазейлевского режима течения воздуха сквозь объект исследования [т.с. основанные на использовании формул типа (1.35)], применимы только для приближенной оценки поверхности грубозернистых однородных сред, ширина пор в которых намного больше длины свободного пробега молекул воздуха. При этом не нужно учитывать скольжения газа по стенкам пор. Движение газа в мелкодисперсной пористой среде существенно облегчается при скольжении молекул по стенкам пор, и сопротивление среды с высокой удельной поверхностью прохождения через нее газов иногда существенно меньше по сравнению с подсчитанным по формулам типа (1.35), не учитывающим скольжения газа по стенкам. Поэтому в данном случае можно использовать метод, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха при кнудсеновском режиме, имеющем скорее диффузионный характер. Кнудсеновский режим наступает, когда максимальные просветы пор становятся меньше длины свободного пробега молекул газа. В этом случае соударения молекул становятся редкими (по сравнению с ударами о стенки пор). Зависимость молярной скорости течения газа от удельной поверхности и других параметров выражается равенством
_24 Г2 т2 Др
ул 13 У л Q-jMRT Ai’”
где 5уд - удельная поверхность образца, м2/м3; Q - число киломолей воздуха, протекающего через 1 м2 поперечного сечения пористой среды толщиной Аг (в м) за 1 с при перепаде давления Др (в Па); М - относительная молекулярная масса воздуха, кг/кмоль; R - универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль-град); Т - температура опыта, °C.
Для определения удельной поверхности пористых тел по результатам измерения кнудсеновского режима фильтрации сконструированы специальные приборы [24].
Горные породы, слагающие пласт, заполнены жидкой средой - водой и нефтью. Удельная поверхность (например, глин и некоторых других пород) под действием водной среды может изменяться, и "сухие" способы ее измерения не всегда соответствуют действительным условиям залегания пород.
32
Удельную поверхность пористых сред в водной среде обычно определяют методом адсорбции красителей или методом поверхностного обмера при помощи радиоактивных индикаторов. Площадь поверхности минералов 5уд при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора, поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на 1 атом данного радиоактивного вещества на поверхности кристалла:
где ат - число молей (атомов) вещества, связанного с 1 г твердой фазы; со - площадь, приходящаяся на 1 атом данного вещества на поверхности кристалла (значение ее известно для многих веществ); N - число Авогадро.
Количество радиоактивных ионов, поглощенных веществом при его погружении в раствор, определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченых атомов твердой фазой.
Особое место по точности занимает адсорбционный метод вследствие того, что поверхность пористой среды промеряют такими малыми объектами, как молекулы адсорбируемого вещества, выстилая ими поверхность пористой среды. По количеству адсорбированного вещества (т.е. по числу его молекул) и площади, приходящейся на 1 атом данного вещества, вычисляется удельная поверхность пористой среды.
При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами.
По результатам измерений Ф.И. Котяхова удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м/м3.
НЕОДНОРОДНОСТЬ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОДИ СТАТИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ЕЕ ОТОБРАЖЕНИЯ
Изменение условий осадконакопления в различные геологические эпохи, последующие процессы уплотнения пород и их цементация, переотложение солей и многие другие явления, происходившие в процессе генезиса нефтяных и газовых коллекторов, способствовали образованию пластов с неоднородными физическими свойствами пород. Поэтому значительная часть коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры, минерального состава и физических свойств по вертикали и горизонтали.
Физические свойства коллектора по площади залежи изменяются в широких пределах. Эти изменения носят элемент случайности. Поэтому для характеристики неоднородного строения пород используется аппарат математической статистики, теории вероятностей и теории случайных функций. Эти разделы математики позволяют построить статистическую модель фильтрационного поля неоднородной пористой среды.
При использовании методов математической статистики для отображения и учета неоднородного строения пород принимается, что имеющийся керновый материал является выборкой из генеральной совокупности - естественного коллектора. Исследуемые свойства пласта - проницаемость, пористость и др. - принимаются за случайные величины с определенной функцией распределения или интегральным законом распределения F^xy Последняя представляет собой, как известно, соотношение, устанавливающее связь между возможными значениями случайной величины и соответстующими им вероятностями их появления. Производная от функции распределения называется плотностью распределения или "плотностью вероятности":
Дт) = F\x\
Функция распределения F(x) - универсальная характеристика случайной величины, полностью определяющая ее с вероятностной точки зрения. Иногда достаточно использовать лишь числовые характеристики, отображающие наиболее существенные особенности распределения. Например, для указания среднего значения, около которого группируются все возможные значения случайной величины, используются характеристики положения: математическое ожидание, мода, медиана.
3333Степень отклонения от математического ожидания параметров, характеризующих свойства горных пород, оценивается часто вторым центральным моментом, который называют дисперсией D^x) случайной величины л.
33
33
Дисперсия - математическое ожидание квадрата соответствующей центрированной величины Л().Pl2 = DU) = M^).Определяют ее в соответствии с прерывностью или непрерывностью случайной величины по формуламДисперсия - математическое ожидание квадрата соответствующей центрированной величины Л().Pl2 = DU) = M^).Определяют ее в соответствии с прерывностью или непрерывностью случайной величины по формуламD(x) = X Ixj-Mkx^pjD(x) = X Ixj-Mkx^pj(1.37)(1.37)илиDW = J V-x-Mwf/Wdx.илиDW = J V-x-Mwf/Wdx.(1.38)(1.38)где М(х) - математическое ожидание распределения случайной величины; р, - вероятности появления различных значений случайной величины; п - общее число измерений случайной величины.Нетрудно убедиться, что размерность дисперсии - квадрат размерности случайной величины. Поэтому для удобства пользования введен параметр,"размерность которого одинакова с размерностью случайной величины - среднее квадратическое отклонение, равное корню квадратному из дисперсиигде М(х) - математическое ожидание распределения случайной величины; р, - вероятности появления различных значений случайной величины; п - общее число измерений случайной величины.Нетрудно убедиться, что размерность дисперсии - квадрат размерности случайной величины. Поэтому для удобства пользования введен параметр,"размерность которого одинакова с размерностью случайной величины - среднее квадратическое отклонение, равное корню квадратному из дисперсииo(xV ^D(x).o(xV ^D(x).(139)(139)В качестве относительной характеристики рассеивания случайной величины используется также коэффициент вариации (изменчивости), который равен отношению среднего квадратического отклонения к математическому ожиданию:Жг)В качестве относительной характеристики рассеивания случайной величины используется также коэффициент вариации (изменчивости), который равен отношению среднего квадратического отклонения к математическому ожиданию:Жг)илиилиV = -^-100.V = -^-100.(L40)(L40)Асимметрия распределения случайной величины характеризуется третьим центральным моментом, так как если распределение симметрично относительно математического ожидания, то все моменты нечетного порядка равны нулю.Коэффициентом асимметрии принято называть безразмерную величину, равную третьему моменту Ц3, деленному на куб среднего квадратического отклонения о3:Асимметрия распределения случайной величины характеризуется третьим центральным моментом, так как если распределение симметрично относительно математического ожидания, то все моменты нечетного порядка равны нулю.Коэффициентом асимметрии принято называть безразмерную величину, равную третьему моменту Ц3, деленному на куб среднего квадратического отклонения о3:2 \.х;-ми^Р5.— со2 \.х;-ми^Р5.— со(1.41)(1.41)Островершинность или плосковершинность распределения случайной величины характеризуется с помощью четвертого центрального момента - эксцесса, который равенОстровершинность или плосковершинность распределения случайной величины характеризуется с помощью четвертого центрального момента - эксцесса, который равенООЪ [Xj-M^Pi^—Ъ [Xj-M^Pi^—(1.42)(1.42)
Дисперсия - математическое ожидание квадрата соответствующей центрированной величины Л().
Pl2 = DU) = M^).
Определяют ее в соответствии с прерывностью или непрерывностью случайной величины по формулам
Дисперсия - математическое ожидание квадрата соответствующей центрированной величины Л().
Pl2 = DU) = M^).
Определяют ее в соответствии с прерывностью или непрерывностью случайной величины по формулам
D(x) = X Ixj-Mkx^pj
D(x) = X Ixj-Mkx^pj
(1.37)
(1.37)
или
DW = J V-x-Mwf/Wdx.
или
DW = J V-x-Mwf/Wdx.
(1.38)
(1.38)
где М(х) - математическое ожидание распределения случайной величины; р, - вероятности появления различных значений случайной величины; п - общее число измерений случайной величины.
Нетрудно убедиться, что размерность дисперсии - квадрат размерности случайной величины. Поэтому для удобства пользования введен параметр,"размерность которого одинакова с размерностью случайной величины - среднее квадратическое отклонение, равное корню квадратному из дисперсии
где М(х) - математическое ожидание распределения случайной величины; р, - вероятности появления различных значений случайной величины; п - общее число измерений случайной величины.
Нетрудно убедиться, что размерность дисперсии - квадрат размерности случайной величины. Поэтому для удобства пользования введен параметр,"размерность которого одинакова с размерностью случайной величины - среднее квадратическое отклонение, равное корню квадратному из дисперсии
o(xV ^D(x).
o(xV ^D(x).
(139)
(139)
В качестве относительной характеристики рассеивания случайной величины используется также коэффициент вариации (изменчивости), который равен отношению среднего квадратического отклонения к математическому ожиданию:
Жг)
В качестве относительной характеристики рассеивания случайной величины используется также коэффициент вариации (изменчивости), который равен отношению среднего квадратического отклонения к математическому ожиданию:
Жг)
или
или
V = -^-100.
V = -^-100.
(L40)
(L40)
Асимметрия распределения случайной величины характеризуется третьим центральным моментом, так как если распределение симметрично относительно математического ожидания, то все моменты нечетного порядка равны нулю.
Коэффициентом асимметрии принято называть безразмерную величину, равную третьему моменту Ц3, деленному на куб среднего квадратического отклонения о3:
Асимметрия распределения случайной величины характеризуется третьим центральным моментом, так как если распределение симметрично относительно математического ожидания, то все моменты нечетного порядка равны нулю.
Коэффициентом асимметрии принято называть безразмерную величину, равную третьему моменту Ц3, деленному на куб среднего квадратического отклонения о3:
2 \.х;-ми^Р5
.— со
2 \.х;-ми^Р5
.— со
(1.41)
(1.41)
Островершинность или плосковершинность распределения случайной величины характеризуется с помощью четвертого центрального момента - эксцесса, который равен
Островершинность или плосковершинность распределения случайной величины характеризуется с помощью четвертого центрального момента - эксцесса, который равен
О
О
Ъ [Xj-M^Pi
^—
Ъ [Xj-M^Pi
^—
(1.42)
(1.42)
При нормальном распределении \1д5<з4 = 3, а эксцесс равен нулю. Это означает, что кривые с более плоской вершиной, чем нормальная кривая, обладают отрицательным эксцессом, с более острой - положительным.
Как уже упоминалось, числовые характеристики указывают лишь на некоторые существенные черты распределения случайной величины. Полная, исчерпывающая ее характеристика с вероятностной точки зрения дается функцией (законом) и плотностью распределения случайной величины.
По результатам многочисленных исследований, распределение параметров, характеризующих свойства пород пласта, обычно асимметричное.
2 Если принять исследуемый параметр за непрерывную случайную величину, то сумма заменяется интегралом.
34
В ряде случаев свойства пласта подчиняются логарифмически нормальному распределению, которое характеризуется следующей функцией и плотностью распределения:
(143)(143)(L44)(L44)F<x) = — 1 + erf т—
(143)
(143)
(L44)
(L44)
2( <2 )
ч (In JC-1HE)2
у2л о
Здесь о и e - параметры распределения.
Среднее значение функции
MU) = £ea1'2.(1.45)
(L46)(L46)Стандартное отклонение oU^e^EVl-e”01.
(L46)
(L46)
Граница применения закона 0 < х < °®.
Считается, что более универсальным и лучше отражающим распределение свойств коллекторов нефти и газа является гамма-распределение, интегральная функция которого имеет вид
(1.47)(1.47)FW =^ J х“е dx,
(1.47)
(1.47)
Г(а + 1)0;
где а и р - параметры гамма-распределения. Гамма-функция
Г(а+1) = 3e"4adt.
о
При замене в формуле (1.47) х/р на z получают неполную гамма-функцию, которая обычно используется на практике:
zVZJz-(L48)
Эта функция табулирована в ряде справочников.
Плотность вероятности гамма-распределения
/(х) = —г xV^.(1.49)
J Г(а + 1)р
Среднее значение
М(х) = р(а+1).(1.50)
Стандартное отклонение
o(x) = pVaTL(1.51)
На рис. 14 приведены графики плотностей логарифмического и гамма-распределений для различных значений параметров о, е, а, р. Рассмотрим далее для примера один из методов построения законов распределения случайных величин на основе опытных данных, который часто применяется в нефтепромысловом деле.
Допустим, что имеется значительное число (порядка сотен) п анализов какого-либо свойства х горных пород, слагающих изучаемый пласт. Из этого статистического материала строится статистический ряд, для чего весь диапазон значений х делится на интервалы или разряды. Число их z выбирают равным 10-20. При этом в дальнейшем оперируют числом и, случаев х,-, значения которых находятся в пределах соответствующих интервалов. Последние необходимо выбирать так, чтобы они были равны для всех разрядов, а средняя величина рассматриваемого свойства, попавшего в интервал, не должна существенно отклоняться от ее значения в середине данного интервала. Далее подсчитывают число л,-значений х,-, приходящихся на каждый г-й разряд, и, разделив эту величину на общее число п, находят частость (вероятность) случайного события, соответствующую данному разряду:
Pi =Pi =П,ПП,П
Pi =
Pi =
П,П
П,П
Сумма частостей должна быть равнаединице.
Рис. 14. Графики плотностей логарифмического (я) и гамма-распределений (6) для различных значений о, Е, а,рРис. 14. Графики плотностей логарифмического (я) и гамма-распределений (6) для различных значений о, Е, а,р
Рис. 14. Графики плотностей логарифмического (я) и гамма-распределений (6) для различных значений о, Е, а,р
Рис. 14. Графики плотностей логарифмического (я) и гамма-распределений (6) для различных значений о, Е, а,р
Результаты подсчета изображают в виде следующей таблицы, которую принято называть статистическим рядом:
Границы (разделов) разрядов
Частость pjЧастость pjPi Pi • • •PiPi Pi • • •Pi
Частость pj
Частость pj
Pi Pi • • •Pi
Pi Pi • • •Pi
Здесь л—л/+1 - границы г-го разряда; г - число разрядов.
- Графическим изображением статистического ряда служит гистограмма. При ее построении по оси абсцисс откладывают разряды и на каждом из них строят прямоугольник, площадь которого равна частости соответствующего разряда. Высота прямоугольника находится как частное от деления частости каждого разряда на его длину, и, следовательно, при равенстве длин разрядов высоты прямоугольников будут пропорциональны соответствующим частостям.
Для полученного ряда определяют накопленные частости (вероятности) на конец каждого интервала, вычисляемые делением соответствующего значения накопленной частоты на общее число случаев. Под частотой понимается число появлений данного события (число случаев). Графическое изображение накопленной частости представляет собой статистическую функцию распределения (кумулятивную кривую). При увеличении числа разрядов гистограмма приближается к графику плотности распределения случайной величины, а кумулятивная кривая - к функции распределения.
Однако практически редко имеется достаточно данных о свойствах пластов, и поэтому статистическому распределению свойственны элементы случайности. Чтобы их избежать и определить существенные черты 'анализируемого материала, статистический ряд выравнивается, т.е. подбирается теоретическая плавная кривая распределения, наилучшим образом описывающая полученное статистическое распределение.
Из смысла функции распределения следует, что каждому значению переменной величины (абсциссе) соответствует значение функции (ордината), по которой можно определить общее число (долю) наблюдений, результаты которых не превышают данного значения переменной величины. Эта абсцисса называется квантилью, соответствующей данной доле. Квантиль, соответствующая накопленной вероятности (частости) р. называется р-квантилью. Обозначим ее через хр. Иначе говоря, если функция распределения р = Г(л) указывает зависимость вероятности р от значения случайной величины .г, то обратная функция а = Glp) определяет значения квантилей, соответствующие данным накопленным вероятностям.
Рис. 15. Гистограмма распределения проницаемости породРис. 16. Диаграмма квантилей для логарифмически нормального распределения проницаемости породРис. 15. Гистограмма распределения проницаемости породРис. 16. Диаграмма квантилей для логарифмически нормального распределения проницаемости пород
Рис. 15. Гистограмма распределения проницаемости пород
Рис. 16. Диаграмма квантилей для логарифмически нормального распределения проницаемости пород
Рис. 15. Гистограмма распределения проницаемости пород
Рис. 16. Диаграмма квантилей для логарифмически нормального распределения проницаемости пород
Для быстроты и удобства подбора подходящей теоретической кривой и отыскания числовых характеристик распределения кривая распределения вычерчивается в виде диаграммы квантилей на "вероятностной бумаге". Эта диаграмма строится для каждого распределения таким образом, что график соответствующей функции распределения на ней представляет собой прямую линию. Это достигается путем выбора специальной шкалы на оси ординат, построенной так, что график функции распределения на этой сетке изображается прямой линией. При этом на оси ординат откладываются значения накопленных частостей, а на оси абсцисс - значение исследуемого параметра. В зависимости от строения шкалы ординат получают "вероятностную бумагу" для исследования различных функций распределения. Предварительный выбор этой бумаги можно сделать по виду гистограммы.
Например, для определения параметров и функции распределения случайной величины, гистограмма которой имеет стогообразный вид, следует воспользоваться "вероятностной бумагой", применяемой для изучения нормального закона. Если предположение об ожидаемом законе распределения окажется справедливым, то значения накопленных частостей, нанесенные на соответствующую этому закону "вероятностную бумагу", будут группироваться около одной прямой. Если нанесенные точки не группируются около одной прямой, то это означает, что исследуемое распределение не подчиняется выбранному закону.
По линейной зависимости, построенной на "вероятностной бумаге", определяют параметры распределения М(х) и о. Для этого в случае, например, нормального закона на диаграмме распределения находят квантили, соответствующие накопленным вероятностям, равным 0,5 и 0,159. В математической статистике доказывается, что первая из них будет оценкой для величины средней
MV0 = л()5, (1.52)
а разность между двумя найденными квантилями - оценкой для стандартного отклонения нормального распределения
О = Aq 5 - А}) 159- (1.53)
Если распределение подчиняется логарифмически нормальному закону, по аналогии с предыдущим, полученные точки накопленных частот статистического распределения будут группироваться около прямой на логарифмически "вероятностной бумаге". При этом математическое ожидание логарифма исследуемой величины М(1п л) = In £ будет соответствовать точке соответствующей накопленной вероятности, равной 0,5 на оси абсцисс, а величина стандартного отклонения o(ln х) = In е - In х2, где In х2 - на оси абсцисс точка с накопленной вероятностью Е(1пх2) = 0,159. Степень соответствия найденного теоретического и статистического распределения проверяется с помощью различных критериев.
Рассмотрим в качестве примера определение закона распределения проницаемости по опытным данным.
Пример. Статистический ряд проницаемости пород, установленный геофизическими методами, представлен в табл. 1. Необходимо найти теоретический закон распределения проницаемости и основные характеристики.
На рис. 15 приведена гистограмма распределения проницаемости пород, вид которой свидетельствует о том, что имеет место несимметричное распределение. Предположим, что оно может быть описано логарифмически нормальным законом распределения. Чтобы убедиться в справедливости этого, нанесем данные статистического ряда из табл. 1 на "вероятностную бумагу", соответствующую логарифмически нормальному закону (рис. 16). Как следует из графика, экспериментальные точки ложатся близко к прямой, и поэ-
Таблица /
Статистический ряд проницаемости
№ интервала
Интервал проницаемости к, мкм*
Число случ.1 в (частота) п,
п=
Pi = ' 1000
Накопленное число случаев i-i
2 (=1
Накопленная частость
2 ni2 hj
М _ г=1
'=201000
2 ”, /=1
0-0,240,00440,004
0,2-0,41260,1261300,130
0,4-0,62300,2303600,360
0,6-0,82600,2606200,62
0,8-1,01300,1307500,75
1,0-1,21200,1208700,87
1,2-1,4500,0509200,92
1,4-1,6300,0309500,95
1,6-1,8300,0309800,98
1,8-2,0200,02010001,00
тому можно считать, что сделанное предположение о соответствии распределения проницаемости пород логарифмически нормальному закону справедливо. Тогда на рис. 16 найдем параметры распределения по формулам, аналогичным (1.52) и (1.53):
Л/(1п^) = (In^)05 =—0,36; Ао5 = 0,7 мкм2; (Ы)0|59 =-0,87; a(ln^) = -0,36 + 0,87 = 0,51.
Кроме упомянутых статистических показателей неоднородностей свойств пород эксплуатационных объектов, для характеристики неоднородного строения коллектора широко используются специальные показатели, получаемые в результате геолого-промысловых исследований строения пласта: коэффициент распространенности коллектора, коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости и др. Эти показатели отображают степень и характер изменчивости основных свойств пласта, которые учитываются при решении различных вопросов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: определение слоистости пород, изменение их свойств по площади в связи с фациальной изменчивостью, распространенность коллекторов по площади и др.
Коэффициентом распространенности коллектора принято называть отношение площади распространения коллектора к общей площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. При равномерной сетке скважин коэффициент распространенности коллектора можно получить по отношению числа скважин, вскрывших коллекторы, к общему числу пробуренных скважин.
Коэффициент расчлененности связан со средним числом прослоев коллектора в разрезе эксплуатационного объекта. Он определяется как отношение числа пропластков коллектора в разрезах всех скважин к общему числу скважин, вскрывших эксплуатационный объект.
Коэффициент песчанистости равен отношению эффективной толщины эксплуатационного объекта к его общей толщине.
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД
Вследствие совершенствования методов исследования коллекторов нефтяных месторождений и накопления богатого промыслового материала в последние годы стало известно, что во многих залежах коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной межзерновой пористостью, но в значительной степени также и наличием трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин.
Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) и к терригенным отложениям. Это плотные породы с низкой межзернистой проницаемостью, где очень часто фильтрация жидкости практически невозможна. Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин.
Существуют различные мнения о том, что составляет емкость трещиноватого коллектора. Иногда емкость такого коллектора определяется только объемом трещин. В большинстве же случаев она обусловлена пустотами трех видов.
Межзерновым поровым пространством. Пористость 2-10%.
Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость этого вида характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13-15%) полезной емкости трещиноватого коллектора.
Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная емкость пород соизмерима с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов.
Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные типы.
Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и со скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.
Коллекторы трещинного типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мкм. Такие коллекторы мало распространены.
Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллектора с нормальным. Коллекторы этого типа широко распространены.
Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъюнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило, выражена правильными геометрическими системами трещин.
По результатам исследований Е.М. Смехова и др., сеть трещин обычно состоит из двух основных систем нарушений сплошности, одна из которых имеет вертикальное направление, а вторая перпендикулярна ей. Иногда сетка представляется одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (тонкослоистые и сланцеватые породы) или системой трещин с различной ориентацией (глины). Значительная же часть систем трещин имеет падения, близкие к вертикальным (относительно слоистости пород).
Часто наблюдается ориентированность трещиноватости по странам света. Прости рание систем трещиноватости в общем согласуется с основным направлением крупных
39
тектонических деформаций. В отдельных районах основные системы трещиноватости совпадают по всей толще осадочных пород независимо от их возраста.
Все это дает основание полагать, что ориентированность проницаемости отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи, по-видимому, объясняется наличием ориентированной системы трещин и зависимостью между направлениями основных систем трещиноватости и простиранием складок. Это подтверждается совпадением линий, соединяющих скважины с относительно большими дебитами, с направлением простирания основных систем трещиноватости.
Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается. Предполагается, что, кроме тектонического фактора, на распределение систем трещин влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещиноваты те участки, где изменяются углы падения пород - периклинали на пологих складках и своды на структурах с крутыми крыльями.
О раскрытии трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах, по сравнению с нефтяными скважинами имеющими незначительную глубину, иногда встречаются трещины с раскрытостью до 10 см (шахты Норильского района и Ухты, озокеритовые месторождения Борислава). Большинство исследователей, однако, считают, что при значительных величинах горного давления на больших глубинах зияющие трещины не могли сохраниться. По результатам исследования ВНИГРИ, раскрытость трещин нефтесодержащих пластов обычно составляет 10-20 мкм, и лишь иногда она возрастает до 30 мкм. В Породах, подверженных процессам растворения и перекристаллизации минералов, встречаются каверны и карсты значительных размеров. Так, например, при бурении скважин на месторождении Надьлендел в Венгрии наблюдались провалы инструмента в карбонатных коллекторах до 2-3 м на глубинах около 3000 м.
Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых горных пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.
Здесь следует подчеркнуть, что понятие "раскрытость" включает в себя некоторую условность. Существование трещин на больших глубинах в условиях проявления горного давления возможно только при многочисленных контактах между стенками трещины. Площадь контактов по сравнению с поверхностью стенки мала, и поэтому наличие их существенно не влияет на емкость и фильтрационные свойства трещин. На этом основании вводят понятие раскрытости трещин как преобладающей величины расстояний стенок трещин между контактами.
Уже отмечалось, что подавляющее большинство трещин, по-видимому, имеет тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Поэтому далее будем рассматривать трещиноватость, характеризующуюся системами трещин, стенки которых можно принять за плоскости.
Исследованиями Е.М. Смехова и др. установлено, что интенсивность трещиноватости зависит от литологических свойств пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.
Раскрытость трещин также зависит от литологического состава пород и их происхождения и колеблется в пределах 14-80 мкм.
Интенсивность трещиноватости горной породы, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной Т и поверхностной Р плотностями трещин, которые определяются следующими соотношениями:
Т = Р=^, (1.54) где S - площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы; / - суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.
40
Рис. 17. Зависимость поверхностной плотности от ориентации площади измерения относительно направления трещинРис. 17. Зависимость поверхностной плотности от ориентации площади измерения относительно направления трещин
Рис. 17. Зависимость поверхностной плотности от ориентации площади измерения относительно направления трещин
Рис. 17. Зависимость поверхностной плотности от ориентации площади измерения относительно направления трещин
Рис. 18. Ориентирование плоскости трещин в пространстве
Мерой трещиноватости породы одной системы трещин служит густота трещин Г, представляющая собой отношение числа трещин kn, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины kL этой нормали:
Для однородной трещиноватости, т.е. когда трещины находятся на равном расстоянии, густота трещин
Г = £,(1.56)
где L - расстояние между трещинами в системе.
Объемная плотность? характеризует трещиноватость пласта с любой геометрией. Очевидно, поверхностная плотность Р зависит от ориентации площади измерения (рис. 17, линия 2) относительно направления трещин (см. рис. 17, линия /), а густота Г их характеризует только выделенную систему трещин.
Плотность трещиноватости пород может изменяться в широких пределах. Объемная плотность трещин девонских отложений Южно-Минусинской впадины (по наблюдениям в обнажениях на дневной поверхности), например, изменяется в пределах 9-60 1/м.
Между Т,РйГсуществует следующая связь:
NNdN
Т=^Г,; Т=^ —*—; P='LFicosai,(1.57)
(=1/=1 cos а,,=1
где N - число систем трещин; а, - угол между перпендикуляром к плоскости /-й системы трещин и площадкой, на которой измеряется величина Р (см. рис. 17).
Трещинная пористость для одной системы трещин
тт. = Ь,Гь(1.58)
где bj - раскрытость трещин.
Для системы трещин имеем
NN
= Z ^ = £ Ь.Гр(1.59)
1=11=1
При bj = const = b тт = ЬТ.
(1.60)
Зависимость проницаемости пород от трещинной пористости и раскрытия трещин можно получить при помощи уравнения Буссинеска, согласно которому расход жидкости, приходящийся на единицу протяженности щели:
b3 dp
q = U^ Их'
(1.61)
где b - раскрытие трещины; ц - динамическая вязкость жидкости; dp/dx - градиент давления.
Следовательно, расход жидкости через площадь фильтрации породы
12ц dx
Приняв действительным равенство ??2Т = 7> ™, получим Г
Fm^ dp
V 12ц dx'
По закону Дарси расход жидкости через эту же породу
k^dp ц dx '
Здесь кт - проницаемость трещин.
Приравнивая правые части уравнений (1.63) и (1.64), получим
кт = 85 000Ь2?ит,
(1.62)
(1.63)
(1.64)
(1.65)
где b - раскрытие трещины, мм; £т - проницаемость, мкм2; тт - трещинная пористость, дол .ед.
Формула (1.65) действительна для случая, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации. В действительности трещины могут располагаться произвольно, в результате чего проницаемость трещиноватой породы будет зависеть от простирания их систем и направления фильтрации. Поэтому важно знать ориентированность трещин. Она определяется известными методами фиксации положения плоскости в пространстве - по азимуту падения 5 и углу падения со или по направляющим косинусов единичного вектора нормали к плоскости трещины (cosab cosa2, cosa3, где ab a2, «з - углы между единичным вектором и осями координат; рис. 18).
В общем случае если трещины расположены произвольно, а проницаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтрации, то формула для расчета проницаемости имеет вид
кТ = 8,5• 10б £ b(3r,(sin2 to, cos2 ф,- + cos2 со,), (1.66) i=i
где bj и Г, - раскрытость и густота трещин, соответственно в см и 1/см; со, - угол падения трещин данной системы; ф; - угол между задаваемым направлением фильтрации и простиранием данной системы трещин.
Параметры трещиноватости находят также по керновому материалу и шлифам. При микроскопическом исследовании шлифа определяются раскрытие трещин, их протяженность и площадь шлифа. Параметры трещиноватых пород подсчитывают по формулам
(1.67)(1.67)^т - ^ р ,
(1.67)
(1.67)
bl
тт = -,(1.68)
P=^.(1.69)
Здесь кт - трещинная проницаемость, мкм2; А - численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (для трех взаимно перпендикулярных систем трещин А = 2,28 • 106; для хаотически расположенных трещин А = 1,71 • 106); / -протяженность трещин в шлифе, см: F - площадь шлифа, см2; wT - трещинная пористость, дол .ед.; Р - поверхностная плотность трещин.
Для определения параметров трещиноватости используются геологические, геофизические и гидродинамические методы исследования трещиноватых пород.
При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности по данным исследования трещиноватости пород в их обнажениях на дневной поверхности, а также в шахтах и других горных выработках. Раскрытость поверхностных трещин подвержена влиянию эрозии.
Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и др.) от параметров трещиноватости. Эти методы находятся в стадии развития и становления. Все более широко применяют гидродинамические методы, основанные на использовании результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и др.) зависят от параметров трещиноватости коллектора.
Многочисленные измерения показывают, что трещинная пористость обычно не превышает 1% и часто менее 0,1% общей пористости трещиноватой породы. В противоположность этому проницаемость трещинного коллектора обычно определяется пропускной способностью трещин, ибо трещинные коллекторы, как правило, связаны с плотными и хрупкими породами, межзерновая проницаемость блоков которых редко превышает 0,1 мкм2.
СВЯЗЬ ЭФФЕКТИВНОГО ДИАМЕТРА ЧАСТИЦГАЗОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА d3 СО СРЕДНИМ ДИАМЕТРОМ КАНАЛОВПОРИСТОЙ СРЕДЫ d
При фильтрации пластового флюида в пористой среде по закону Дарси скорость фильтрации выражается формулой
dgSl dpк dp
ц dR\к dR1;
k = 4si,(1.71)
где SI - число Слихтера.
До настоящего времени как физический смысл, так и структура числа Слихтера, его связь с литологией продуктивного пласта, коэффициентами абсолютной проницаемости к0 и открытой пористости т0, структурным коэффициентом т для реальных пористых сред не установлена.
По мнению В.Н. Щелкачева и Б.Б. Лапука [91], число Слихтера зависит от коэффициента пористости и структуры порового пространства.
М. Маскет [50, с. 73] писал: «Структура среды не может быть просто принята в расчет путем усреднения распределения размеров зерен, чтобы получить "эффек-
тивный" диаметр d3. Это доказано на том факте, что некоторые образцы, исследованные Фенчером, Льюисом и Бэрнсом, у которых значения d3 отличаются только на 2%, имеют значения к, различающиеся между собой в 45 раз».
Установим структуру числа Слихтера, его связь с литологией продуктивного пласта, коэффициентами абсолютной проницаемости и открытой пористости и структурным коэффициентом пористой среды.
Определим связь среднего диаметра поровых каналов d с коэффициентом проницаемости к. Для этого приравняем расходы вязкой жидкости в криволинейных цилиндрических поровых каналах длиной L и в прямолинейной пористой среде длиной L(), определяемые по формулам Пуазейля и Дарси:
(1.72)(L73)(1.72)(L73)md2F^p kF/kp 32p.L ' р£0
(1.72)
(L73)
(1.72)
(L73)
С учетом (1.72) получим
d332£
где = UL^ - коэффициент извилистости пористой среды.
Рассмотрим фиктивный грунт при наиболее свободном расположении шаров (0 = 90°) с диаметром сферических частиц d3.
Определим площадь проходов у такого грунта Fn:
(1.74)(1.74)Fu=d^^L=dFx_F],
(1.74)
(1.74)
" J 4 Ч 47
Площадь поперечного сечения цилиндрического порового канала среднего диаметра dравна
Определим площадь неподвижной (связанной) воды:
F^ = F„ - FK или FJFn = 1 - FK/FU.(1.76)
Обозначим SB = FJFB.
Из (1.74) с учетом (1.75) и (1.76) получим
5В=1-(1.77)
к 4}
Из (1.77) определим отношение d2/^:
^ = 0,27(1-SB)(1.78)
или
d = 0,52(1 - SB4d3.(1.79)
В работе [86] исследована зависимость объема связанной воды 5В в реальных пористых средах - песках, песчаниках, известняках и доломитах от измеряемых физических параметров - к^ и т^.
Например, в песках
(1.80)(1.80)5ВП = 0,437 -0,1551g ^-
(1.80)
(1.80)
и в песчаникахи в песчаниках$„., = 0,282 - 0,11А, /Ио$„., = 0,282 - 0,11А, /Ио(1.81)(1.81)где ку - в мД; ту - в %.где ку - в мД; ту - в %.Подставляя (1.80) и (1.81) в (1.79), получим для песковПодставляя (1.80) и (1.81) в (1.79), получим для песков(к<//<4=0,52 0,563 + 0,1551g—(к<//<4=0,52 0,563 + 0,1551g—(1.82)(1.82)и для песчаникови для песчаниковdid.did.(к У20,52 0,718 + 0,11g— .Iто )(к У20,52 0,718 + 0,11g— .Iто )(1.83)(1.83)Формулы (1.82) и (1.83) устанавливают связь среднего диаметра каналов пористых сред в песках и песчаниках d с эффективным диаметром частиц коллектора d3 через измеряемые физические величины - fcg и /Ид.Исследуем зависимость (1.82) для несцементированного песка. Если песок сухой (8В = 0), то dld3 = 0,52, при SB = 0,25 dld3 = 0,449, при 5В = 0,5 d/d3 = 0,367.Предпосылка Ч. Слихтера о том, что площадь поперечного сечения порового канала равна половине площади прохода для фиктивного грунта при наиболее свободном расположении шаров, дает отношение среднего диаметра порового канала к диаметру шарообразного зерна dld3 = 0,367.Для реального несцементированного песка такое значение этого отношения возможно, если ку/ту = 0,396. Если коэффициент открытой пористости принять равным 30%, то ку = 11,9 мД. При ку/ту = 1 dld3 = 0,39, при ку/ту = 50 (ку = 1250 мД, ту = 25%) <//</э = 0,472.Во многих случаях для песчаников ку = 250 мД, ту = 25%, 5В = 0,182, dld3 = 0,47.Коэффициент извилистости 4 для несцементированного песка выражается через структурный коэффициент т по формуле [86]= 0,645т0’545,(1.84)2(1.85)Формулы (1.82) и (1.83) устанавливают связь среднего диаметра каналов пористых сред в песках и песчаниках d с эффективным диаметром частиц коллектора d3 через измеряемые физические величины - fcg и /Ид.Исследуем зависимость (1.82) для несцементированного песка. Если песок сухой (8В = 0), то dld3 = 0,52, при SB = 0,25 dld3 = 0,449, при 5В = 0,5 d/d3 = 0,367.Предпосылка Ч. Слихтера о том, что площадь поперечного сечения порового канала равна половине площади прохода для фиктивного грунта при наиболее свободном расположении шаров, дает отношение среднего диаметра порового канала к диаметру шарообразного зерна dld3 = 0,367.Для реального несцементированного песка такое значение этого отношения возможно, если ку/ту = 0,396. Если коэффициент открытой пористости принять равным 30%, то ку = 11,9 мД. При ку/ту = 1 dld3 = 0,39, при ку/ту = 50 (ку = 1250 мД, ту = 25%) <//</э = 0,472.Во многих случаях для песчаников ку = 250 мД, ту = 25%, 5В = 0,182, dld3 = 0,47.Коэффициент извилистости 4 для несцементированного песка выражается через структурный коэффициент т по формуле [86]= 0,645т0’545,(1.84)2(1.85)гдеT = l^lOirio,7_3,221g^гдеT = l^lOirio,7_3,221g^(здесь ку - в Д; ту - в дол.ед.; 0,05 « kjmy =5 60).Теперь определим структуру числа Слихтера для различных пористых сред из (1.73) с учетом (1.84) и (1.85):(здесь ку - в Д; ту - в дол.ед.; 0,05 « kjmy =5 60).Теперь определим структуру числа Слихтера для различных пористых сред из (1.73) с учетом (1.84) и (1.85):дтто-лн 32-0,645т0’545дтто-лн 32-0,645т0’545= 1,32-10= 1,32-10-2 (l~SB)moт0,545-2 (l~SB)moт0,545(1.86)(1.86)
и в песчаниках
и в песчаниках
$„., = 0,282 - 0,11А, /Ио
$„., = 0,282 - 0,11А, /Ио
(1.81)
(1.81)
где ку - в мД; ту - в %.
где ку - в мД; ту - в %.
Подставляя (1.80) и (1.81) в (1.79), получим для песков
Подставляя (1.80) и (1.81) в (1.79), получим для песков
(к
<//<4=0,52 0,563 + 0,1551g—
(к
<//<4=0,52 0,563 + 0,1551g—
(1.82)
(1.82)
и для песчаников
и для песчаников
did.
did.
(к У2
0,52 0,718 + 0,11g— .
Iто )
(к У2
0,52 0,718 + 0,11g— .
Iто )
(1.83)
(1.83)
Формулы (1.82) и (1.83) устанавливают связь среднего диаметра каналов пористых сред в песках и песчаниках d с эффективным диаметром частиц коллектора d3 через измеряемые физические величины - fcg и /Ид.
Исследуем зависимость (1.82) для несцементированного песка. Если песок сухой (8В = 0), то dld3 = 0,52, при SB = 0,25 dld3 = 0,449, при 5В = 0,5 d/d3 = 0,367.
Предпосылка Ч. Слихтера о том, что площадь поперечного сечения порового канала равна половине площади прохода для фиктивного грунта при наиболее свободном расположении шаров, дает отношение среднего диаметра порового канала к диаметру шарообразного зерна dld3 = 0,367.
Для реального несцементированного песка такое значение этого отношения возможно, если ку/ту = 0,396. Если коэффициент открытой пористости принять равным 30%, то ку = 11,9 мД. При ку/ту = 1 dld3 = 0,39, при ку/ту = 50 (ку = 1250 мД, ту = 25%) <//</э = 0,472.
Во многих случаях для песчаников ку = 250 мД, ту = 25%, 5В = 0,182, dld3 = 0,47.
Коэффициент извилистости 4 для несцементированного песка выражается через структурный коэффициент т по формуле [86]
= 0,645т0’545,(1.84)
2
(1.85)
Формулы (1.82) и (1.83) устанавливают связь среднего диаметра каналов пористых сред в песках и песчаниках d с эффективным диаметром частиц коллектора d3 через измеряемые физические величины - fcg и /Ид.
Исследуем зависимость (1.82) для несцементированного песка. Если песок сухой (8В = 0), то dld3 = 0,52, при SB = 0,25 dld3 = 0,449, при 5В = 0,5 d/d3 = 0,367.
Предпосылка Ч. Слихтера о том, что площадь поперечного сечения порового канала равна половине площади прохода для фиктивного грунта при наиболее свободном расположении шаров, дает отношение среднего диаметра порового канала к диаметру шарообразного зерна dld3 = 0,367.
Для реального несцементированного песка такое значение этого отношения возможно, если ку/ту = 0,396. Если коэффициент открытой пористости принять равным 30%, то ку = 11,9 мД. При ку/ту = 1 dld3 = 0,39, при ку/ту = 50 (ку = 1250 мД, ту = 25%) <//</э = 0,472.
Во многих случаях для песчаников ку = 250 мД, ту = 25%, 5В = 0,182, dld3 = 0,47.
Коэффициент извилистости 4 для несцементированного песка выражается через структурный коэффициент т по формуле [86]
= 0,645т0’545,(1.84)
2
(1.85)
где
T = l^lOirio,7_3,221g^
где
T = l^lOirio,7_3,221g^
(здесь ку - в Д; ту - в дол.ед.; 0,05 « kjmy =5 60).
Теперь определим структуру числа Слихтера для различных пористых сред из (1.73) с учетом (1.84) и (1.85):
(здесь ку - в Д; ту - в дол.ед.; 0,05 « kjmy =5 60).
Теперь определим структуру числа Слихтера для различных пористых сред из (1.73) с учетом (1.84) и (1.85):
дтто-лн 32-0,645т0’545
дтто-лн 32-0,645т0’545
= 1,32-10
= 1,32-10
-2 (l~SB)moт0,545
-2 (l~SB)moт0,545
(1.86)
(1.86)
Из (1.86) следует, что число Слихтера есть функция коэффициентов проницаемости ку, пористости ту, объема связанной воды 5В и структурного коэффициента пористой среды т.
Исследуем влияние пористости, объема связанной воды и структурного коэффициента пористой среды на величину числа Слихтера на примере несцементированного песка.
Формулы для расчета числа Слихтера (т0 = 0,25; к6 = 1,25 Д)
Автор
Формула
Число
Слихтер
5/= «^96(1 -^)
8,64-
10"4
Эльдифрави
5/= O.OlOVmJ3
1,10-
10"4
Козени
5/=1/96с1; <5х = ^\-^Уп^
2,31 ■
10'4
Крюгер
81 = т^рх\ -т<))2
2220-
10"4
Терцаги
S/ = c(m0-/n)/^(l-/n0); с = 6; т = 0,13
7920 ■
Ю"4
Юрен
81 = 0,383 ■ юЛм 3,3
0,383 ■
10'8
Смит
81 = 0,00809(1 - т0)2/3 [0,985/(1 - то)2/3 - I]2
1850-
10"4
Макинтайр
3-3
81 = ст0
Уайльди Мур
SI = Wd^
Ширковский
81 = 1,32. 10^1-.^«Х’545
8,6.
Ю’4
По Ч. Слихтеру, для фиктивного грунта 5/ зависит от коэффициента пористости и выражается формулой
(1.87)(1.87)2
(1.87)
(1.87)
96(1 -т^У
Если т^ = 0,10, то 5/ = 1,16 • 10~4, при т0 = 0,25 5/ = 8,68 • 10"4, при т^ = 0,375 5/ = = 23,43 ■ КУ4.
При увеличении коэффициента пористости в 2,5 раза (с 0,10 до 0,25) число Слихтера возросло в 6,9 раза, при увеличении в 3,75 раза (с 0,10 до 0,375) число Слихтера увеличилось в 20,2 раза.
Определим по формуле (1.86) зависимость числа Слихтера от коэффициентов проницаемости и пористости при следующих исходных данных: к0 = 1,25; т0 = 0,25; к^т^ = 5; т = 8 [86].
5В = 0,437 - 0,1551g ~|^ = 0,194;
5/ = 1,32 ■ IO"2 ^—^^-^ = 8,6 • КУ4.
Если кц = 0,125; т0 = 0,25; kjm^ = 0,5; т = 13,4 [86], то
5В = 0,329, 5/ = 5,27 ■ ЮЛ
При т0 = 0,375, ^о = 1,25, Мт0 = 3,34, т = 9 [86]
S„ = 0,2, SI = 12 • КУ4.
Из расчетов следует, что главное влияние на величину числа Слихтера оказывает коэффициент пористости: чем больше коэффициент пористости, тем больше число Слихтера. При увеличении т0 в 1,5 раза (с 25 до 37,5%) при неизменном значении к^ (1,25 Д) число Слихтера возросло примерно в 1,4 раза, тогда как по формуле Слихтера (1.87) - в 2,9 раза.
Геолого-физические параметры природных кернов
Тип образца
то
£» мД
Коэффициент извилистости
Si- 104
^екр
Sa
Песчаник ВИЛЬКОКС
0,175
192
1,64
1,758
5,16
8,7
0,158
250
1,66
1,748
4,94
8,0
0,160
148
1,68
1,805
4,52
9,4
Песчаник БАРБАНК
0,150
11
2,41
2,18
2,44
19,1
0,163
35,5
2,38
2,03
3,35
14,6
Песчаник АУТКРОП
0,206
31,3
1,72
2,08
3,92
16,0
0,206
20,9
1,72
2,08
3,69
16,9
Песчаник ТОРПЕДО
0.227
424
1,66
1,73
7,3
7,6
0.228
508
1,74
1,72
7,57
7,3
Доломит БРАУН
0,143
47
2,66
1,98
3,2
13,2
0,160
39,2
-
2,03
3,35
14,3
При увеличении к0 в 10 раз (с 0,125 до 1,25) при неизменном значении т0 (0,25) число Слихтера увеличилось только в 1,63 раза.
В табл. 2 воспроизведены формулы различных авторов для расчета числа Слихтера из работы Б.Б. Лапука [45, с. 236] и приведена также формула А.И. Ширковского.
Из табл. 2 следует, что вычисленные по формулам разных авторов значения числа Слихтера различаются очень сильно. Близкие значения получены в этом конкретном примере расчета по формулам Ч. Слихтера и А.И. Ширковского. Подчеркнем, что величина числа Слихтера, определенная по формуле Ч. Слихтера, зависит лишь от коэффициента пористости т^ а по формуле А.И. Ширковского - от коэффициентов проницаемости к^ пористости т0, объема связанной воды SB и структурного коэффициента пористой среды т.
В табл. 3 приведены геолого-физические параметры природных сцементированных образцов, заимствованные из работы [32].
Данные табл. 3, полученные для природных образцов пористой среды, показывают, что измеренные коэффициенты извилистости ^э и рассчитанные по формуле А.И. Ширковского (1.84) £р отличаются несущественно. Числа Слихтера, определенные по формуле (1.86), изменяются в пределах (2,4-7,57) • 1СН, критические числа Рейнольдса, рассчитанные по формуле (1.116), изменяются от 7,3 до 19.
О КРИТЕРИИ РЕЙНОЛЬДСА ДЛЯ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
Как известно, критерий Рейнольдса для пористой среды определяется по формуле [89, 90]
Re =Re =иариар(1.88)(1.88)
Re =
Re =
иар
иар
(1.88)
(1.88)
где и - характерная скорость; а - линейный размер, характеризующий средний диаметр канала пористой среды; р, Ц - плотность и коэффициент динамической вязкости флюида.
Исследователи выражали линейный размер а и характерную скорость и различно [91].
Фенчер, Льюис и Бэрнс принимали
cz=r/y, и=Оф,U-K9)
где Ъф - скорость фильтрации; ^э - эффективный диаметр частиц пористой породы.
В.Н. Щелкачев и Б.Б. Лапук [91, с. 80] отмечали: "Фенчер. Льюис и Бэрнс при исследовании явлений фильтрации воспользовались соотношениями трубной гидравлики. в которых скорость движения и- механически заменили скоростью фильтрации о, а диаметр трубы D заменили эффективным диаметром d3 частиц, слагающих пористую среду. Конечно, такая замена является чисто формальной, и поэтому определенные по формулам (1.VII) и (2.VII) значения А и Re не являются в действительности коэффициентами гидравлического сопротивления и числа Re в том смысле, как они понимаются в трубной гидравлике.
Однако, поскольку для данной пористой среды величина скорости фильтрации отличается от скорости движения лишь на постоянный множитель, а диаметр порового канала отличается от диаметра песчинки также лишь на некоторый постоянный множитель, то значения X и Re, определенные указанными авторами, отличаются от соответствующих ИСТИННЫХ значений коэффициентов гидравлического сопротивления и чисел Рейнольдса лишь на "НЕКОТОРЫЕ ПОСТОЯННЫЕ МНОЖИТЕЛИ".
Очень важно определить эти "некоторые постоянные множители" для вычисления истинных значений X и Re. Попытаемся определить эти "постоянные множители" для различных пористых газонасыщенных пород.
М. Маскет [50, с. 67, 68] писал: "Физически величина d должна представлять размер СРЕДНЕЙ поры, а не диаметр зерна. Однако пора может быть измерена непосредственно только путем микроскопического исследования поперечного сечения самой пористой среды. Все попытки установить или применить значение d для введения его в число Рейнольдса относились до сих пор к средним величинам фактических диаметров зерен... Все же сомнительно, чтобы формальное определение d по уравнению (8), которое не учитывает угловатости зерен или степени их сцсменти- рованности, в случае уплотненных песков могло иметь точное физическое значение".
Ю.М. Кашпаров [34, с. 193] написал: "Было множество попыток как советских, так и зарубежных ученых провести аналогию между трубной гидравликой и подземной гидродинамикой, найти критическое значение числа Рейнольдса ReKp. Но ни предлагаемые зависимости числа Re от параметров фильтрации и пористой среды, ни ReKp нс являлись универсальными и не отражали полной картины происходящих процессов".
Н.Н. Павловский принимал
= 0,75m + 0,23 ’ М =(L90)
В.Н. Щелкачев -
«щ=——' u = ^(^l)
М.Д. Миллионщиков -
"м= Vm’ и = ^^т'(L92)
Д.Л. Катц -
^К = ^Р, н=оф,(1.93)
где [3 - коэффициент турбулентности пористой среды, 1/м;
А.И. Абдулвагабов -
12(1 -т)^
«а = у тГ , и = Оф.(1.94)
Определим характерный линейный размер а наиболее близко по смыслу к трубной гидравлике - как средний диаметр каналов идеального грунта d, а и - как среднюю скорость жидкости в канале идеального грунта среднего диаметра:
(1.95)(1.95)32^ 1
(1.95)
(1.95)
, м = иф/т. V т т
0,52(1-$,)^0,52(1-$,)^w = Уф / т.w = Уф / т.(1.96)(1.96)
0,52(1-$,)^
0,52(1-$,)^
w = Уф / т.
w = Уф / т.
(1.96)
(1.96)
В.Н. Щелкачев в работе [91, с. 404] отмечал: "С другой стороны, упомянутый факт свидетельствует о том, что во все предложенные до сих пор формулы для определения величины Re не включены такие параметры, которые бы достаточно полно характеризовали структуру пористых сред; коэффициенты пористости и проницаемости для этой цели явно недостаточны".
А.И. Абдулвагабов в работе [2, с. 87] писал: "Изменение (увеличение или уменьшение) в 400 раз критического значения числа Рейнольдса говорит о том, что недостаток формул для параметра Рейнольдса, предложенных различными авторами, состоит в том, что в эти формулы не входят величины, характеризующие степень шероховатости стенок поровых каналов £, извилистости поровых каналов и т.д. Поэтому формула для критериев Рейнольдса должна быть представлена в общем виде
Re = '^2^f^,c,m\(1.97)
где с - коэффициент извилистости есть отношение действительной длины криволинейной оси капилляра к расстоянию по оси фильтрационного потока между измерительными отверстиями".
Оценим, какое различие получается в численном значении Re из-за разного подхода к выбору а и и.
В критерий Рейнольдса, предлагаемый нами, входят не только коэффициенты проницаемости и пористости, но и коэффициент извилистости, структурный коэффициент пористой породы.
Определим отношение чисел Рейнольдса, рассчитанных по формулам различных авторов, к числу Рейнольдса, определенному по формулам А.И. Ширковского (1.95) и (1.96) на конкретном примере.
Пример. Определить отношение Re/Relu при следующих исходных данных: к^ - 0,25 Д; т0 = 0,25; к(^тп = 1; г = 11,3;= 0,182; ^ = 1,74 [86]; = 7,22 ЮЛ
R% _ ^ _ пЧ\ _°-25 - л
Rem ат Q^X-SYr 0,52(1-0,182)^
Re^mZ-0,25 0,5 n
Rem ^Ь5,65*^ ^5,6557-^ 1,32-10”2-5,65-2,69
Результаты расчетов отношений Re/Rem и Re I Re'm приведены в табл. 4.
Из данных табл. 4 следует, что принятие в качестве характерного линейного размера порового канала различных величин а и скорости фильтрации иф вместо средней скорости движения флюида в поровом канале среднего диаметра и приводит к различным значениям чисел Рейнольдса.
Если принять критерий Рейнольдса А.И. Ширковского как наиболее соответствующий его смыслу в трубной гидравлике, то отношения Re/Rem изменяются от 0,134 до 4,06 для принятого в расчетах конкретного пласта.
В книге [91, с. 83] отмечается, что, согласно опытам Фенчера, Льюиса и Бэрнса, для сцементированных песков /?екр = 1, для несцементированных песков /?екр = 4.
Рассчитанные значения Re/Rem и Re/ Re'u
Отношения
Re^ /?еш
/?еф
Re'm
Ren
Rem
Ren Re'm
R^™
^IH
Значения
0,625
0,531
1,5
1,27
4,06
3,48
Отношения
ReM
Rem
Reu
R<n
ReK
Rem
ReK
Rem
Re^ Re„
Rea Reul
Значения
0,134
0,114
0,528
0,451
2,41
2,06
По формулам для числа Re, предложенным А.И. Ширковским, критические числа ReKp для сцементированных песков будут /?екр ш = ReKp.ф/0,625 или /?е'рш = 7?екр ф/0,531, т.е. 1,6 и 1,88 для сцементированных песков и 6,4 и 7,53 для несцементированных песков.
В последние годы Х.А. Вассоуф [И] провел исследования с целью дальнейшего развития тензорного метода описания геометрических и фильтрационно-емкостных свойств анизотропных трещиноватых коллекторов нефти и газа. Х.А. Вассоуф, развивая идеи В.Н. Щелкачева, считает, что при определении фильтрационного числа Рейнольдса необходимо определить параметр, с помощью которого можно было бы учесть структуру пустотного пространства среды. На примере капиллярных и трещиноватых моделей коллекторов он показал, как этот параметр можно определить.
Для трещиноватой среды, образованной тремя взаимно перпендикулярными системами трещин с одинаковыми значениями раскрытости и густоты и проявляющей изотропные фильтрационные свойства, Х.А. Вассоуф принял выражение для числа Рейнольдса из трубной гидравлики, заменил среднюю истинную скорость жидкости в трубе на скорость фильтрации, связал "характерный" линейный размер с характеристиками пористой среды и получил следующее выражение для "фильтрационного" числа Рейнольдса:
2^WApk 4,5V2wV£
R4 = ■ Дл = —ГП—• <198> □ т
Здесь Ф = Z>2/12; S = 2Ь/(а + b); w = Sv; b = ^ 12k/S ; S = 2/Зт; (5ц = 3S); w - скорость фильтрации; S - коэффициент просветности; b - раскрытость трещины.
"В случае изотропной среды, образованной тремя взаимно перпендикулярными системами цилиндрических круглых трубок, переход от гидравлического числа Рейнольдса к фильтрационному определяется, как пишет Х.А. Вассоуф [И, с. 19], формулами
kij = ^Ц = ФМ^аг
где Ф = ^/32; S = uWa2; w = Sv; d = 4з2к/5 ; S = l/3m;
(L99)(L99)_ 4-^w-x[k _ 12V6wV& ”" S15v ' m1^
(L99)
(L99)
Ф - коэффициент формы; S - коэффициент просветности; a - расстояние между осями симметрии трубок".
Х.А. Вассоуф принимал следующие допущения: 1) структуру пористой среды можно описать одним численным параметром; 2) трещины прямолинейны, т.е. не учиты- 50
вается коэффициент извилистости пористой среды; 3) в пористой среде отсутствует связанная вода; 4) среднее по длине образца значение коэффициента просветности не равно коэффициенту пористости.
Приравняем d - диаметр цилиндрических трубок, по Х.А. Вассоуфу, и средний диаметр каналов идеального грунта, моделирующего пористую среду, по А.И. Шир- ковскому:
Из равенства d„ и dm получим
(1.100)(1.100)5 = т^,
(1.100)
(1.100)
где S - средняя просветность цилиндрического кругового канала.
Из работы [86] известно, что коэффициент извилистости £ для несцементированного песка без учета связанной воды изменяется от 1,4 до 2,5, с учетом связанной воды - от 1,2 до 1,9; для сцементированного песка (песчаника) соответственно от 1,6 до 3,2 и от 1,1 до 1,9.
Сравним численные значения критериев Рейнольдса для трещиноватой пористой среды с изотропными тензорами коэффициентов проницаемости, формы и просветности, рассчитанными по формулам Х.А. Вассоуфа
^„ =^„ =4,5У2 wVI/nl,5v4,5У2 wVI/nl,5vи А.И. Ширковскогои А.И. ШирковскогоRem =Rem =4V2 Vbv о,5 m1-^;4V2 Vbv о,5 m1-^;
^„ =
^„ =
4,5У2 wVI/nl,5v
4,5У2 wVI/nl,5v
и А.И. Ширковского
и А.И. Ширковского
Rem =
Rem =
4V2 Vbv о,5 m1-^;
4V2 Vbv о,5 m1-^;
Reft!Reuv = 1.
ЗАВИСИМОСТЬ КРИТИЧЕСКОГО ЧИСЛА РЕЙНОЛЬДСАОТ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
В табл. 5 воспроизведены выражения Re, X из работы В.Н. Щелкачева [89] и значения ReKp, предложенные различными исследователями, в том числе А.И. Ширков- ским. Видно, что произведение ReX у всех авторов выражается аналогично
ReX = " ,(1.101)
Da
где С - некая константа; Da - параметр Дарси, введенный В.Н. Щелкачевым
Оя = ^ .(1.102)
У ряда авторов константа С зависит от коэффициента проницаемости к или пористости т, у некоторых - не зависит.
Константа С у А.И. Ширковского зависит от геолого-физических параметров пористой среды: литологии продуктивного пласта (пески, песчаники, известняки), коэффициентов проницаемости к, пористости т, извилистости ^, структурного коэффициента т, числа Слихтера.
В случае справедливости закона фильтрации Дарси (.Da = 1)
(ла)кр = с.(поз)
51
Выражения Re, X и Re^ у различных авторов
Параметр
Дж. Фен- чер, Дж. Льюис, К. Бэрнс
Н.Н. Павловский
В.Н. Щелка- чев
М.Д. Миллионщиков
Ф.И. Котя- хов, Г.Ф. Тре- бин
Д.Л.
Катц
А. И. Абдулва- габов
А.И. Ширковский
Re^^Ют)^иА0’5Ш^!^12(1-т)А°А)4У2^°-Ч°-5у0,52(1 - Sb )о-5А°-51)
V(0,75m + 0,23)vm2,3vm1,5vm1,5vm2vmL5vmS^-5v
Xd^/Xp_Im^k^Ap т''5к"'5Др12 m^k^Apk^P4,6( 1 - m )m2A°’5z^272£0’5A°’5mL5Ap0,52(1 - SB )0'5A°-5Ar>
^L^2Lpv22Lpu2Lpu22/Lpo2Lpv2^py22S/°'5Lpv2
ReX0.5-200£8V2k55,2(1-m)216^10,2т0-545
MDaDaDaDa^lDaDaDaDa
Re^1-47,5-90,032-140,015-0,60,0085-3,41-40,019-8,14-114-11
Известно [91 ]. что
(1.104)(1.104)ReX = В. В = " .
(1.104)
(1.104)
Определим выражение В, используя зависимости Re и X по А.И. Ширковскому:
(1.105)(1.105)<RemXm, = B„„ В„ = 0.27(1^$,И =|02i».545
(1.105)
(1.105)
Вычислим величину В для обр. 8 песчаника ВИЛЬКОКС по формуле А.И. Шир- ковского при следующих исходных данных: ки = 250 мД; ти = 0,158; kjm{} = 1.583; т = 11; т”'545 = 3,69; 5П = 0,162; SI = 4,72 • 10-4:
Вт = 10,2 • 3,69 = 37,7.
Определим величину В по формуле (1.104)
При Da = 1 по формуле В.Н. Щелкачева для (ReX\tv (см. табл. 5) получаем В = 20.
Величина В, вычисленная по формуле (1.105) при Da * 1, оказывается значительно (в 25-50 раз) больше величин, полученных при Da = 1.
Для всех пористых сред, по В.Н Щелкачеву. получаем
№Х)М,67 = 3,(1.106)
= ^(1-107)
Принимая произведение (/?еХ)кр по А.И. Ширковскому, получим
С = 10,2т”-545(1.108)
или
С =16^(1.109)
новое универсальное выражение для всех пористых сред
(^„Л.АрЯ. _ j_(1110)
0.27(1-5„Н 2’
Из (1.109) следует, что поскольку коэффициент извилистости ^ больше единицы, то константа С не может быть меньше 16.
Выясним влияние литологии продуктивного пласта, геолого-физических параметров пласта (к№ т{}) на величину и справедливость универсального выражения (1.110).
Таблица 6
Значения коэффициентов извилистости песков £„ и песчаников £ч для сухой пористой среды
'Ц)
"1
0.1[
0,15
0.20
0.25
0.30
0.35
0,40
^н
2.51
2,12
1,90
1.74
1,62
1.52
1,44
Ьч
3,16
2,58
2.24
2,0
1.82
1,69
1,58
Значения коэффициентов извилистости песков £п и песчаников §чс учетом связанной воды
0,1
0,2
0,3
^110100110100110100
5„0,4370,2870,137 0,4370,2870,137 0,4370,2870,137
У,0,2820,1820,082 0,2820,1820,082 0,2820,1820,082
^,1,881,431,22
^,1,921,361,11
Таблица 8
Значения структурного коэффициента несцементированного песка т
^0
0,05
0,1
0,5
1,0
5,0
10
20
40
60
т2621,213,411,38,07,256,86,686,66
Примечание. ^ - в Д, т^ - в дол. ед.
В работе [86] приведены значения коэффициентов извилистости ^ несцементированных песков и песчаников для сухой и с учетом связанной воды пористой среды.
В табл. 6,7 воспроизведены из работы [86] значения коэффициентов извилистости.
В табл. 8 воспроизведены из работы [86] значения структурного коэффициента для несцементированного песка.
Проверим справедливость универсальной формулы (1.110) по экспериментальным данным.
Песчаник ВИЛЬКОКС, обр. 8 [32]. Исходные данные для расчетов: ^ = 250 мД; ^ = 0,158; цг = = 0,20сП; рг = 0,00464 г/см3; wKp = 0,23 г/с см2; L = l,85 см; F = 2,66 см2; Др = 5,8 кгс/см2; т = 11 [86].
Определим критическую линейную скорость фильтрации:
- W|tp -- 49 4 см / с
Vvn “— — — ЧУ, Ч СМ / v.
кр рг 0,00464
Рассчитаем объем связанной воды в песчанике:
5= 0,282-0,11g— = 0,162.
'615,8
Вычислим число Слихтера:
_ 1,32 1О"2то(1-5в)_ 1,32 10~2 0,158(1-0,162)
111 "т0'545~3,69
Определим критическое число Рейнольдса:
49,4 ■ 10~2 • 0,052(1 - 0,162)1/2 ■ 4,64 ■ 1,01(0 25 • 10"12)1/2
Работа [91, табл. 4, с. 78]. Исходные данные для расчетов: d3 =0,57 10 , 0,90 10"3, 1,35• 10~3м: 1)кр = 1,03 10'2, 0,6110-2, 0,35 10-2м/с; ( = 6,67; 1,63; 0,54; рв = 1000кг/м3 = ^ = 102кгс/м; Ри = 1сП = 10“3Пас; «о =0,36; SB=0.
Рассчитаем значения ReKp:
о 0,52(1-SB)1/2J3pB 1,О31О'2О,52О,571О"31О3 о _ „_ _ „,
/?еКП1 ==з= 8,47; /?екги=7,92; RCwm = 6,82.
КР1/ИоРв0,36 10"3КР2КРЗ
Вычислим значения Хкр:
Хкр2 =12,95; Хкрз = 19,6.Хкр2 =12,95; Хкрз = 19,6.X . ^ _ 0,52-0,57-10-3-0,36 6,67-103
Хкр2 =12,95; Хкрз = 19,6.
Хкр2 =12,95; Хкрз = 19,6.
КР| " 2Хрви2р2 4 02(103 4 0^
Определим значения чисел Слихтера по данным экспериментов:
5/=2^!^ = J^Ll^^^SZ2=4,72 10-4; S/3 = 3,64 10"4.
1 ^2Др (0,57 10'1)2- 6,67 4 О-323
Выполним расчет по формуле (1.110):
= 0,506;= 0,506;8,47-12-4,84-Ю-4 0,27 0,36
= 0,506;
= 0,506;
7,92-12,95 4,72.1g-4 = q 499.
0,27 0,36’’
6,82 19,6 3,64-IO-4 _Q 5Q
= 1,45 10""4м.= 1,45 10""4м.= 4,84.= 4,84.0,27-0,36’ ‘
= 1,45 10""4м.
= 1,45 10""4м.
= 4,84.
= 4,84.
= 0,516.= 0,516.(ЛешХш)кр5/ = 4,84-5,61-12,5 Ю"4 0,27 то”0,27 0,259
= 0,516.
= 0,516.
Опыт 1 А.П. Иванчука [29, приложение, с. 49, керн 1201]. Исходные данные для расчетов: tB = 23°С; L = 0,03 м; F = 7,06-10"4м2; цв =0,17610-4Пас; рв = 1,25 кг/м3; то = 0,164; 2кр = 13210"6 м3/с; SB = 0; р = 1,1 кгс/см2.
Рассчитаем критическую скорость фильтрации:
132 10~6
и =Г = 0,187 м/с.
кр 7,06-10"4
Определим коэффициент проницаемости:
, 0,187-Ю2-0,0176-3к =, 0,187-Ю2-0,0176-3к =1,11,1= 0,896 Д.= 0,896 Д.
, 0,187-Ю2-0,0176-3
к =
, 0,187-Ю2-0,0176-3
к =
1,1
1,1
= 0,896 Д.
= 0,896 Д.
Рассчитаем значение числа Слихтера и эффективный диаметр частиц пористой среды: ^/то = 0,896/0.164 = 5,46; т = 6; т0-545 = 2,655;
Sl =Sl =1,32 10~2(1-5в)тр 1,32 10~2 0,1641,32 10~2(1-5в)тр 1,32 10~2 0,164^0545^05452,6552,655= 8,15-10 ,= 8,15-10 ,
Sl =
Sl =
1,32 10~2(1-5в)тр 1,32 10~2 0,164
1,32 10~2(1-5в)тр 1,32 10~2 0,164
^0545
^0545
2,655
2,655
= 8,15-10 ,
= 8,15-10 ,
.0,896-1,02-Ю"12
da = ,73= 0,331 ■ Юм.
3 У8,15-Ю"4
Определим критическое значение числа Рейнольдса:
D 0,187-0,52-0,331-Ю"4-!,25 ,
Re„n =?= 1,395.
р0,164-1,76-Ю"5
Определим значение Хш:
,0,52 0,331-10"4-1,1Ю4-9,810,1642
а =—-.и,=19;
ш2-0,03-1,25(0,187 )2
= 0,489.= 0,489.0,27то0,27то0,27-0,1640,27-0,164(/?ешХш)кр5/ 1,395 19 8,15 10
= 0,489.
= 0,489.
0,27то
0,27то
0,27-0,164
0,27-0,164
Опыты А.И. Абдулвагабова [2].
Обр. 1. Исходные данные для расчетов: J^ = 1,69Д; то = 0,39; т = 8,3; т0,545 = 3,16; рв =0,0175 сП; икр = 2см/с; рв = 1,25кг/м3;£ = 3,5 см; J3 =0,325-Ю^м; 5/= 16,29-Ю"4.
Выполним расчет по формуле (1.110):
(7?ешХш )кр5/ _ у 56g
0,27^
Обр. 5. Исходные данные для расчетов: ^=2,1 Д; то = О,331; икр = 5,5 см/с; цв = 0,0175сП; рв = 1,25 кг/м3; d3 = 0,383 Ю^м; Я = 14,56-Ю"4.
Выполним расчет по фрмуле (1.110):
1^1^2rL^. = о 433.
О,27то
Обр. 8. Исходные данные для расчетов: ^ = 1,67 Д; т^ = 0,335; т = 8; т0,545 = 3,1; икр = 6.06 см / с; цв = 0,0175 сП; рв = 1,25 кг/м3; SZ = 14,26 Ю-4; d3 = 0,345 -10"4м.
Выполним расчет по формуле (1.110):
(/?eluXnl )KpS/ _ q 4у
О,27то
Из данных расчетов следует, что универсальная зависимость (1.110) выполняется удовлетворительно.
56
Следовательно,
(Lill)(Ы12)(1.113)(Lill)(Ы12)(1.113)АЛАрМ/О,135^0=1;
(Lill)
(Ы12)
(1.113)
(Lill)
(Ы12)
(1.113)
Sl^ O,135mo
(^ш^ш)кр
(/?einXin)Kp = O,27mo/25L
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКОГО ЧИСЛА РЕЙНОЛЬДСАПО ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИМ ПАРАМЕТРАМ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
Известно, что при Re > ReKp зависимость произведения Re X от Re описывается формулой [91]
ReX = a-vbRe.(1.114)
По данным экспериментальных исследований [29, 32, 50, 88] определим численные значения коэффициентов аи Ь, принимая произведение ReX по А.И. Ширковскому. Оказалось, что
« = 20, Ь = ^ /?ешХш=20 + 2/^ш.(LH5)
В результате мы получили следующее выражение для определения критического числа Рейнольдса:
= 0,0675(1-SB)m06
р SI или
/?^кр = 5,1т0’545 -10,(1.117)
или
А = 8^-10.(1.118)
Из данных работы [86] следует, что т для различных пористых сред слабо сцементированных песчаников изменяется при изменении k^mG от 1 до 60 (^ - в Д, т^ - в дол. ед.) от 13,5 до 6,5.
Следовательно, критическое значение числа Рейнольдса, рассчитанное по формуле (1.116), изменяется от И до 4, т.е.
4^^кр^ 11.(1.119)
ЗАВИСИМОСТЬ КРИТИЧЕСКОГО ЧИСЛА РЕЙНОЛЬДСА
ОТ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ^^о,СТРУКТУРНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОЙ СРЕДЫ т
И ЧИСЛА СЛИХТЕРА 5/
Для построения графических зависимостей Рекр = Re^Qc^ /ди0), т, SI произведем расчеты для слабо сцементированного песчаника ВИЛЬКОКС, коэффициент открытой пористости которого /и0 = 0,158, коэффициент проницаемости - переменный от 0,079 до 3,16 Д.
Расчеты произведем по формулам
5., =0,182-0, 11g — ;
*%/ m^t, St-75**%/ m^t, St-75*
*%/ m^t, St-75*
*%/ m^t, St-75*
Рис. /9. Графики зависимости критического числа Рейнольдса 7?eKp от отношения к^т^, числа Слихтера 5/ и структурного коэффициента пористой среды т для слабо сцементированного песчаника (шр = 0,158)
1 - ^^Р = Ж / Wq); 2 — /?екр = Д5Гр 3 - /?екр = Дт)
1,29103Т ~, \1/21,29103Т ~, \1/210,7-3,221g m0_10,7-3,221g m0_
1,29103
Т ~, \1/2
1,29103
Т ~, \1/2
10,7-3,221g m0_
10,7-3,221g m0_
-^67545’
7?екр=5,1то’545 -1О.
Здесь &о ~ в Д, т0 - в дол. ед.
Результаты вычислений приведены в табл. 9.
Значения т, SI и Re^Значения т, SI и Re^По данным табл. 9 построены графики, изображенные на рис. 19. Из них следует, что критическое число Рейнольдса почти линейно зависит от структурного коэффициента пористой среды т: чем больше т, тем больше /?екр. /?екр уменьшается с увеличением отношения kjmti, уменьшается почти линейно и с увеличением числа Слихтера.
Значения т, SI и Re^
Значения т, SI и Re^
*0 i
0,5
1
1,582
5
10 1
20
swl
0,212
0,182
0,162
0,112
0,082
0,052
т
13,42
11,26
10,13
8,08
7,29
6,8
SI 10-4
4,02
4,56
4,95
5,93
6,49
6,96
^кр
11,0
9,07
8,01
5,92
5.05
4,49
Таблица 9
ЗАВИСИМОСТЬ ЛИНЕЙНОГО РАЗМЕРА I
В ФОРМУЛЕ ФОРХГЕЙМЕРА ОТ СРЕДНЕГО ДИАМЕТРА ЧАСТИЦПОРИСТОЙ СРЕДЫ dy СРЕДНЕГО ДИАМЕТРА КАНАЛОВПОРИСТОЙ СРЕДЫ d, КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРОНИЦАЕМОСТИ ^
И ПОРИСТОСТИ т0
О.В. Николаев [55] исследовал зависимость линейного размера / в формуле Форх- геймера для градиента давления
(L120)
dR к I к
от среднего (эффективного) диаметра частиц пористой среды d3. Он называет этот линейный размер / - "коэффициент макрошероховатости" пористой среды.
Линейный размер / - это не "коэффициент макрошероховатости". Е.М. Минский, впервые употребивший понятие "относительная макрошероховатость" или извилистость каналов пористой среды, определил его так: «Безразмерное отношение d3H характеризует величину извилин поровых каналов. Эту величину естественно назвать относительной "макрошероховатостью" пористой среды» [52, с. 5].
Линейный размер / Е.М. Минский называл "средний размер поровых каналов", "масштаб поровых каналов" [52, с. 4], d3 - средний диаметр частиц пористой среды.
Без всяких доказательств Е.М. Минский принял
1 = ^(1.121)
и использовал это значение / вместо d при вычислении коэффициента трения и числа Рейнольдса.
В работе [55, с. 26] О.В. Николаев сделал следующие выводы.
"1. При описании закона фильтрации двучленной формулой коэффициент макрошероховатости / для неконсолидированных пористых сред пропорционален среднему диаметру слагающих частиц d^
/ = ad^'.(1.122)
Обрабатывая опыты А.И. Абдулвагабова, Г.Ф. Требина и В.М. Курганова, О.В. Николаев нашел, что коэффициент а = 1/32 для сухой пористой среды, т.е.
l=^dv(1.123)
В реальных газонасыщенных пластах всегда есть связанная вода, которую не учитывает зависимость (1.122).
"2. Для сцементированных пород такая связь отсутствует вследствие изменения внутренней структуры порового пространства цементом.
Цемент, изменяя форму поверхности каналов в сторону большей шероховатости стенок, может уменьшить интервал корреляции скоростей. Возможно, именно поэтому на рис. 2 все точки, относящиеся к сцементированным породам, лежат ниже прямой" [55, с. 17].
Для проверки и уточнения изложенных положений О.В. Николаев рекомендует провести экспериментальные работы по фильтрации газов и жидкостей в насыпных грунтах с диаметром слагающих частиц Jcp ^ 100 мкм.
В литературе существует много работ, в которых приведены результаты промысловых и лабораторных экспериментов по определению линейного размера Z, эмпирических зависимостей I от коэффициентов проницаемости к и пористости т [26-28, 32, 39, 46, 86, 94, 101].
Приведем некоторые из них. Гак. в I46j
где d, - в м. к - в м", т - в дол ед.
В о гношении формулы Е.М Минского (i.12 4) Б.Б. Ланск писал ]46. с 152|: "Из произведенного Г.А. Зотовым сравнения значений [5 . найденных на основе жснсриментальных данных ГФ 'грс'шча пс> формуле В - — 1и '.^-В и iro формуле -Т.п,ф-к
Е.М. Минского |5М = 12 10’■ d" ! тк ' " по 14 'Ортам пористых сред, у которых коэффициент проницаемости колебл-тоя ог Або! до 2201) Д. а коэффициент пористости от 19 до 38,6%, установлено, что р / Рм = 0,675 - 56.0. Средняя величина этого отношения по 19 образцам составляет 7.47. Таким образом, формула (1.124) Е.М. Минского непригодна для практических целей".
А.И. Абдулвагабов [2, с. 841 на основании собственных экспериментов сделал такой вывод: "Сравнительный анализ значений р\ найденных по экспериментальным формулам и по формуле Е.М. Минского (1.124), показывае т, что Р / Рм = 0.77 - 140. Таким образом, формула (1.124) непригодна для практических целей, что под
тверждается высказываниями Б.Б. Лалука'.
I = 0.42.5-Ю'^1'4' [2SE /-нем. ’ в мД;(1.125)
р -1 = ——12_ [86]. Р — в!/м т - в дол. ед., к - в II:(1.126)
/ к к кт у’
РФ1" = Юни2 [101], р*-fr\ к - в мД:(1.127)
/ = m-i2 0.R7^1eA-+i5) [27] Z_BM1 г _вм2/-,рр.5■1О-,5м2:(1.128)
р = 4.257-X^m^-'V'*^ E-4L Г - гл;вмД:(1.129)
Р'=8.543-10ЧА9'^9 [94|. [Г-Г *, к-в мД:(1.130)
к = 3.8 • XO"rj- [39]. к ■ в мт / - в м;(1.131)
1 = (хк'" 126|(1.132)
Г.А. Зотов в работе [26, с. 117] писал: "Экспериментальные исследования, проведенные на образцах естественных (керны) и искусственных пористых сред, позволили установить, что в общем случае фильтрации газа закон фильтрации можно описать двучленной формулой... Согласно этому закону, процесс фильтрации в элементарном (соизмеримом с керном) объеме пласта контролируется двумя физическими характеристиками пористой среды - коэффициентом проницаемости (А) и макрошероховатости (/). По поводу последнего необходимо отметить. что он используемся нами чисто формально (по Е.М. Минскому), как некоторая дополнительная характеристика пористой среды, определяющая инерционные (зависящие от произведения плотности газа на квадрат скорости) потери давления... По результатам экспериментальных исследований предложена формула, аппроксимирующая корреляционную связь между коэффициентами к и /,
1 = акп. (1.133) где н и ос- эмпирические коэффициен ты"
(Ы34)(Ы34)Если приравнять I из (1.126) и (1.133), получим « = 3/2, а = 1/(63-106/п3/2).
(Ы34)
(Ы34)
(1.135)(1.135)Этот же "параметр макрошероховатости" /, как его называют авторы работы [39], можно определить по данным акустико-гидродинамических исследований кернов по формуле
(1.135)
(1.135)
2кС0ЖВА1т2)
где Со - скорость звука в газовой среде, м/с; R - расстояние от акустического прибора до источника шума, м; т - коэффициент пористости.
(1.136)(1.136)2
(1.136)
(1.136)
4тсС0/?/
где рзв - интенсивность шума; / - параметр макрошероховатости.
Величина ВА по данным лабораторных исследований А.П. Иванчука для различных кернов приведена в таблице на с. 5 работы [39].
Произведем расчеты I по различным формулам для конкретных данных.
Пример. Определить отношение //</для песчаника ВИЛЬКОКС при следующих исходных данных: ^ = 0,25Д; №0 = 0,158; 5В =0,162; « = 4,72-Ю"4; г = 11; т0л45 = 3,69.
По предпосылке Д.Л. Катц [32]
^=7=^:<U3T>
(1.138)(1.138)к = 4SI _ sld
(1.138)
(1.138)
" d3~ d3 " 0,52(l-5B),/2’
SI4,72-lQ-4_in_3
0,52(1-SB)1/2 0,52(1-0,162)*^ "
По формуле А.И. Ширковского
= 1 =—^J^. = 31,6 • ЮЧ1 / м;
1 Г0-250)
( 0,158 J
j ^0,27(1-SB)l,02-10-12 _ 0,25 1,02 10"12 -0,27(1-0,162)5
= 2,86 IO"3.= 2,86 IO"3.У SI~]4,72-10^’ М:
= 2,86 IO"3.
= 2,86 IO"3.
/ / d 7Г
31,6-10®-1,1-10^
Из данных расчетов следует, что отношение Ud, определенное по формуле А.И. Ширковского, в 2,86 раза больше отношения Ud, определенного по допущению Д.Л. Катц и др. [см. формулу (1.137)].
Определим отношение Ud по исходным данным, приведенным в работе [94] для месторождения Северный Ренкин: £0 = 0,180 Д; т0 = 0,2; 5В = 0,188; т= 14; т0’545 = 4 2- 5в = 0 283 - 0,llg^= 0,188.
Рассчитаем число Слихтера:
LMJO^fl-V^ 1,3210-2(1-0>188)0,2_,]1 т0.545 7^ 10 .
В работе [94] приводится зависимость: к = 8,543 -109;
8,543 -109 .180’8,543 -109 .180’Z = 21,110'9yt;Z = 21,110'9yt;
8,543 -109 .
180’
8,543 -109 .
180’
Z = 21,110'9yt;
Z = 21,110'9yt;
,0,180-L02-10-l2 0,27 0,812 а <
d = J^= 0,886-10 Зм;
\5,11-Ю"4
21,10, ЗЮ90,886-Ю'521,10, ЗЮ90,886-Ю'5= 0,7-10'3.= 0,7-10'3.
21,10, ЗЮ90,886-Ю'5
21,10, ЗЮ90,886-Ю'5
= 0,7-10'3.
= 0,7-10'3.
По Д.Л. Катц и др.:
0,52(1-О,188)1/2
По А.И. Ширковскому:
п*63 106/1
В =777 = 78-10 1/м; / =-г м;
(О,18О/О,2О)3/278-Ю6
/ / d =г = 1,45 • Ю'3.
78-106-0,886-Ю"5
Из выполненных расчетов по формулам различных авторов следует однозначный вывод: линейный размер / в двучленной формуле для градиента давления во много раз (в 1000 и более) меньше среднего диаметра пористой среды d или тем более эффективного диаметра частиц пористой среды d3. Нельзя произвольно в формулы для коэффициента трения X и числа Рейнольдса подставлять вместо диаметра канала d линейный размер I.
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ
И АБСОЛЮТНАЯ ШЕРОХОВАТОСТИКАНАЛОВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
И.Н. Стрижов придавал большое значение изучению шероховатости зерен, стенок пор и каналов пористой среды. В книге [72, с. 204, 205] он писал: "При одной и той же пористости пласт, имеющий более шероховатые стенки пор и каналов, даст меньший дебит на 1 атм, чем пласт с гладкими стенками. Если пласт хорошо изучен путем взятия многочисленных кернов, желательно также составить представление о характере стенок пор и каналов и о величине относительной шероховатости е = IJr (1К - абсолютная шероховатость поверхности канала (трубы), г - радиус канала (трубы)).
От этого зависит и расстояние между скважинами, а следовательно, и система разработки месторождения. Нужно брать керны, делать шлифы и изучать их под микроскопом, а также делать фотографические снимки в увеличенном масштабе".
И.Н. Стрижов в число индексов газовых скважин ввел "индекс шероховатости стенок пор и каналов пласта". Он писал [72, с. 208]: "Трудно определить этот индекс. Нужно исследовать много кернов, вынутых из пласта".
Мы попытаемся аналитически определить этот индекс.
Е.М. Минский в работе [52, с. 4] писал: "Геометрия пористой среды должна характеризоваться по крайней мере тремя параметрами. Прежде всего это некоторый средний поперечный размер поровых каналов /. Далее - геометрический размер, 62
характеризующий извилины поровых каналов; за этот размер естественно принять средний или эффективный диаметр частиц d, формирующих пористую среду. Наконец, третьей характеристикой является пористость среды т".
Величину среднего поперечного геометрического размера поровых каналов /, писал Е.М. Минский, естественно связать с проницаемостью среды к и, быть может, с пористостью т.
Е.М. Минский безразмерный коэффициент сопротивления пористой среды (коэффициент трения) и 4исло Рейнольдса выражал через средний размер поровых каналов /, а не средний диаметр частиц d3, слагающих пористую среду, как это делали другие исследователи:
Х = —^—; (1.139)
2pu2AL
ReA. (1.140)
Он полагал, что отношение среднего диаметра частиц d3 к среднему размеру поровых каналов I характеризует "величину извилин" поровых каналов. Эту величину, писал Е.М. Минский, естественно назвать относительной "макрошероховатостью" пористой среды или "шероховатостью каналов" [52, с. 5].
Из приведенных соображений Е.М. Минского следует, что отношение эффективного диаметра частиц пористой среды d3 к среднему диаметру порового канала / (в наших обозначениях djd) он назвал относительной "макрошероховатостью" или "шероховатостью канайов", полагая, что это отношение характеризует "величину извилин".
По Ч. Слихтеру, отношение d2 / d2 характеризует отношение площади поперечного сечения каналов среднего радиуса (площади проходов) в пористой среде к площади поперечного сечения частицы.
Извилистость поровых каналов по длине образца характеризует, как известно, коэффициент извилистости, исследованный в нашей работе [86].
Е.М. Минский писал [52, с. 7]: "Величина к при ламинарной фильтрации суммарно учитывает все особенности пористой среды: ее пористость, микрошероховатость отдельных песчинок, физико-химические свойства грунта и пр., поэтому естественно связывать величину масштаба поровых пространств (/) только с ней".
(Ы41)(Ы41)Без каких-либо доказательств он принял I = >Лс :
(Ы41)
(Ы41)
IpirbLц
Относительная шероховатость каналов пористой среды, по Е.М. Минскому, выражается так [52, с. 7]:
(Ы42)
Термин "относительная макрошероховатость", предложенный Е.М. Минским, широко используется многими авторами для различных целей, внося путаницу. Подчеркнем еще раз, что относительная макрошероховатость характеризует, по Е.М. Минскому, "величину извилин" и ничего больше.
Ранее нами была получена зависимость между d3 и d [формула (179)], установлена их связь с коэффициентами проницаемости ко и пористости т^
(1.143)(1.143)По Е.М. Минскому, относите ч.ная шероховатость равна d I
(1.143)
(1.143)
Число Слихтера для различных пористых сред изменяется в пределах от 1 • К)4 до 25 10
Подставляя эти значения числа Слихтера в равенство (1.143). видим, что относительная шероховатость каналов пористой среды всегда больше единицы, что невоз
можно.
(ледогштельно i сш-ы 1' б XI. Мишаим выряжегше для относительной ше-
роховаокчи кича:.,' о, (i ■11। о|юрыс Л .4 у. оппню-шо.
Рассмотрим другие варила i :>. апо гелшшя ■ ыр фициешч относительной шерохова- гос1 и каналов ы рис »г . j ч:-
Выразим гл "'“ющью ..k-popmvl
или
г = л/5/.(1.144)
В этом случае, если врипчмазь тс же значснил для числа 5’/. е изменяется от 0,01 до 0.05.
Из (1.144) ясно виден физический смысл числа слихтера. Число Слихтера представляет собой квадрат относительной шероховатости каналов пористой среды
57 = Е;.(1.145)
И р и м . р. (Гыч'.кшпъ м . ффичт-пт ■ н и, ипэо.чои ня иохонатасти песчаник । ВИЛЬКОКС. Исходные данные для расчета:/..= 0.250 .4: Мп-ОД?»., Si - L9 Н)'\
Получено
г - у Л/ |).О221.
В кнгие Д.Л. Катц и др. [32. с. 47] эффективный диаметр частиц коллектора d3 считается равным произведению коэффициента турбулентности Р* на коэффициент проницаемости пористой среды к. т с.
d^'k.(1.146)
1Ъыставляя эго выражение -J; в (1.144). получим
(Li47)
' к б А
Вычислим коэфф, ди-.оп <« л< ..-и,сошно, шероховатости £к для песчаника ВИЛЬКОКС:
о __2^^./у ()h2(..
31.66 H)hv().2>(^ L02 ■ in i ?
Оказалось, ч то Ek > t в 2 x4 р,1за.
. А.И. Ширковский предлагает козфгрициенг относитслыкч! шероховатости каналов пористой среды определять по формуле
Е.^^у.(1.148)
где d - средний диаметр поровых каналов идеального грунта, моделирующего реальную пористую среду.
Таблица К)
Коэффициенты относительной шероховатости слабо сцементированного песка
kJ »Ч)
0,1
1
10
60
е|П при «^ = 0,15
0,0288
0,0342
0,0384
0,0395
Е|м при 77^=0,20
0,0384
0,0456
0,0512
0,0527
£ш при 7710 = 0,25
0,048
0,057
0,064
0,0659
Еш при 7710 = 0,30
0,0576
0,0684
0,0768
0,0790
Принимая связь d и d3 по равенству (1.79) и к = d3Sl, получим
(1.149)(1.149)_ УУ _Уз?
(1.149)
(1.149)
е,и " 0,52(1 -SB)U2d3 ~ 0,52(1 - SB)1/2
или
S/ = 0,27(l-S,)S„.(1.150)
Число Слихтера, по А.И. Ширковскому, представляет собой скорректированный на объем связанной воды квадрат коэффициента относительной шероховатости каналов идеального грунта, моделирующего реальную пористую среду.
Вычислим коэффициент относительной шероховатости еш для песчаника ВИЛЬКОКС при 5В = 0,162, SI = 4,9 • 10"4:
Е|„= ,^_=ож
0,52(1-0,162)/2
е|П > £ примерно в 2 раза.
Выразим коэффициент относительной шероховатости каналов идеального грунта через геолого-физические параметры пористой среды - ку и ту.
Для этого в равенство (1.149) подставим выражение для числа Слихтера из (1.86). После подстановки получим
£.-.=0,221-^.(1.151)
Рассчитаем значения коэффициента относительной шероховатости слабо сцементированного песка по формуле (1.151) при следующих исходных данных: kJ ту = = 0,1; 1; 10; 60; ту = 0,15; 0,20; 0,25; 0,30 (ку - в Д, ту - в дол. ед.). Результаты вычислений приведены в табл. 10.
Относительная шероховатость поровых каналов для различных пористых сред, определенная по формуле (1.151), изменяется от 0,02 до 0,08.
Пористые среды по величине коэффициента относительной шероховатости можно подразделить на три группы: а) сильно шероховатые: 0,05 < £ш < 0,08; б) средне шероховатые: 0,02 < £ш < 0,05; в) мало шероховатые: 0,01 < £ш < 0,02.
Коэффициент относительной шероховатости каналов пористой среды, предложенный А.И. Ширковским (1.148), можно принять за "индекс шероховатости стенок пор и каналов пласта", о котором писал И.Н. Стрижов в 1946 г. [72].
Индекс шероховатости, по терминологии И.Н. Стрижова, есть не что иное, как разработанная градация относительной шероховатости каналов пористой среды.
Предположим, что линейный размер I во втором члене формулы Форхгеймера для градиента давления (1.120) есть абсолютная шероховатость /к идеальной пористой среды среднего радиуса, моделирующей реальную пористую среду.
О.М. Ермилов и др.65
Тогда коэффициент "турбулентности" |Г, по терминологии Д.Л. Катц, равен обратной величине абсолютной шероховатости каналов пористой среды
У = р(1-152)
коэффициент проницаемости к есть произведение эффективного диаметра частиц коллектора d3 на абсолютную шероховатость каналов пористой среды /к, т.е.
k = d3lK.(1.153)
Число Слихтера, по предпосылке Д.Л. Катц, есть отношение абсолютной шероховатости /к к эффективному диаметру частиц пористой среды d3
$! = ^-(Ы54)
Рассчитаем величину абсолютной шероховатости каналов пористой среды, исходя из определения относительной шероховатости каналов пористой среды идеального грунта:
е = ^- = —.(1.155)
d d
Отсюда
/ =-<(1.156)
2
или
lK=-d3Slu2.(1.157)
2
Сравнивая / из равенства (1.123) и /к из равенства (1.154), получим значение и физический смысл коэффициента пропорциональности я, по О.В. Николаеву:
a = -Slv\(1.158)
2
т.е. а - есть половина корня квадратного из числа Слихтера.
При изменении числа Слихтера от 1 ■ 10-4 до 25 • 10-4 коэффициент а изменяется от 1/200 до 1/40.
Если принять к = 0,25 Д, тогда
/ = - V0,25 1,02-10" = - • 0,5 • 1,01 • 10-6 = 0,25 • 10-6 м = 0,25 • 10"3 мм.
к 2 v2
ВЛИЯНИЕ КОНДЕНСАЦИИ ЖИДКОЙ ФАЗЫ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕИ ТРУБАХ НА КОЭФФИЦИЕНТ ТРЕНИЯ
НКТ или канала пористой среды до тех пор, пока она неподвижна и толщина пленки жидкости 8Ж меньше величины абсолютной шероховатости /к, т.е. 8Ж < /к.
Рассмотрим количественно эту проблему.
В нашей работе [86] исследован вопрос о толщине кольцевого слоя связанной воды в поровых каналах идеального грунта среднего радиуса в песках и песчаниках:
8ж/К,,„=1-(1-5„)3'4;(1.159)
8Ж//?№| = l-(l-5„4)lz4,(1.160)
где 5Ж - толщина кольцевого слоя связанной воды; /?Оп, /?Пч - средний диаметр канала идеального грунта в песках и песчаниках соответственно.
В табл. 11 приведены данные о 8ж//?оп и 5ж/^0ч и относительной шероховатости е пористой среды в зависимости от к^т^.
Таблица 11
Значения SJR^, bjR^ и е для различных пористых сред
1
10
100
8*
0,357
0,221
0,100
«Л
0,080
0,050
0,022
0,034
0,038
0.040
Из данных табл. И следует, что в несцементированных песках и песчаниках 8ж//?о > IJRq, т.е. 8Ж - толщина кольцевого слоя связанной воды больше абсолютной шероховатости каналов пористой среды /к при к^т^ < 10. Образованием связанной воды или неподвижного углеводородного конденсата, уменьшающих шероховатость каналов пористой среды, и объясняется полученный в опытах рост относительной фазовой проницаемости для газа при 0 < S =5 SB, т.е. при росте толщины слоя связанной жидкости до величины 8Ж = /к [22], и уменьшения коэффициента трения колонны НКТ при движении по ней влажного газа с образованием кольцевой пленки [47].
При одинаковых значениях к^т^ = 1 в несцементированных песках и песчаниках 5ВП = 0,437 и 5„ч = 0,282 соответственно.
Отношение относительной шероховатости песков и песчаников будет
IJR^ //к //?Оч =(1-0,282)1/2/(1-0,437)1/2 =1,14.
М. Маскет в 1937 г. [50, с. 74] высказал предположение о том, что "можно себе представить, что в конце концов будет найдено соотношение между проницаемостью пористой среды и пористостью ее, размером зерен, их распределением и влиянием формы зерен". Оно нашло в настоящее время свое решение.
О ФОРМАЛЬНОМ ПОДХОДЕ К ВЫРАЖЕНИЮ КОЭФФИЦИЕНТАГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ XИ ЧИСЛА РЕЙНОЛЬДСА ДЛЯ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
Авторы работы [6, с. 13] написали в 1986 г.: "Многочисленные экспериментальные исследования были направлены на вывод универсальной зависимости (по аналогии с трубной гидравликой) коэффициента гидравлического сопротивления X от числа Рейнольдса. Однако вследствие различной структуры и состава пористых сред получить такую универсальную зависимость не удается".
3*67
И.А. Черный в 1950 г. и Е.М. Минский в 1951 г. предложили обрабатывать результаты газодинамических исследований скважин на установившихся режимах с помощью двучленной формулы зависимости градиента давления от скорости фильтрации, опубликованной еще в 1901 г. Форхгеймером [32]:
^IL^P^tHpV.(L161)
дх к Ik
где р* - "коэффициент турбулентности", по терминологии Д.Л. Катц,
(/ - неопределенный линейный размер).
Многие исследователи полагали, что эту зависимость градиента давления от скорости фильтрации можно использовать во всем диапазоне изменения скорости фильтрации от 0 до оо, т.е. и при фильтрации газа по закону Дарси, и при его нарушении.
Так, например, Ю.П. Коротаев в работе [36. с. 137] писал в 1960 г.: "Формула (1.161) справедлива на всем диапазоне скоростей и правильно отражает физические особенности фильтрации". Д.Л. Катц и др. в книге [32, с. 44] в 1965 г. писали: "Форхгеймером было предложено двучленное уравнение, связывающее перепад давления со скоростью течения, справедливое как для ламинарного, так и для турбулентного течения".
К.С. Басниев и др. [6, с. 17] в 1986 г. написали: "Работами Е.М. Минского и других исследователей показано, что двучленный закон фильтрации является физически более обоснованным и осуществляется при всех числах Рейнольдса, встречающихся в практике разработки нефтегазовых месторождений".
Рассматривая выражение для градиента давления, предложенное Форхгеймером (1.161), Д.Л. Катц и др. [32], а в последнее время и Ю.П. Коротаев [40, с. 11] преобразовали его, разделив обе части равенства на P*pv2:
(1.163)(1.163)1 др= ЦО м Р*ро2 дх £р*ро2
(1.163)
(1.163)
Далее они принимали для числа Рейнольдса и коэффициента гидравлического сопротивления следующие выражения:
Ке=^)=^р=£р»(М64)
ц /ц ц
где, по предложению Д.Л. Катц и др., принято, что эффективный диаметр частиц коллектора d3
d,-!^^,(1.165)
т.е. он равен коэффициенту проницаемости к, умноженному на коэффициент турбулентности Р* или деленному на неопределенный линейный размер /,
1 Эр I др
v = —= —(1.166)
р ро2 дх ро2 Эх
Следовательно, формально
V-^+l.(1.167)
Re
В трубной гидравлике
(1.168)(1.168)(1.169)(1.169)n udp cZAp
(1.168)
(1.168)
(1.169)
(1.169)
Re =—-, ш =7—.
ц2рн2ДГ
Фенчер, Льюис и Бэрнс по аналогии с трубной гидравликой принимали
п ОсГр d3kp
Re —2К ш =3-2—.
ц2ртгДБ
В выражениях для числа Re и 1|/ в трубной гидравлике и в формулах Фенчера, Льюиса и Бэрнса для пористой среды стоит один и тот же диаметр трубы d или эффективный диаметр частиц коллектора d3.
В зависимостях для Re и у Д.Л. Катц и Ю.П. Коротаева используются формально различные величины для диаметров.
В числе Рейнольдса они принимают v
d3=^ = $*,(1.170)
а в коэффициенте \|/
d3 = 2l.(1.171)
Какой физический смысл имеют в этом случае Re и у? Известно, что кЦ и просто / значительно отличаются друг от друга по величине, численно. Если положить, что кЦ = 2/, то
(Ы72)
При таком подходе любые зависимости у от Re не имеют физического обоснования, формальны. По ним нельзя определять верхнюю границу справедливости закона фильтрации Дарси.
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИНЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Термические методы увеличения коэффициента нефтеотдачи в последние 15-20 лет получили широкое распространение. Среди этих методов преобладают закачка в пласт водяного пара, горячей воды и парогазовое воздействие.
При моделировании процессов совместной фильтрации нефти, газа и воды в пласте принимали, что их относительные фазовые проницаемости зависят только от насыщенности пористой среды жидкой (газовой) фазой и не зависят от температуры. В расчетах использовали кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные экспериментально при комнатной температуре.
Сопоставление рассчитанных коэффициентов нефтеотдачи и фактических промысловых данных показывало значительные расходения. Поэтому были предприняты обширные аналитические и лабораторные исследования влияния температуры на относительные фазовые проницаемости нефти, газа и воды на искусственных и естественых кернах [104].
Среди естественных природных образцов пород использовались песчаник БЕРЕА, известняки, песчаник БОЙЗ, песчаник БАНДЕРА и др. Температура опытов изменялась от комнатной (18-20°С) до 282°С. В результате лабораторных исследований были сделаны следующие выводы.
С ростом температуры увеличивается неуменьшающаяся водонасыщенность пористой среды и уменьшается остаточная нефтенасыщенность (рис. 20).
Рис. 21. Зависимость Sc (в %) от температуры, по данным Постон и др.1 - природный песок; 2 - песок ХЬЮСТОНРис. 21. Зависимость Sc (в %) от температуры, по данным Постон и др.1 - природный песок; 2 - песок ХЬЮСТОНРис. 20. Зависимость неснижающейся водонасыщенности Sc (в %) от температуры, по данным Синнокрота / - известняк; 2 - песчаник БАНДЕРА; 3 - песчаник БЕРНАРис. 20. Зависимость неснижающейся водонасыщенности Sc (в %) от температуры, по данным Синнокрота / - известняк; 2 - песчаник БАНДЕРА; 3 - песчаник БЕРНА
Рис. 21. Зависимость Sc (в %) от температуры, по данным Постон и др.
1 - природный песок; 2 - песок ХЬЮСТОН
Рис. 21. Зависимость Sc (в %) от температуры, по данным Постон и др.
1 - природный песок; 2 - песок ХЬЮСТОН
Рис. 20. Зависимость неснижающейся водонасыщенности Sc (в %) от температуры, по данным Синнокрота / - известняк; 2 - песчаник БАНДЕРА; 3 - песчаник БЕРНА
Рис. 20. Зависимость неснижающейся водонасыщенности Sc (в %) от температуры, по данным Синнокрота / - известняк; 2 - песчаник БАНДЕРА; 3 - песчаник БЕРНА
С ростом температуры уменьшается абсолютная проницаемость породы для воды, не изменяется абсолютная проницаемость для нефти и газа.
С ростом температуры значительно увеличивается относительная фазовая проницаемость для нефти и уменьшается относительная фазовая проницаемость для воды при постоянной насыщенности пористой среды. Кривые относительных фазовых про- ницаемостей для нефти и воды при увеличении температуры смещаются вправо (рис. 21).
Гистерезис между вытеснением нефти водой и капиллярным впитыванием воды уменьшается при увеличении температуры.
Контактный угол на границе нефть-вода-порода уменьшается при увеличении температуры, т.е. пористая среда становится более смачиваемой водой.
В работе [104] сделаны следующие выводы.
Относительная фазовая проницаемость для нефти и воды может быть выражена как функция водонасыщенности 5В пористой среды и объема связанной воды Sc.
Например,
4» =;(Ы73)
^■ф.Н1^■ф.Н1(1.174)(1.174)^в ~^с| Г ^в ~ ^с
^■ф.Н1
^■ф.Н1
(1.174)
(1.174)
1-5C J ( 1-5с ,
где Sc возрастает с увеличением температуры.
Относительная фазовая проницаемость для нефти увеличивается, а для воды уменьшается при возрастании температуры.
Использование в расчетах кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, полученных экспериментально при комнатной температуре, приводит к занижению коэффициента нефтеотдачи.
Глава II
ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВАГОРНЫХ ПОРОД
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. Физико-механические свойства горных пород необходимо знать и учитывать при строительстве скважин, нефтяных шахт, хранилищ газа в истощенных нефтяных и газовых пластах, в толщах каменной соли, в искусственно размываемых полостях.
Так, например, упругие свойства горных пород и упругость пластовых жидкостей влияют на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Сильно сжатые породы и жидкости при снижении давления могут быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.
Не менее существенный эффект упругости жидкости и пласта заключается в том, что давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после всякого изменения режима работы скважины, после ввода новой или остановки старой скважины. Таким образом, при большой емкости пласта и высоком пластовом давлении с начала эксплуатации пласт будет находиться в условиях, для которых характерны длительные неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления. Скорости этих процессов в значительной мере определяются упругими свойствами пород и жидкостей. Оказывается, что по скорости перераспределения давления при известных упругих свойствах пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах.
В процессе разработки месторождения важно знать также и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пласта), применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притоков нефти.
В нашей стране развивается строительство подземных газохранилищ в районах крупных городов и промышленных центров. Некоторые из них представляют собой искусственно размытые полости в растворимых в воде отложениях. Устойчивость стенок таких полостей определяется физико-механическими свойствами окружающих полость пород.
Накоплен значительный и ценный опыт по разработке месторождений тяжелой нефти и битуминозных песчаников шахтным способом. Можно с уверенностью утверждать, что роль шахтной добычи тяжелой нефти в будущем будет непрерывно возрастать. При проектировании шахт, штолен и других горных выработок при расчете нагрузок на крепи широко используются данные о напряженном состоянии горных пород в условиях их залегания; о влиянии скважин и других горных выработок на напряженное состояние пород в окружающих их зонах. О зависимости деформаций пород от напряжения можно судить лишь при наличии сведений, описывающих физико-механические свойства пород.
НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОРОДВ УСЛОВИЯХ ЗАЛЕГАНИЯ В МАССИВЕ
Породы, залегающие в недрах Земли, находятся под влиянием горного давления, которое обусловлено весом пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр. В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил элемент (кубик) породы, выделенный из массива, может находиться в общем случае в условиях сложного напряженного состояния, характеризующегося тем, что результирующие векторы напряжений, действующих на грани, не являются перпендикулярными его граням. Разлагая эти результирующие векторы по направлению ортогональных осей, можно представить, что на каждой плоскости кубика будут действовать (рис. 22) по три компоненты напряжений - одна нормальная <7, направленная перпендикулярно грани кубика, и две касательные т, действующие касательно к поверхности грани кубика. Учитывая, что выделенный элементарный кубик находится в равновесии, касательные напряжения, направленные противоположно друг другу в одной плоскости, должны быть равны, так как суммарный момент действующих на кубик сил равен нулю,
= т • т =т - т =т_..
Компоненты напряжений зависят от ориентации выделенного элементарного объема породы в пространстве. Его можно ориентировать таким образом, что касательные напряжения будут равными нулю и напряженное состояние выделенного элемента будет характеризоваться только нормальными составляющими. Они в этом случае называются главными нормальными напряжениями, а грани, на которые они действуют, называют главными плоскостями.
Нормальные и касательные напряжения, действующие на элемент породы, вызывают соответствующие деформации его граней. Нормальные составляющие напряжений вызывают деформации сжатия элемента или растяжения £г, Еу, £,, а касательные напряжения - деформации сдвига граней ^хр уу., у^ (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига, так как из-за малости их величины tg у = у). Суммарная деформация граней у^., уу,, yv- - величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями в результате сдвига. Каждый из углов является следствием проявления и наложения друг на друга двух бесконечно малых сдвигов от двух пар касательных напряжений, стремящихся вращать элемент в противоположные стороны.
Для примера на рис. 23 приведена схема проявления касательных напряжений в случае чистого сдвига грани ху (т.е. когда по внешним граням элемента отсутствуют нормальные напряжения). На рис. 23,а показан сдвиг грани элемента при влиянии одной пары касательных напряжений т^ с углом сдвига уь а на рис. 23,6 - сдвиг у2 под влиянием другой пары tvv. В результате наложения этих сдвигов деформация грани будет иметь вид, изображенный на рис. 23,в. В результате сдвига прямой угол грани уменьшится на сумму этих углов
Y.n=Yi+Y2-
Если породы однородны и изотропны, ТО У1 = у2 = у. При этом суммарный угол сдвига составит
Y.xv = 2Y-(П.1)
В случае полностью изотропного тела связь между напряжениями и деформациями
Рис. 23. Схема деформаций грани ху под влиянием касательных напряжений (чистый сдвиг)Рис. 23. Схема деформаций грани ху под влиянием касательных напряжений (чистый сдвиг)Рис. 22. Компоненты напряжений, действующих в элементе породыРис. 22. Компоненты напряжений, действующих в элементе породы
Рис. 23. Схема деформаций грани ху под влиянием касательных напряжений (чистый сдвиг)
Рис. 23. Схема деформаций грани ху под влиянием касательных напряжений (чистый сдвиг)
Рис. 22. Компоненты напряжений, действующих в элементе породы
Рис. 22. Компоненты напряжений, действующих в элементе породы
можно выразить следующими уравнениями, которые, согласно закону Гука, имеют вид:
Ex=-^[^-v(o +oz)],(П.2)
Е
£v=-^[ov-v(az+oJ],(П.З)
£z=~[az-v(ov+ox)],(П.4)
Y.rv = "77^.0”(П.5)
" Ст '
(П.6)
Ту =^„.(П.7)
где Е - модуль продольной упругости (модуль Юнга); v - коэффициент Пуассона; G - модуль сдвига.
E / 2(l + v)\E / 2(l + v)\(П.8)(П.8)В пределах упругих деформаций между этими упругими характеристиками однородных изотропных материалов существуют следующие зависимости:
E / 2(l + v)\
E / 2(l + v)\
(П.8)
(П.8)
£ = 2(l + v)G; v = ——: G = 2G-1
3 =— = -—G.
3(1-2v) 31-v
Здесь P - модуль объемного (всестороннего) сжатия, который выражает связь между давлением и относительным изменением объема W(V материала.
Модуль Юнга Е для большей части горных пород изменяется от 109 до 10й Па, а коэффициент Пуассона v - от 0 до 0,5.
Практическое изучение напряженного состояния горных пород в условиях их естественного залегания осложняется анизотропией их свойств, проявлением трещиноватости, большим разнообразием механических и физических свойств пород, входящих в массив, зависимостью упругих характеристик пород (Е, v, G, р) от давления, температуры, влажности и др. По этой причине пока нет достаточно обоснованной единой теории, описывающей напряженное состояние горных пород. И задачи из этой области с применением теории упругости обычно решаются для частных случаев. При этом результаты относятся лишь к частным конкретным геологическим условиям.
Некоторые данные о значениях главных напряжений в нетронутом массиве (ov ov, а.) получены в процессе горных работ.
До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от действия массы вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.
Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.
По вертикали
а. = pgH.
где о. - вертикальная составляющая напряжений; р - плотность породы; g - ускорение свободного падения; Н - глубина залегания пласта.
По горизонтали (в простейшем случае)
Ov = QV =tlpgH,
где и - коэффициент бокового распора.
Значение п для пластичных и жидких пород типа плывунов равно единице (тогда напряжения определятся гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, выражается во многих случаях долями единицы.
Коэффициент бокового распора и горизонтальное напряжение можно приближенно оценить следующим образом.
Выделим элементарный объем горной породы. Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями о. = о,, ov = q2 = Qx = n°\' согласно формулам (П.2)-(П.4)
1"(П.9)
Если принять, что в процессе осадконакопления происходило сжатие пород только в вертикальном направлении, то
ev = ev = 0.
Тогда, исходя из уравнения (П.9), получим
□ =<з =— а,,(П.10)
т.е. коэффициент бокового распора
л =—.(П.11)
1-V
тогда 0 < п < 0,5. При выполнении упомянутых условий горизонтальные напряжения в породах меньше вертикальных, что, по-видимому, часто имеет место при небольшой глубине залегания, если в разрезе нет пород с пластическими свойствами. В случае пластичных и текучих горных пород п = 1, для хрупких пород значения п составляют 0,3-0,7.
Формула (11.10) выведена для условия, когда справедлво предположение об отсутствии деформации пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы и возможны более сложные напряженные состояния горных пород.
При достаточно больших давлениях на значительных глубинах (2500-3000 м), по-видимому, происходит выравнивание напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные геологические периоды породы испытывают пластические или псевдопластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение геологических периодов, горные породы многократно деформировались, что, по-видимому, сопровождалось возникновением значительных различий между главными напряжениями. В областях, где в результате тектонических процессов происходило боковое сдавливание пород и образование надвига, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по- видимому, может иногда в 2-3 раза превышать вертикальное горное давление. В зонах возникновения сбросов, не сопровождавшихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные.
Для изучения напряженного состояния горных пород применяются аналитические, лабораторные методы и натурные исследования. Лабораторные и производственные исследования осуществляются с помощью специальной аппаратуры. Важным преимуществом производственных методов изучения напряженного состояния пород является измерение напряжений в естественных условиях залегания и возможность непосредственного применения результатов опытов для решения задач практики. Один из широко распространенных способов - измерение напряжений и деформаций горных пород внутри скважины (пробуренной в массиве) с помощью деформометров и датчиков напряжений. Перспективны геофизические методы, которые основаны на зависимости скорости распространения упругих колебаний в породах, удельного сопротивления и других физических свойств пород от их напряженного состояния.
НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОРОДВ РАЙОНЕ ГОРНЫХ ВЫРАБОТОК
Призабойная зона скважин представляет собой область пласта, от характеристики которой зависит их производительность. Эта область (самого узкого сечения потока) в процессе вскрытия пластов и эксплуатации скважин подвержена воздействию глинистого раствора, воды, цемента, отложений парафина, солей и смол, заиливания и т.д., в результате чего уменьшается приток нефти и газа. Поэтому свойствам пород призабойной зоны и процессам, происходящим в этой области, уделяется особое 75
Рис. 25. Эпюры радиальных и тангенциальных напряжений вокруг скважины
Рис. 24. Схема распределения действующих напряжений в элементе породы призабойной зоны скважин (без учета влияния фильтрации флюидов на напряженное состояние пород)
внимание. С бурением скважин изменяется начальное напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. Поэтому пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины частично уменьшается. При этом в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки. Вместе с тем в этой области существенно изменяются условия залегания горных пород, что может быть причиной значительных изменений их фильтрационных свойств.
Новое поле напряжений, образующееся вокруг выработок, зависит от их глубины, геометрии и размеров, а также от состояния и физико-механических свойств массива пород. В зависимости от конкретных условий залегания пород и состояния массива при расчетах используют различные гипотезы проявления горного давления - в отдельных случаях считают, что порода подчиняется законам сыпучих тел, в других - законам теории упругости и т.д.
В простейшем случае (если рассматривать призабойную зону как однородный упругий толстостенный сосуд) поиски распределения напряжений в этой зоне можно свести к решению задачи Ламе (рис. 24).
Как известно, напряжение в толстостенном цилиндре, сечения которого образованы концентрическими окружностями, подверженном действию равномерно расположенных сил, определяется соотношениями
° г =° г =аа0 -0 -—у C](l + v)+C2(l-v)—у C](l + v)+C2(l-v)(11.12)(11.12)Cj(l + v)-C2(l-v)-Vг.Cj(l + v)-C2(l-v)-Vг.(11.13)(11.13)
° г =
° г =
а
а
0 -
0 -
—у C](l + v)+C2(l-v)
—у C](l + v)+C2(l-v)
(11.12)
(11.12)
Cj(l + v)-C2(l-v)-V
г.
Cj(l + v)-C2(l-v)-V
г.
(11.13)
(11.13)
где о,. - радиальная компонента нормального напряжения; ое - окружное или тангенциальное нормальное напряжение (в направлении касательной к окружности, на которой выделен элементарный объем на рис. 24); г - расстояние от оси; С^ С2 - постоянные интегрирования, которые можно определить из граничных условий.
76
При r = rc (радиус скважины) значение аг = р3 (забойному давлению). При г = оо значение а = аг = pgH (горному давлению).
Для упрощения формулы (П.12) и (11.13) запишем с другими постоянными в виде
(IL14)(IL14)АD
(IL14)
(IL14)
°0
По этим формулам можно вычислить окружные и радиальные напряжения на разных расстояниях г от оси скважины.
Из граничных условий найдем:
при г = гс
<з, = Р3 = С+^-,
при г = ОО
о, = р8Н = С+° = С.
Следовательно,
( 2 А 2
(11.15)(11.16)(11.15)(11.16)ОГ=Р§Н 1-^- +р3%
(11.15)
(11.16)
(11.15)
(11.16)
( Г ) Г
G0=pWi+^-|-p3-^-.
I г г
Таковы напряжения вокруг выработки круглой формы в скальных породах, если первоначальное напряженное состояние нетронутого массива было гидростатическим.
В упругом и изотропном массиве вокруг скважины (с открытым забоем) с учетом коэффициента бокового распора п радиальные и тангенциальные напряжения рассчитываются по уравнениям
(2 АV I г(2 АV I гг2г2(П.17)(П.17)
(2 А
V I г
(2 А
V I г
г2
г2
(П.17)
(П.17)
(2 А 2
VГ IГ
(11.18)(11.18)а0=— pgH 1+-у \-Рз^. 1—Vг )г
(11.18)
(11.18)
На рис. 25 приведены эпюры изменения радиальных и тангенциальных напряжений в прискважинной зоне, построенные по формулам (П.15) и (П.16).
Из формул (П.15) и (II. 16) следует, что при г = гс
(П.19)(П.19)<5r=P3; <h=2pgH-p3,
(П.19)
(П.19)
т.е. на стенке скважины могут действовать окружные сжимающие напряжения, которые при р3 = 0 достигают двойного значения горного давления. Это означает, что при наличии пород недостаточной прочности в призабойной зоне возможно их разрушение под действием тангенциальных напряжений и ухудшение фильтрационных свойств пород вследствие их сжатия под влиянием этих нагрузок.
Из (11.18) следует, что стенки ствола скважины или вертикального шахтного ствола будут устойчивы, если
(11.20)(11.20)2v „
(11.20)
(11.20)
°0=—Р^<°сж>
где осж - предел прочности породы при двухосном сжатии.
Область аномалий напряжений, имеющая практическое значение, невелика. Последствия от нарушения скважиной начального поля напряжений могут существенно влиять на качество скважны и показатели ее работы в целом или отдельных участков продуктивного пласта. Поэтому целесообразно увеличивать глубину перфорационных каналов, вскрывающих пласт, не только для преодоления зоны загрязнения буровыми растворами, но и для выхода за пределы особо интенсивной части зоны аномалий напряжений пород.
Особо сложный характер распределение напряжений в зоне выработки имеет при неоднородных свойствах пород и наличии в разрезе пропластков, подверженных пластическим деформациям. Исследованиями С.А. Христиановича и Ю.П. Желтова установлено, что в процессе бурения скважин пластические породы разреза способны частично "вытекать" в скважину и удаляться из нее, что сопровождается уменьшением вертикальных напряжений <з:, которые в зоне возникновения пластических деформаций ниже вертикального горного давления pgH. По данным С.А. Христиановича и Ю.П. Желтова, радиус области разгрузки горного давления /р вследствие пластической деформации пород определяется формулой
гр =0,61гсехргр =0,61гсехр(Рп-Рв№2^„_(Рп-Рв№2^„_(11.21)(11.21)
гр =0,61гсехр
гр =0,61гсехр
(Рп-Рв№
2^„_
(Рп-Рв№
2^„_
(11.21)
(11.21)
где р„ и р„ - плотности пород и воды; гс - радиус скважины; Н - глубина скважины; Ки - коэффициент пластичности породы.
Например, при Н = 1500 м, Кп = 30,0 ■ 105 Па. рп = 2500 кг/м3, р„ = 1000 кг/м3 и г. = 0,15 м радиус области разгрузки горного давления составит гр = 4 м.
Очень часто давления разрыва пластов при их гидроразрыве оказываются меньше вертикального горного, что, вероятно, объясняется появлением зоны разгрузки в призабойной зоне скважин в связи с пластической деформацией пород некоторых пропластков.
На напряженное состояние пород и деформацию существенно влияют физикомеханические свойства обсадных труб и цементного кольца, геометрия перфорационных каналов и депрессия давления, возникающая при эксплуатации скважин.
ДЕФОРМАЦИОННЫЕ И ПРОЧНОСТНЫЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
Большая часть горных пород при отсутствии высокого всестороннего давления в условиях как одноосного, так и сложного напряженного состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений хорошо подчиняется закону Гука.
По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация (рис. 26). При нагрузке, соответствующей пределу прочности образца осж, происходит его разрушение. Характер зависимости между напряжением и деформацией определяется продолжительностью действия нагрузки на образец - при медленном нагружении деформация почти всех горных пород отклоняется от закона прямой пропорциональности (см. рис. 26, кривая с 7 = ею). Рассматривая кривые t = 0 и г = °° 78
Рис. 26. Схематические зависимости деформации (е) глинистого сланца от напряжений (а) при одноосном сжатии
(см. рис. 26), можно заметить, что при напряжениях, меньших о$, остаточной дефор- ^ мации не наблюдается как при мгновенной | нагрузке (/ = 0), так и при нагрузке и | разгрузке с длительной выдержкой (г = °°).|
У большей части пород необратимые пластические деформации при медленном ^ нагружении появляются при напряжениях а$, составляющих 10-15% разрушающих.
Пластические деформации при многократной нагрузке и разгрузке постепенно уменьшаются в каждом цикле. В ряде случаев под
влиянием нагрузки некоторые горные породы приобретают специфические реологические свойства.
Реологическими свойствами горных пород принято называть изменение их механических характеристик под влиянием длительно действующих нагрузок. Установлено, что многие горные породы подвержены явлению крипа (ползучести), которое характеризуется постепенным нарастанием деформации при постоянном напряжении. Явления крипа в наибольшей степени свойственны глинам, аргиллитам, глинистым сланцам, каменной соли. Деформация ползучести зависит от структуры породы, нагрузки, времени и направления их действия. При нагрузках, действующих перпендикулярно плоскости напластования, ползучесть возрастает. Этот вид деформации отличается от пластической тем, что она возникает при длительном воздействии напряжений, не превышающих предела упругости породы, в то время как пластическая деформация происходит при возрастающих напряжениях за пределами упругости пород.
При изучении причудливого строения складок осадочных пород возникают вопросы: как могут твердые породы изменять свою форму без проявления видимых трещин и какие процессы при этом происходят внутри породы.
Почти все породы при различных условиях приложения нагрузки могут вести себя и как хрупкие, и как пластичные тела. При растяжении, изгибе и одноосном сжатии пластические свойства горных пород почти не проявляются, разрушение пород происходит без заметной пластической деформации. При всестороннем сжатии многие горные породы, хрупкие при простых деформациях, приобретают пластические свойства. Правда, горные породы, как правило, ограниченно пластичны.
В процессе лабораторных испытаний таких пород, как песчаник, глинистый сланец и др., не обнаружен переход в пластическое состояние при всестороннем сжатии с давлением, соответствующим глубине залегания более 3000 м. Вместе с тем практика горных работ показывает, что и на меньших глубинах происходят деформации пород, похожие на пластические.
В зависимости от состава и свойств пород, условий их залегания и действия нагрузки механизм пластических деформаций может быть различен. Иногда пластические деформации пород происходят вследствие межзерновых и трасляционных движений и явлений перекристаллизации. Если сжимать породы типа песчаников, известняков и др., состоящих из сцементированных зерен кварца или мелких сросшихся кристаллов кальцита, отдельные зерна могут двигаться независимо друг от друга. Каждое зерно под нагрузкой движется и вращается около соседних. В результате такого перемещения зерен, которое можно рассматривать как межзерновое, порода приобретает ограниченные пластические свойства.
Большое значение в пластической деформации материалов имеют трансляционные движения, происходящие под воздействием внешней нагрузки, смещающие атомы внутри отдельных кристаллов вдоль плоскостей скольжения. Такие пластические деформации присущи, по-видимому, каменной соли и некоторым другим минералам, обладающим кристаллическим строением.
Возможно, иногда пластической деформации пород способствует перекристаллизация минералов. Часто пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы.
"Плавные" изгибы большинства нефтесодержащих пластов, сложенных упругохрупкими минералами, по-видимому, объясняются их псевдопластической деформацией, так как вследствие сравнительно небольшой глубины их залегания горное давление недостаточно для перевода большинства горных пород в пластическое состояние. По-видимому, лишь глины и глинистые породы и небольшое число минералов типа каменной соли могут претерпевать значительные пластические деформации. Пластические деформации пластов песчаника, известняков, доломитов и других пород часто происходят в результате появления многочисленных микротрещин, позволяющих отдельным участкам пластов скользить и перемещаться вдоль плоскостей трещин. При этом происходят незаметные для глаза ступенеобразные опускания отдельных участков пород, создающие впечатление плавных изгибов пластов.
Какова бы ни была природа ползучести и пластических деформаций пород, деформация их происходит даже на сравнительно небольших глубинах. Установлено, что с течением времени нарушенное поле естественных напряжений вокруг горных выработок и нефтяных скважин в значительной мере восстанавливается и давление на крепь выработки и на обсадные трубы нефтяных скважин после окончания бурения длительное время возрастает, что объясняется проявлением ползучести и пластичности некоторых пород.
Пластические свойства горных пород еще недостаточно изучены. Вместе с тем эти свойства весьма важно знать при проектировании процессов искусственного воздействия на призабойную зону скважин. Поэтому изучению пластических свойств пород уделяется возрастающее внимание.
Широкое разнообразие условий возникновения горных пород - причина значительных различий в механических свойствах пористых сред даже одного класса.
Для горных пород характерна анизотропия механических свойств (модули упругости при одноосном сжатии образца вдоль напластования и перпендикулярно напластованию не одинаковы). Упругие параметры пород зависят от давления. По данным М.П. Воларовича и Е.И. Баюка, модуль Юнга, например, песчаников пористостью 24-26% при всестороннем сжатии может возрастать на 140%. При этом наиболее резкое изменение упругих свойств происходит при низких давлениях порядка 60-100 МПа и продолжается до давлений 150-200 МПа.
Модуль пропорциональности напряжений и деформаций при однократном нагружении, модуль нормальной упругости при исключении необратимых деформаций многократным нагружением и разгрузкой и динамический модуль упругости (вычисляемый по скорости распространения упругой волны), как правило, не одинаковы. Модуль нормальной упругости больше модуля пропорциональности в 1,2-1,5 раза, а модуль динамической упругости - в 2-2,2 раза.
Установлено, что имеется значительная разница в прочностях одной и той же породы в условиях одноосного сжатия асж, изгиба оизг и одноосного растяжения арас. Для твердых пород <7СЖ > оизг > срас.
При всестороннем сжатии однородные сплошные породы разрушаются лишь при больших давлениях. При этом, когда разность главных напряжений достигает некоторого значения, многие породы переходят вначале в пластическое состояние.
80
Механические свойства горных пород Донецкого бассейна, определенные при испытаниях на сжатие
Породы
Модуль Юнга Е • ПТ4, МПа
Коэффициент Пуассона v
по слоям
перпендикулярно слоям
по слоям
перпендикулярно слоям
Глинистые сланцы
3,16
1,54
0,22
0,22
Песчаные сланцы
3,63
2,42
0,25
0,16
Песчаники
3,47
3,98
0,13
0,13
Известняки
6,36
7,25
0,28
0,30
Таблица 13
Модуль Юнга Е горных пород нефтяных месторождений Волго-Уральской области, определенный методом вдавливания штампа
Породы
Е • IO"4, МПа
Кварцевые алевролиты
• 0,56-0,83
Пелитоморфные (глинистые) известняки
2,0
Мелкозернисые доломиты
4,37
Аргиллиты
0,55
Кварцевые песчаники
0,24-0,47
мелкозернистые
1,76
среднезернистые
1,08-1,3
По результатам натурного изучения горных пород и лабораторного исследования образцов достаточно больших размеров установлено, что физико-химические характеристики (модуль упругости, коэффициент Пуассона, прочностные показатели и т.д.) имеют постоянные значения.
В табл. 12 и 13 приведены значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона для некоторых пород.
УПРУГИЕ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ
В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Важное значение в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений имеют деформации пород, происходящие вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи.
Представим себе элемент породы (рис.27), заключенный в непроницаемую эластичную оболочку и испытывающий горное давление о, а в порах пласта, насыщенного жидкостью, - давление р.
До начала эксплуатации залежи пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема). Тогда давление на скелет породы (эффективное давление)
<5зф = о-р.(П.22)
81
Рис. 27. Схема проявления горного и эффективного давлений в элементе породыРис. 28. Схема прибора для изучения коэффициента объемной упругости пород Рс (конструкция УГНТУ)Рис. 27. Схема проявления горного и эффективного давлений в элементе породыРис. 28. Схема прибора для изучения коэффициента объемной упругости пород Рс (конструкция УГНТУ)
Рис. 27. Схема проявления горного и эффективного давлений в элементе породы
Рис. 28. Схема прибора для изучения коэффициента объемной упругости пород Рс (конструкция УГНТУ)
Рис. 27. Схема проявления горного и эффективного давлений в элементе породы
Рис. 28. Схема прибора для изучения коэффициента объемной упругости пород Рс (конструкция УГНТУ)
При извлечении нефти на поверхность пластовое давление р падает и давление на скелет пород аэф увеличивается.
Установлено, что с падением пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород. При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию и пористость среды уменьшается также вследствие перераспределения зерен, более плотной их упаковки и изменения структуры пористой среды.
Некоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменения объема пор, являются обратимыми, как, например, упругое расширение зерен цемента и их деформации в сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы вышележащих пород. Другие процессы, например перегруппировка зерен, скольжение их по поверхности соприкосновения, разрушение и дробление зерен, необратимые. В результате с возрастанием пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации, и пористость пород не восстанавливается. Последние деформации пород, во-видимому, характерны для глубокозалегающих пластов.
Объем V внешнего скелета пористой среды складывается из объемов твердой фазы Ут и порового пространства Vn, и поэтому с изменением в породах среднего нормального напряжения а и пластового давления р происходят упругие изменения всех трех величин. Тогда объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости, которые определяют по следующим соотношениям:
R 1 Г dV
<IL23>
₽₽экэкГДЭСа-р)^'ГДЭСа-р)^'ЭКЭКv, [а^-рЦv, [а^-рЦ(11.24)(11.25)(11.24)(11.25)(О-р)(О-р)
₽
₽
эк
эк
ГДЭСа-р)^'
ГДЭСа-р)^'
ЭК
ЭК
v, [а^-рЦ
v, [а^-рЦ
(11.24)
(11.25)
(11.24)
(11.25)
(О-р)
(О-р)
где Р, ри и Рт - коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы. 82
Индексы при скобках указывают на условия определения частных производных: при постоянном р или постоянной разности напряжений (о -р\
Очевидно, что коэффициенты сжимаемости имеют размерность [31 = Па-1.
(11.26)(11.26)(П.27)(П.28)(П.27)(П.28)Объемная деформация коллекторов в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности (а - р) и от давления в порах р. Эффективное напряжение (<з-р) определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления в пласте - деформацию твердой фазы. Тогда, с учетом формул (П.23НП.25), относительные суммарные упругие деформации скелета, пор и твердой фазы будут определяться соотношениями
(11.26)
(11.26)
(П.27)
(П.28)
(П.27)
(П.28)
— = р^(о-р) + Рт^,
—^-^„dto-p^^dP’
=Мо - Р) + Мр.
Уг (1 - т)
где т - открытая пористость коллектора.
Между 3, Рп и рт существует следующая связь:
3 = * + РТ.(П.29)
Как показано В.Н. Щелкачевым, особое значение в процессах, протекающих в пластах при эксплуатации нефтяных, газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта 0С:
к=^ = *-(П.30)
V dp
Из (П.27) и (П.29) найдем
М”Фп 1-Т" -*.(11.31)
Коэффициент рс иногда определяют, изменяя давление жидкости в порах при о = = const. В этом случае формула (П.31) принимает вид
Фс)а = т(рп - Рт)
(П.32)(П.32)или
(П.32)
(П.32)
Рс=(Рс)о-*—. dp
По формулам (П.30)-(П.32) можно определить коэффициент объемной упругости пласта [Зс, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор Р„. В табл. 14 приведены коэффициенты сжимаемости пор некоторых осадочных пород при различных значениях эффективного давления. Кроме того, указаны глубины залегания пород (h), соответствующие эффективным давлениям на скелет породы [20].
При практических оценках £с некоторых пород значениями коэффициента сжимаемости рт можно пренебречь в связи с их малостью. Например, коэффициент сжимаемости кварца или кальцита мало изменяется от давления (до 200 МПа), и для
Коэффициенты сжимаемости пор рп некоторых осадочных пород
Породы
Рп* 1/ГПа
Оэф = 8,0 МПа, h = 300-500 м
аэф = 16,0 МПа, h = 650-1000 м
Оэф = 32,0 МПа, h =1300-2000м
°эф = 64*0 МПа, h = 2500-4000 м
оэф = 96,0 МПа, h = 4000-6000 м
Песчаники, сцементированные глинистым цементом
1,15
0,95
0,45
0,35
0,25
Песчаники и алевролиты, крепко сцементированные глинис- то-карбонат- ным цементом
2,75
1,50
0,70
0,32
Сильно уплотненные аргиллиты
2,45
1,45
0,75
0,32
кварца Рт = (30-35) Т • 1/Па; для кальцита - 25 Т - 1/Па; для доломита - 12 Т • 1/Па; для известняков - (25-27) Т • 1/Па.
Как следует из приведенных формул, для определения £с в условиях залегания реальных коллекторов необходимо знать характер изменения напряженного состояния пород в пласте при изменении пластового давления (ctoldpY Эта величина зависит от глубины залегания пласта и тектонической обстановки (начального напряженного состояния горных пород), упругих свойств и др. В простейшем случае (если пренебречь относительными боковыми смещениями пород при деформации) величину do!dp можно определить из соотношения
' Рт 'I
(11.33)(11.33)da _ 2 р - 2vA m[3n
(11.33)
(11.33)
По расчетам В.М. Добрынина, при коэффициенте Пуассона v = 0,2 значение dtsidp изменяется от 0,25 до 0,5, если рт/тР„ находится в пределах 0-1.
Как следует из табл. 14, коэффициент сжимаемости пор Д, в значительной мере зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости (Зс пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: |3С = (3-30) Т • 1/Па в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа.
В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород. В табл. 15 приведены данные СевКавНИИ о коэффициентах объемной упругости трещинной среды (известняков) и сжимаемости трещин ряда месторождений в районе Грозного, полученные в начальный период разработки залежей.
84
Коэффициенты объемной упругости трещинных известняков и вторичных пустот (трещин)
Месторождение
Горное давление о, МПа
Пластовое давление рп, МПа
Коэффициент объемной упругости трещинной среды Рст,Т 1/Па
Коэффициент трещинной (вторичной) пористости тт, %
Коэффициент сжимаемости трещин Ртр, 1/ГПа
Карабулак-Ачалуки
Северо-западная
53,1
33,3
60-70
0,6
10,7-12,3
площадь
Юго-восточная
53,1
33,3
30-40
0,41
7,1-9,5
площадь
Заманкул
52,0
34,0
25-15
0,18
13-21,5
Малгобек-Возне-
72,0
48,4
48-54
0,75-1,3
4,1-6,4
сенское-Алиюртов-
ское
Хаян-Корт (Западная
88,5
54,5
50
0,58
9.2
площадь)
Для измерения упругих характеристик горных пород используются специальные приборы. На рис. 28 приведена схема простейшего прибора, позволяющего измерять коэффициент объемной упругости Д образцов горных пород.
Прибор состоит из камеры 1 высокого давления, в которую вставляется образец 2 керна, помещенный в эластичную непроницаемую оболочку 3. Предварительно керн насыщается под вакуумом жидкостью (водой). После установки крышки 4 прибора "горное" давление в камере 1 вокруг оболочки создается прессом 5. Изменение объема образца породы регистрируется по шкале пресса 5, а изменение объема пор - по объему жидкости, вытесненной из керна в калиброванный капилляр 6.
Коэффициент объемной упругости трещиноватых пород по кернам не удается определить, так как керновый материал обычно не является представительным с точки зрения реального строения, раскрытости и других характеристик трещин. Для трещиноватых пород Д. определяется по результатам разработки залежей с учетом ее объема, количества извлеченной жидкости и падения пластового давления.
ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД
В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности.
В первом приближении упругое изменение пористости пород с изменением давления в интервале рх - р можно вычислить по формуле
пЧс-р) т(с-р^пЧс-р) т(с-р^,. 1Рп«’"Р>1,. 1Рп«’"Р>1L№-P) JL№-P) J(П.34)(П.34)
пЧс-р) т(с-р^
пЧс-р) т(с-р^
,. 1Рп«’"Р>1
,. 1Рп«’"Р>1
L№-P) J
L№-P) J
(П.34)
(П.34)
где тХа_р) и т^а_рХх - коэффициенты пористости пласта при значениях эффективных напряжений соответственно (о -р) и (а -р\.
По результатам исследований, при давлениях около 15 МПа пористость песчаников уменьшается на 20%, а плотных аргиллитов - примерно на 6%.
В ряде случаев изменение пористости при действии эффективного напряжения описывается экспоненциальной зависимостью
(11.35)(11.35)т = тоехр[-рп(а - <У0)К
(11.35)
(11.35)
где w0 - пористость при начальном эффективном напряжении а0; ри - коэффициент сжимаемости пор,
Зи = РсМь
здесь рс - коэффициент объемной упругости породы [см. формулу (II.30)]. При небольших значениях (о - о0) формулу (11.34) можно заменить соотношением
(11.36)(11.36)т = т0[ 1-ри(О - п0)] = ^о - Рс(а - о0).
(11.36)
(11.36)
Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости для плотных пород от давления можно выразить соотношением
(11.37)(11.37)^Ав-р^ __ (G ~ Р\ k<o-Ph L^-^J’
(11.37)
(11.37)
где kto_p) и кко_р^ - коэффициенты проницаемости породы, находящейся по действием давлений (о - р) и (и - р\;
Здесь а - коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов. Для сцементированных песчаников а находится в интервале -1,25-ь -1,8.
По результатам исследований, коэффициент проницаемости при упругом деформировании, например песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300-2000 м, может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10-40%.
Как уже упоминалось, деформации горных пород могут сопровождаться пластическими явлениями. При этом порода при снятии с нее напряжений не восстанавливает свою геометрию, изменяются вследствие остаточных деформаций ее пористость и проницаемость. Существенные необратимые деформации пород могут происходить в глубокозалегающих нефтяных и газовых пластах вследствие роста эффективного давления (о - р) с уменьшением пластового давления р в процессе разработки месторождений, что существенно сказывается на процессах фильтрации жидкости. Эти явления учитываются в теории упруго-пластического режима пласта.
УПРУГИЕ КОЛЕБАНИЯ В ПОРОДАХИ ИХ АКУСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
В практике разработки нефтяных месторождений в последние годы возрастает объем технологических операций, связанных с возбуждением в пласте упругих колебаний и волновых процессов. Повышение дебитов в добывающих и поглотительной способности в нагнетательных скважинах иногда достигается путем обработки призабойной зоны пласта гидравлическими и акустическими вибраторами, возбуждающими в коллекторе волны давлений, которые способствуют возникновению новых и раскрытию имевшихся трещин в породе, увеличивают проводимость 86
прискважинной части пласта для жидкости и газа. Установлено также, что при прогреве пласта электропечами для удаления из пор парафина и смол процесс передачи тепла в глубь пласта значительно интенсифицируется, если совместить тепловую обработку пород с ультразвуковой.
Мощные колебательные процессы возбуждаются в коллекторах нефти при взрывах атомных устройств и различных взрывчатых веществ, применяемых для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи. Поэтому акустические параметры пород используются в настоящее время в возрастающем объеме для прогнозирования результатов различных технологических процессов, связанных с возбуждением в пласте упругих колебаний. Последние представляют собой процесс распространения в породах пласта упругих деформаций ее частиц с переменным знаком.
Акустическими параметрами породы принято называть величины, которые характеризуют их свойства передавать (распространять) упругие колебания, - скорость распространения упругих волн, коэффициент поглощения упругих колебаний, волновое сопротивление, их способность отражать и преломлять волны.
В промысловой практике приходится встречаться с упругими волнами различной частоты: более 20 000 Гц - ультразвуковые, от 20 до 20 000 Гц - звуковые, до 20 Гц - инфразвуковые. Сейсмические волны низкой частоты появляются при взрывных работах в скважинах.
Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется продольным распространением в несцементированной породе и жидкой среде деформации попеременно объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.
Скорости распространения продольной ипр и поперечной ^доп упругих волн зависят от упругих характеристик породы, и их можно определить по формулам
(11.38)(11.38)(11.39)(11.39)[Е (1-у)
(11.38)
(11.38)
(11.39)
(11.39)
\р (1 + у)(1-2у)’
fG = I Е поп"^р "^2p(l + v)’
где р - плотность породы (остальные обозначения прежние).
Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде, возникают только продольные волны.
В случае консолидированных осадочных пород соотношение скоростей продольных и поперечных волн находится в пределах ипрЛ)поп = 1,5-14 (возрастая для малопрочных пород со значительной пористостью в связи с присущими им низкими значениями сопротивления сдвигу).
Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в пористых породах значительно меньше, чем в плотных.
Интенсивность упругих волн по мере их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в процессе деформации пород.
Акустические параметры пород
Плотность р, кг/м3
Скорость продольной
Скорость поперечной
Коэффициент поглощения
Удельное волновое
Порода
волны
иПр, м/с
волны
^ПОП’ М/С
сопротивление z • 10~5, кг/(м2с)
продольной волны 0пр, 1/м
поперечной волны 6ПОП, 1/м
Гранит
2710
5100
2690
олзо
0,22
—
Песчаник
2500
3500
1865
0,264
1,09
Алевролит
2600
1610
42.0
Известняк
2300-3000
3200-5500
—
73-165
Амплитуда упругих колебаний в зависимости от расстояния, пройденного волной от источника излучения, затухает по экспоненциальному закону
А = ЛоеА(11.40)
где А - текущая амплитуда колебаний; Ао - начальная амплитуда колебаний; 9 - коэффициент поглощения; х - расстояние от источника излучения.
Если обозначить расстояние, в пределах которого амплитуда уменьшается в е раз, через х0, то
0хо = 1 и 0 = —.
Коэффициент поглощения 0 зависит от упругих характеристик породы и частоты колебаний (0 = 2кп. С ростом частоты 0 интенсивно увеличивается (иногда по квадратическому закону):
3 и3р
где Т] - коэффициент внутреннего трения породы; V - скорость упругой волны; р - плотность породы. По экспериментальным данным, коэффициент поглощения 0 для глинистых пород пропорционален lg«. С увеличением пористости пород 0 возрастает.
Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z = ри (удельным акустическим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны. Отражение и преломление волн при возбуждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами.
Коэффициентом отражения принято называть отношение Кот = = Э(УЭП, где Э„ и Эо - соответственно энергия падающей и отраженной волн.
С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред zx и z2 возрастает и коэффициент отражения
Поэтому, например, при переходе звуковой волны из нефти или воды (среды с малым 88
волновым сопротивлением) в породу (среду с большим волновым сопротивлением; отражается до 80-85% энергии волны.
Считается, что отражение упругих волн от границ раздела происходит по законам оптики.
Для примера в табл. 16 приведены акустические характеристики некоторых горных пород [74].
ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
В нефтепромысловом деле для решения ряда геологических и технических задач (изучение тепловых свойств пород., слагающих разрез скважин, выявление в разрезе скважин продуктивных горизонтов, определение технического состояния скважин и обсадных колонн и др.) широко применяют термические исследования скважин. Особенно часто промысловые работники встречаются с тепловыми свойствами пород при осуществлении различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячей воды или других теплоносителей для увеличения количества извлекаемой нефти, обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и др.).
Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоемкостью с, коэффициентом теплопроводности X или удельного теплового сопротивления I = 1/Х и коэффициентом температуропроводности а.
(П.41)(П.41)Удельная (массовая) теплоемкость с пород характеризуется количеством теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на 1°,
(П.41)
(П.41)
MdT
где М - масса породы; dT - прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.
(11.42)(11.42)Коэффициент теплопроводности X пород характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади 5 в единицу времени при градиенте температуры ДТ/Дк, равном единице,
(11.42)
(11.42)
dQ = X—Sdt. Дх
Коэффициент температуропроводности а характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорость распространения в них изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного aL и объемного av теплового расширения:
(11.43)(11.43)dL dV
(11.43)
(11.43)
a, =, av =,
L dTL v dTV
где L и V - начальные длина и объем образца породы; dLndV - приращение длины и объема образца при повышении температуры на dT.
Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности в пределах 0,4-2 кДж/(кг • К). По результатам многочисленных измерений значение с горных пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных месторождений, во многих случаях находится в пределах 0,63-1,0 кДж/(кг • К). Объемная теплоемкость пород ср обычно находится в пределах 1,5 • 10 ^ ср ^ 3 • 103 кДж/(м3 -К).
Теплоемкость пород зависит от их минерального состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов.
Тепловые свойства некоторых горных пород, нефти и воды
Горная порода
Коэффициент теплопроводности X, Вт/(м • К)
Удельная теплоемкость с, кДж/(кг • К)
Коэффициент температуропроводности а • Ю. м2/с
Коэффициент линейного расширения aL ■ 10. 1/К
Глина
0.99
0,755
0.97
Глинистый сланец
154-218
0,772
0.97
0.9
Доломит
1,1 -4,98
0,93
0.86
-
Кристаллический
2,18
1.1
0.5-1,2
0,5-0.89
песчаник
Доломитизированный
1,51
-
-
-
песчаник
Каменная соль
7,2
0,853
0,89
Кварц
2,49
0,692
1,36
1,37
Мергель
0,915-2,18
-
-
-
Песок (сухой)
0,347
0.8
0,2
-
Песок (влажность
3,42
-
-
-
20-25%)
Плотный песчаник
1,27-3,01
0,838
1,39
0.5
Нефть
0,139
2,1
0,069-0.086
-
Вода
0,582
4.15
0.14
-
Установлено, что с увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.
Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низки - (0,1-7) Вт/(м • К). Поэтому для прогрева на 60-70 К пород призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы, применяемые для этой цели, в течение нескольких десятков часов3.
Из основных минералов, слагающих нефтегазоносные пласты, наибольшей теплопроводностью обладает кварц (X = 7-12 Вт/(м • К)). Вдоль напластования пород теплопроводность выше, чем поперек напластования, на 10-50%.
Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины в то же время подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды.
Коэффициент линейного расширения aL пород уменьшается с ростом плотности минералов. Значительными коэффициентами линейного расширения обладают кварц и каменная соль.
Крупнозернистые породы расширяются при нагреве при одинаковых условиях больше, чем мелкозернистые.
Зависимость коэффициента температуропроводности от других термических свойств пород определяется соотношением
где a - коэффициент температуропроводности, м2/с; X- коэффициент теплопроводности, Вт/(м • К); с - удельная теплоемкость, Дж/(кг ■ К); р - плотность породы, кг/м3.
Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.
В табл. 17 приведены тепловые свойства некоторых горных пород, нефти и воды.
Глава III
СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И НЕФТЕЙ
ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И Г^ЗАПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ
Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ расположен в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.
Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:
чисто газовые;
газоконденсатные;
газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа).
В связи с широким разнообразием сочетания давления, температуры и состава углеводородов природных залежей нефти и газа резко очерченных границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует.
В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводородов по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых жидких углеводородов иногда условно разделяют на газовые, газоконденсатные и газонефтяные. Газоконденсатный фактор - это количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 м3 получаемой жидкой продукции - конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740-780 кг/м3 с газоконденсатным фактором от 900 до 1100 м3/м3.
Следует отметить, что в 1 м3 нефти содержание растворенного газа может достигать более 1000 м3.С этой точки зрения между газонефтяными и газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.
Цвет и плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными. По данным А.Г. Дурмишьяна, в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений Азербайджана содержится наряду с остаточной водой также и остаточная нефть. Например, для залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного месторождения количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12 об.%, достигая местами 27 об.%. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который содержит смолы.
Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на газовые,
газоконденсатные и газонефтяные пользуются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи.
Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь в свободном, жидком или газообразном состояниях. Из скоплений углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.
В последние годы отечественными учеными доказано существование газогидратных залежей, содержащих газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обусловлено его свойством при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии, поэтому подсчет запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа.
Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой пород разреза, составом газа и минерализацией пластовых вод.
Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зонам многолетней мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2- 2,5 тыс. м.
В процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давлений и температур.
СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового (или парафинового) ряда - алканы общего состава С„Н2Л+2, полиметиленовые или нафтеновые (циклоалканы) С„Н2Л и ароматические.
Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и др.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серусодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловлено сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серусодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение, - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и поровых каналах пласта.
Кислород присутствует в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2%. Со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и являющиеся поверхностно-активными веществами. Поэтому некоторые нефти (содержащие повышенные количества нафтеновых и жирных кислот) на границе с щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения (десятые доли Н/м).
Содержание серы в нефтях бывшего СССР достигает 6%. Она присутствует и в
свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др.).
Меркаптаны (R-SH) по строению аналогичны спиртам, этилмеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях - жидкости, метилмеркаптан CH3SH - газообразное вещество с температурой кипения 7,6°С. Со щелочами и окислами тяжелых металлов они образуют меркаптиды. Эти вещества вызывают сильную коррозию металла.
Содержание асфальто-смолистых веществ достигает 40%. Они представляют собой высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот.
Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде - жидкие или полужидкие вещества от темножелтого до коричневого цвета плотностью 1000-1070 кг/м3. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол, которые хорошо адсорбируются на силикагеле, отбеливающих глинах и на других адсорбентах.
К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно на свету, а наиболее интенсивно - при нагревании с одновременным продуванием воздуха.
Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются также нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфальтены и при растворении (например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по-видимому, в виде коллоидных систем.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти подразделяются на три класса: малосернистые (не более 0,5% серы)., сернистые (более 0,5-2,0% серы) и высокосернистые (более 2% серы).
По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (менее 18% смол), смолистые (от 18 до 35% смол) и высокосмолистые (более 35% смол).
Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1,5 мае.%, к парафинистым - при 1,5-6,0 мас.% и к высокопарафиновым - при более 6 мас.% парафина.
Парафин в скважинах и промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании его в нефти в пределах 1,5-2,0 мас.%. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы, уменьшение растворяющей способности нефти и др. В отдельных случаях (нефти месторождения Узень, Казахстан) содержание парафина достигает 35 мас.%. При этом температура его кристаллизации близка к пластовой. Для предотвращения выпадения парафина в пласте поддержание пластового давления необходимо осуществлять нагнетанием вод с повышенной температурой.
Условия выпадения парафина (температуру и давление начала его кристаллизации) изучают с помощью специальных акустических или оптических приборов. Принцип их действия заключается в том, что после начала кристаллизации парафина наступает "замутнение" слоя нефти в приборе, которое улавливается фотоэлементами или регистраторами интенсивности ультразвука.
Очищенный парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15°С. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40-60°С.
Природа нефтяного парафина сложна, и данные о строении и свойствах углево-
дородов, входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко различающихся по свойствам, - парафинов и церезинов.
Парафины - углеводороды состава С17-Сз5, имеющие температуру плавления 27- 7 ГС. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С36-С55), а температура их плавления -65-88°С. При одинаковой температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют переплетающиеся пластинки и пластинчатые ленты. Размеры кристаллов легкоплавкого парафина больше, чем тугоплавкого. Церезины кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.
Предполагается, что парафиновые и церезиновые углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава СпН2Я+2, причем парафины, ио-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т.е. они представляют собой смесь изопарафинов.
Физические и физико-химические свойства нефтяных парафинов, а также условия их выделения из нефти и отложения в скважинах изучены недостаточно, что задерживает усовершенствование методов борьбы с этим явлением.
РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ВОДЕ
От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др.
Сложность состава нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей при различных давлениях и температурах обычно определяют по экспериментальным данным.
При небольших давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри - количество газа Vr, растворенного при данной земпературе в объеме 1Ж жидкости, пропорционально давлению р газа над поверхностью:
Уг = арУж,(III. 1)
где а - коэффициент растворимости газа [м2/Н],
V*P(Ш.2)
Из формулы (III.2) следует, что коэффициент растворимости учитывает количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при увеличении давления на единицу.
Коэффициент растворимости реальных газов - величина не постоянная и зависит от рода жидкости и газа, давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости.
Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но также и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические свойства. Внешнее выражение этих свойств - увеличение объема раствора при введении в него газа. Повышение объема влияет на концентрацию газа в жидкости. Приращение объема 95
Рис. 29. Изотермы растворимости газов в нефтях различных месторождений при температуре 50°С (по Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе)/ - Ромашкинское (Р); 2 - Сураханское (С); 3 - Небитдагское (Я); 4 - Туймазинское (7)Рис. 29. Изотермы растворимости газов в нефтях различных месторождений при температуре 50°С (по Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе)/ - Ромашкинское (Р); 2 - Сураханское (С); 3 - Небитдагское (Я); 4 - Туймазинское (7)
Рис. 29. Изотермы растворимости газов в нефтях различных месторождений при температуре 50°С (по Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе)
/ - Ромашкинское (Р); 2 - Сураханское (С); 3 - Небитдагское (Я); 4 - Туймазинское (7)
Рис. 29. Изотермы растворимости газов в нефтях различных месторождений при температуре 50°С (по Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе)
/ - Ромашкинское (Р); 2 - Сураханское (С); 3 - Небитдагское (Я); 4 - Туймазинское (7)
раствора определяется количеством растворенного газа, свойствами жидкости и газа, температурой и давлением. Увеличение объема жидкости обычно характеризуется кажущимся удельным объемом растворенного газа в жидкой фазе и, т.е. приращением объема жидкости при растворении в ней 1 кг газа:
ДУДУв =—в =—GG
ДУ
ДУ
в =—
в =—
G
G
где G - масса растворенного газа.
Смысл понятия "кажущийся удельный объем" заключается в том, что приращение объема ДУ жидкости (нефти) не отражает истинного объема растворенного газа в нефти, а является результатом взаимодействия молекулярных сил растворенного газа и жидкости. В химической термодинамике величину о называют парциальным молярным объемом.
При растворении газов в нефти коэффициент растворимости газов в зависимости от давления может как увеличиваться, так и уменьшаться (рис. 29).
Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента а некоторых газов происходит в связи с увеличением объема жидкости и влиянием этого процесса на концентрацию в ней газа. Приращение объема раствора и интенсивность концентрации газа зависят от количества растворенного газа, свойств жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают также процессы обратного испарения.
Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Из рис. 29 следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных значениях растворимости 96
газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с различным фракционным и углеводородным составом нефтей. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов (нефти Туймазинского и Ромашкинского месторождений содержат во фракциях, выкипающих до ЗОО°С, около 52% парафиновых углеводородов; в нефтях Сураханского и Небитдагского месторождений их содержится 42-43%). Установлено также, что при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.
Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале изменения давления (т.е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (СО2, С2Нб, С3Н8) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Это явление в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа.
Из рис. 29 также следует, что на растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти.
Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5) • 10~5 м3/(м3 • Па).
Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры. Так, например, в нефти Ромашкинского месторождения при давлении 15 МПа и температуре 40°С в 1 м3 нефти растворяется 59 м3 газа, а при температуре 60°С - 53 м3.
Установлено, что количество растворяющегося в нефти или выделяющегося из нее газа при одинаковых условиях зависит еще от характера процесса - протекает ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном процессе выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно изменяется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. В этом случае количество выделившегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.
Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях будет больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные, и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.
Представление о количестве газа, выделившегося из нефти при снижении давления, дают кривые разгазирования (рис. 30), Большая часть кривых разгазирования нефтей обычно похожа на кривую 1.
Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
О.М. Ермилов и др. 97
Рис. 30. Кривые разгазирования нефти Новодмит- риевского месторождения (по данным ВНИИнефть)/ - плотность 809 кг/м3 при t = 20°С; 2 - плотность 809 кг/м3 при t = 104°С; 3 - плотность 824 кг/м3 при t = 105°СРис. 30. Кривые разгазирования нефти Новодмит- риевского месторождения (по данным ВНИИнефть)/ - плотность 809 кг/м3 при t = 20°С; 2 - плотность 809 кг/м3 при t = 104°С; 3 - плотность 824 кг/м3 при t = 105°СРис. 31. Изотермы растворимости газа относительной плотностью 0,68 в нефти (рн = 865 кг/м3)
Рис. 30. Кривые разгазирования нефти Новодмит- риевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
/ - плотность 809 кг/м3 при t = 20°С; 2 - плотность 809 кг/м3 при t = 104°С; 3 - плотность 824 кг/м3 при t = 105°С
Рис. 30. Кривые разгазирования нефти Новодмит- риевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
/ - плотность 809 кг/м3 при t = 20°С; 2 - плотность 809 кг/м3 при t = 104°С; 3 - плотность 824 кг/м3 при t = 105°С
t. °C: /-69; 2-95; 3-127
Даблеяг/е, МПаДаблеяг/е, МПаОбычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.
Даблеяг/е, МПа
Даблеяг/е, МПа
В последние годы значительно возросли глубины залегания пластов, вовлекаемых в разработку. Проводились исследования свойств нефтей при давлениях до 100 МПа. На рис. 31 приведены изотермы растворимости газа с относительной плотностью 0,68 в нефти (рн = 865 кг/м3).
Как следует из рис. 31, в области высоких давлений зависимость газонасыщенности нефти от давления может быть принята за линейную. На основании опытных данных Н.А. Тривус и А.К. Ахмедов получили следующее уравнение для вычисления количества газа (плотностью 0,62), растворенного при давлении р и температуре г в нефтях месторождений Азербайджана с плотностью рн:
= [9 ■ 10~9(/ - 40)р] + [756 - 2,6(/ - 40) + 1,2 - 10"5 р](0,93 - рн), (Ш.З)
где р - давление, Па; / - температура, °C; рн - плотность нефти, г/см3.
Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Однако следует учитывать, что площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может быть большой, а давление в пласте достигать 50-70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии.
Процессы растворения и фазовые переходы углеводородов в водных системах, по- видимому, играли важную роль при миграции углеводородов и формировании газовых залежей. Поэтому вопросы растворимости углеводородов в воде привлекают внимание исследователей.
Содержание растворенного газа в воде можно выразить в виде молярных долей
либо в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объеме VB воды:
Ь,Ь,GG' vB' vB(Ш.5)(Ш.5)
Ь,
Ь,
G
G
' vB
' vB
(Ш.5)
(Ш.5)
В этих формулах и, и ив - соответственно число молей (грамм-молекул) z-ro компонента в водном растворе и число молей воды; V, - объем газового компонента, приведенного к нормальным условиям; G - масса воды (в г), в которой растворен компонент.
(Ш.6)(Ш.6)Величины N' и Ь, связаны соотношением
(Ш.6)
(Ш.6)
, 22416 Efr,-+ 1244’ ' 18,016
где 22416 - объем 1 моль идеального газа при нормальных условиях; 18,016 - молекулярная масса воды.
Значение Lbj для большинства газов (за исключением углекислого газа и сероводорода) значительно меньше, чем 1244, и поэтому можно принять
N' = -^- = 0,804 • 10~3 Ь=.(Ш.7)
' 1244'
(Ш.8)(Ш.8)Для выражения растворимости газа в воде используется также константа равновесия
(Ш.8)
(Ш.8)
1 W ' К;
где N" и N- - молярные доли компонента в паровой и жидкой фазах.
Законы растворимости газов в воде отличаются некоторыми особенностями. Как уже упоминалось, растворимость углеводородных (неполярных) газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала (рис. 32). С увеличением температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через минимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа [61]. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления (рис. 33). С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. По данным ВНИИнефть, растворимость азота в дистиллированной воде, например, при р = 15,0 МПа и t = 25°С составляет около 1,52 м3/м3, а в 4М растворе NaCl лишь около 0,48 м3/м3, т.е. более чем в 3 раза меньше.
Растворимость различных газов в воде определяется по соотношению (III.8). Константы равновесия компонентов природного газа приведены в работе [61]. Они не зависят от состава и являются функцией только температуры и давления. В общем случае константы равновесия компонентов и в водных системах также зависят от состава газа. Однако естественный газ состоит в основном из метана, и влиянием других составляющих на перераспределение компонентов пренебрегают.
Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова
Nf = n; • кгв/" или ь* = ь;^, (ш.9)
где а, - коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость z-ro газового компонента; п - концентрация растворенной в воде соли, 4* 99
Рис. 32
Рис. 33
Рис. 34Рис. 34
Рис. 34
Рис. 34
Рис. 32. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях (по данным ВНИИнефть)
1,2 - дистиллированная вода; 3.4- раствор NaCl
Рис. 33 Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления при 0°С
Рис. 34. Изменение коэффициента Сеченова для основных составляющих природных газов
г-экв/л; Np - молярная доля газового компонента в воде, содержащей растворенные соли.
Согласно уравнению Сеченова
К'=Кг\Оа‘п.(ШЛО)
Здесь К- - константа равновесия в минерализованной воде.
На рис. 34 приведены значения коэффициентов Сеченова для основных составляющих природных газов. Считается, что на коэффициент Сеченова давление влияет незначительно, и поэтому при расчетах можно использовать коэффициенты Сеченова, определенные для атмосферных условий. Степень минерализации начинает заметно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей более 0,5 моль/л. Влияние состава солей, давления и других факторов на коэффициент Сеченова изучено недостаточно, и обычно поправки на эти факторы не учитываются.
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ
Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.
Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. Например, давление насыщения нефти Туймазинского месторождения, равное 9,4 МПа, при отсутствии азота было бы порядка 5 МПа (в нефти пласта Д содержится 0,84% азота). С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. Из графика, приведенного на рис. 35, следует, что во избежание больших ошибок давление насыщения необходимо определять при строгом соблюдении температурных условий пласта.
Рис. 35. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИнефть)Рис. 35. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИнефть)
Рис. 35. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИнефть)
Рис. 35. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИнефть)
В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или быть меньше него. При первом условии нефть полностью насыщена газом, при втором - недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах - от десятых долей до десятков МПа. Так, например, в месторождении Вентура Авеню (США) превышение пластового давления над давлением насыщения составляет около 33 МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насыщения часто различное. Например, на Туймазинском месторождении оно изменяется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.
Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пористой среды. По результатам исследований можно сделать вывод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние тип породы, количество остаточной воды, ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими параметрами пластовых жидкостей и горных пород. По имеющимся экспериментальным данным, сама порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и ГП, газ начинает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2 об.%), в пористой среде независимо от значения рн при давлении на 0,4-0,5 МПа выше, чем при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при отсутствии пористой среды.
Влияние пористой среды на давление начала выделения газа тесно связано с изменением углеводородного состава нефти в капиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводородов на границах раздела и с зависмостью давления парообразования от смачиваемости поверхности поровых каналов пластовыми жидкостями.
Предполагается, что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у твердой поверхности, так как работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше, чем для его образования в свободном пространстве жидкости.
По данным теоретических исследований, соотношение работы IV t образования пузырька. ограниченного со всех сторон жидкостью, и работы W2 образования пузырька на твердой поверхности в зависимости от смачивающих свойств жидкости при равенстве объемов образующихся пузырьков составляет
л
22(ПЫГ)(ПЫГ)- 2 т
2
2
(ПЫГ)
(ПЫГ)
— н 2
где 0 - угол смачивания.
Анализ соотношения (Ш.П) показывает, что при 6 > О И) > 1Г2. Это означает, что газ легче выделяется из раствора на поверхности твердого тела и тем легче, чем больше 9. Лишь при 6 = 0 ^ = W2.
Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки выделения газа. В связи с различием состава нефтей и содержанием остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницаемыми породами, значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллекторов.
СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ
Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью' изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения
где АТ - изменение объема нефти; V - исходный объем нефти; Ар - изменение давления.
Для жидкости следует использовать термин "сжимаемость", а для газов - "сверхсжимаемость".
Из формулы (III. 12) следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу.
Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка (0,4-0,7) ГПа1, а легкие нефти со значительным количеством растворенного газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (£н достигает 14,0 ГПа-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. 36). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.
Из графика (рис. 37) следует, что с уменьшением пластового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться. При 102
Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от температуры для нефти Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от температуры для нефти Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)Рис. 37. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)Рис. 37. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)Рис. 39. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворенного газа (по данным ВНИИнефть)1 - Ахтырское месторождение, t = 70°С; 2 - Новодмитриевское месторождение, / = 84°СРис. 39. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворенного газа (по данным ВНИИнефть)1 - Ахтырское месторождение, t = 70°С; 2 - Новодмитриевское месторождение, / = 84°СРис. 38. Схематическая кривая зависимости объемного коэффициента b от давления для недонасыщенной газом нефтиРис. 38. Схематическая кривая зависимости объемного коэффициента b от давления для недонасыщенной газом нефти
Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от температуры для нефти Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от температуры для нефти Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
Рис. 37. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
Рис. 37. Зависимость коэффициента сжимаемости 0 от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИнефть)
Рис. 39. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворенного газа (по данным ВНИИнефть)
1 - Ахтырское месторождение, t = 70°С; 2 - Новодмитриевское месторождение, / = 84°С
Рис. 39. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворенного газа (по данным ВНИИнефть)
1 - Ахтырское месторождение, t = 70°С; 2 - Новодмитриевское месторождение, / = 84°С
Рис. 38. Схематическая кривая зависимости объемного коэффициента b от давления для недонасыщенной газом нефти
Рис. 38. Схематическая кривая зависимости объемного коэффициента b от давления для недонасыщенной газом нефти
определении коэффициента для нефтей следует учитывать, что процесс изменения пластового давления во многих залежах происходит очень медленно и близок к квазистатическому. При этом нефтям в области давлений насыщения свойственны явления вторжения [62], т.е. состояния нефтегазовых растворов могут характеризоваться на фазовой диаграмме точкой, соответствующей фазовому состоянию, в котором вещество в действительности не находится. Например, если взять нефть при температуре Ть находящуюся в равновесии с газом при давлении рх, и отделить затем жидкость от газа, то для начала выделения газа требуется некоторое растяжение жидкости (т.е. понижение давления до р^ < рх). Или для этого требуется перегрев нефтегазового раствора до температуры Т'2>Т1. Состояния перегретой, переохлажденной или растянутой жидкости называются метастабиль- ными.
Нефтегазовые растворы в метастабильном состоянии характеризуются относительной устойчивостью. Переход нефти из такого состояния в устойчивую фазу затрудняется на первых порах при понижении давления в связи с развитием процесса в
сторону возрастания свободной энергии системы из-за возникновения новых границ раздела нефть-газ.
Мерой вторжения в данном случае жидкого состояния в область газожидкостной смеси может служить отношение равновесного давления р} к давлению фактического начала парообразования р^.
Квазиравновесные режимы нефтегазовых растворов, используемые при изучении фазовых переходов, позволили обнаружить значительные отклонения свойств нефтей при давлении насыщения рн их газом от их свойств, характеризующихся точкой, отмеченной на значительном расстоянии от давления начала парообразования. Эти отклонения получаются перед выделением макрообъемов газа в связи с изменениями, происходящими в строении и свойствах жидкостей, вызванными образованием новой фазы.
По результатам исследований В.А. Каревского, аномальные состояния нефти наблюдаются при давлениях, не только близких к давлению выделения газа, но и при более высоких его значениях, превышающих рн до 10-15 МПа. В этой области наблюдаются аномальные изменения акустических характеристик и сжимаемости газожидкостных систем при квазиравновесном режиме изменения давления. Сжимаемость нефтей в этой области может возрастать в 2 раза и более (по сравнению с соседней областью).
С количеством растворенного газа в нефти связан также объемный коэффициент Ь. характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхости:
V
b = ^\ (III.13)
где ^пл - объем нефти в пластовых условиях; V;ier - объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.
Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа в пластовой нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает уменьшение объемного коэффициента, но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти (рис. 38). При снижении первоначального пластового давления от р() до давления насыщения рн объемный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (кривая аб на рис. 38). В точке б начала выделения газа значение b достигает максимума, и дальнейшее падение давления приводит к выделению газа из нефти и уменьшению объемного коэффициента.
На точность определения объемного коэффициента в лаборатории при разных условиях дегазации влияет изменение температуры. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти, уменьшается, вследствие чего искажаются значения объемного коэффициента нефти. Поэтому для получения более точных значений объемного коэффициента нефти условия опыта стараются приблизить к пластовым условиям дегазации.
Для некоторых пластовых нефтей (например, месторождения Хаян-Корт) Ь > 3. Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %).
Усадка нефти
(/ = — •100. (III. 14) b
Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда
[/ = (Ь-1)-100%.
Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.
Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально. Если известны данные о плотности газа, значение U можно приблизительно вычислить.
ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
В связи с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием растворенного газа и температуры плотность ее в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.
Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислым газом, несколько возрастает с ростом давления.
Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности (рис. 39, правая ветвь кривой).
ВЯЗКОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированный вследствие большого количества растворенного газа, повышенных пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.
Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого увеличение вязкости с ростом давления значительно перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа (рис. 40). Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа и температуры для некоторых нефтей показана на рис. 41,42.
Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше их молекулярная масса. Практически вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от многих сотен мПа • с до десятых долей мПа • с. Открыто много залежей нефти, в которых вязкость углеводородов столь велика, что нефть остается неподвижной в порах коллектора даже при высоких градиентах давления. Например, вязкость битумов в песчаниках Атабаски (Канада) составляет 2000-3000 мПа • с, некоторые нефти Ухтинских залежей имеют аналогичную вязкость.
В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти (например, новодмитриевской - более чем в 10 раз, ромаш- кинской - в 5,5 раза).
Следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется (рис. 43). При отсутствии азота перелом на кривых зависимости вязкости от давления наступает в области, близкой к давлению насыщения. Если в растворе содержатся значительные количества азота, перелом кривой может не соответствовать давлению насыщения в связи с уменьшением вязкости нефти при выделении азота из раствора.
Рис. 40. Зависимость вязкости пластовой нефти ц от давленияРис. 40. Зависимость вязкости пластовой нефти ц от давленияРис. 42. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газомРис. 42. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газомДа^нае, МПаДа^нае, МПаРис. 43. Изменение вязкости ряда пластовых нефтей различных месторождений при понижении пластового давления (по данным ВНИИнефть)Рис. 43. Изменение вязкости ряда пластовых нефтей различных месторождений при понижении пластового давления (по данным ВНИИнефть)Рис. 41. Влияние растворенного газа и температуры на вязкость пластовой нефти (по Х.М. Халилову). Цифры у кривых - давление насыщения нефти газом
Рис. 40. Зависимость вязкости пластовой нефти ц от давления
Рис. 40. Зависимость вязкости пластовой нефти ц от давления
Рис. 42. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом
Рис. 42. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом
Да^нае, МПа
Да^нае, МПа
Рис. 43. Изменение вязкости ряда пластовых нефтей различных месторождений при понижении пластового давления (по данным ВНИИнефть)
Рис. 43. Изменение вязкости ряда пластовых нефтей различных месторождений при понижении пластового давления (по данным ВНИИнефть)
/ - Новодмитриевское; 2 - Ахтырское; 3 - Зыбза; 4 - Песчаный Умет; 5 - Жирновское
Вязкость пластовой нефти определяется специальными вискозиметрами высокого давления по забойным пробам. При отсутствии экспериментальных данных она может быть оценена приближенно расчетным способом.
СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВААНОМАЛЬНО-ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина. Асфальтены, представляющие собой наиболее высокомолекулярные соединения нефти, плохо растворяются в углеводородах, и поэтому нефти, содержащие асфальтены, представляют собой коллоидные системы. Мицеллы асфальтенов стабилизируются смолами.
При значительном содержании парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения пространственных структур, состоящих из коллоидных частиц асфальтенов, парафина и смол. При высоких пластовых температурах структурномеханические свойства нефтей проявляются значительно слабее. Особенно интенсивно в пластовых условиях образование пространственной сетки происходит при понижении температуры пласта вследствие нагнетания холодной воды ниже температуры начала кристаллизации парафина. В отличие от парафинов частицы асфальтенов, окруженные сольватными слоями углеводородов, способны образовывать пространственные структуры в нефти при температурах и выше пластовых. Толщина сольватных слоев, окружающих частицы асфальтенов, возрастает при увеличении в составе нефти концентрации смол и ароматических углеводородов. Асфальтены коагулируют и могут выпадать в осадок вследствие десольватации частиц при разбавлении нефти предельными углеводородами. Считается, что процесс десольватации активизируется при растворении в нефти азота, метана и этана, т.е. основных составляющих газов, растворенных в нефти. Десольватированные частицы асфальтенов способны создавать более прочные пространственные структуры.
Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают состав, свойства и строение пористой среды. Под влиянием материала стенок процессы образования и упрочнения пространственных структур интенсифицируются тем больше, чем меньше проницаемость пород.
Структурированные нефти обладают свойством тиксотропии - при их перемешивании прочность пространственных структур уменьшается, а в покое - возрастает.
В зависимости от состава нефтей их реологические свойства характеризуются различными линиями консистентности, т.е. им присущи соответствующие свойствам пространственных структур графики зависимости между напряжением сдвига и скоростью сдвига
dt
Вязкость р ньютоновских жидкостей зависит только от температуры и давления, и касательное напряжение т, развивающееся в движущихся слоях жидкости (рис. 44), пропорционально градиенту скорости dvldy, т.е.
(IIL15)(IIL15)dx>
(IIL15)
(IIL15)
т = -р—.
dy
Уравнение (III. 15) записывается в форме, аналогичной закону упругости Гука, путем следующих преобразований:
(III. 16)(III. 16)dx>d ( dx \d ( dx\
(III. 16)
(III. 16)
dydy k dt) dty dy)
где x - длина пути в направлении скорости движения о; t - время.
Величина dx/dy в (III. 16) характеризует сдвиг у слоев (деформацию), и, следовательно, у ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкостей:
(III. 17)(III. 17)dy _ т dt Ц'
(III. 17)
(III. 17)
Уравнение типа (III. 17), устанавливающее связь между напряжением и скоростью сдвига, называется реологическим.
Рис. 44. Схема сдвига слоев жидкостиРис. 45. Виды линий консистентности1 - бингамовские пластики; 2 - псевдопластики; 3 - ньютоновские жидкости; 4 - дилатантные жидкостиРис. 44. Схема сдвига слоев жидкостиРис. 45. Виды линий консистентности1 - бингамовские пластики; 2 - псевдопластики; 3 - ньютоновские жидкости; 4 - дилатантные жидкости
Рис. 44. Схема сдвига слоев жидкости
Рис. 45. Виды линий консистентности
1 - бингамовские пластики; 2 - псевдопластики; 3 - ньютоновские жидкости; 4 - дилатантные жидкости
Рис. 44. Схема сдвига слоев жидкости
Рис. 45. Виды линий консистентности
1 - бингамовские пластики; 2 - псевдопластики; 3 - ньютоновские жидкости; 4 - дилатантные жидкости
Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и истории состояния жидкости (от времени ее нахождения в спокойном состоянии).
В зависимости от вида функции/(т) эти жидкости разделяются обычно на три вида: бингамовские пластики, псевдопластики и дилатантные жидкости.
Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 45. Реологическая кривая 1 относится к бингамовским пластикам, в состоянии равновесия обладающим некоторой пространственной структурой и способным сопротивляться сдвигающему напряжению, пока оно не превысит значение То статического напряжения сдвига. В последующие моменты (после достижения некоторой скорости сдвига) они начинают течь, как ньютоновские жидкости. Для определения аномальной вязкости ца таких пластичных тел Ф.Н. Шведовым предложено следующее реологическое уравнение:
ц =ЕХ + —,(Ш.18)
о
где Е - модуль Юнга; Tj - динамическое напряжение сдвига; о - скорость деформации; X - период релаксации (время, необходимое для "рассасывания" упругих напряжений, возникающих в теле при постоянной деформации),
X = |1/£.
Уравнение Бингама, описывающее аналогичное вязко-пластичное течение, имеет вид
d'Y
(IIL19) dt
Как следует из формулы (III. 19), деформация системы начинается, когда касательные напряжения т достигают значения динамического напряжения сдвига Т]. Напряжение сдвига тт соответствует точке предельного разрушения структуры. Уравнение Бингмана отклоняется от истинного закона течения при малых скоростях сдвига.
Уравнения (III. 18) и (III. 19) идентичны и обычно объединяются в одну формулу Шведова-Бингама
т = т]+Лр ,(III.20)
где Т] - динамическое напряжение сдвига; Т| - пластическая вязкость, не зависящая от скорости сдвига и равная угловому коэффициенту линейной части зависимости d^/dt = =Дт) (см. рис. 45).
За эффективную (кажущуюся) вязкость пластичных тел принимается вязкость некоторой ньютоновской жидкости
^=^d?
Эффективная вязкость пластичных тел - величина переменная.
Псевдопластики (линия 2 на рис. 45) характеризуются отсутствием предела текучести, а также понижением их эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига. Псевдопластиками такие жидкости называют потому, что в определенном интервале напряжений они подчиняются уравнению Шведова-Бингама. Теоретические кривые псевдопластиков обычно имеют две области, в которых эффективные вязкости постоянны. В области небольших значений эффективной вязкости наблюдается реологическая кривая, свойственная ньютоновским жидкостям. Пластическая вязкость т| системы в интервале между т|пипи11тах постоянна. Считается, что проявление псевдопластичности связано с ориентацией асимметричных частиц и молекул полимеров системы большими осями вдоль потока с возрастанием скорости сдвига. Эффективная вязкость убывает с увеличением скорости сдвига до тех пор, пока сохраняется возможность ориентации частиц и молекул высокополимеров вдоль линий тока.
У дилатантных жидкостей также отсутствует предел текучести, однако их эффективная вязкость в отличие от псевдопластиков повышается с возрастанием скорости сдвига. Такой тип течения характерен также для суспензий с большим содержанием твердой фазы. Предполагается, что в покое жидкость равномерно распределяется между плотно упакованными частицами и при сдвиге с небольшой скоростью жидкость служит смазкой, уменьшающей трение частиц. При больших скоростях сдвига плотная упаковка частиц нарушается, система расширяется и жидкости становится недостаточно для смазки трущихся поверхностей. Действующие напряжения в таком случае должны быть значительно большими.
Движение псевдопластиков и дилатантной жидкости аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения от модуля скорости деформации
т = К ,(III.22)
V dt)
где К - мера консистенции жидкости (с увеличением вязкости возрастает); п < 1 соответствует псевдопластикам; п > 1 - дилатантной жидкости.
В соответствии со степенным законом (III.22) происходит также движение полимерных материалов и термопластиков. Свойства дилатантных жидкостей проявляют растворы некоторых полимеров, применяемых в нефтепромысловом деле, т.е. их кажущаяся вязкость с увеличением скорости сдвига возрастает.
Вследствие проявления тиксотропии некоторые нефти, содержащие парафин и асфальтены, по данным Уфимского государственного нефтяного технологического университета (УГНТУ), обладают особо сложными линиями консистентности (рис. 46) - проявляется сверханомалия вязкости нефти, которая заключается в том,
109
Рис. 46. Схематические кривые консистентности т = f^ldf) и эффективной вязкости Т|э для аномальновязких систем
что в определенных пределах каждому значению напряжения сдвига т соответствует несколько значений коэффициента вязкости (явление многозначности вязкости). По данным УГНТУ, сверханомалии вязкости нефти наблюдаются у высокопарафинистых нефтей месторождения Узень при снижении пластовой температуры на 10-15°С вследствие закачки пластовой воды (нефть содержит в среднем 18 мас.% парафина).
В начальный момент течения (участок Оа) напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Это область течения с высокой кажущейся вязкостью Т]о при еще не нарушенной структуре. Далее увеличение скорости сдвига сопровождается интенсивным разрушением структуры и существенным снижением сопротивления течения (участок абв - область аномалий вязкости). При этом напряжение сдвига вначале возрастает, а затем уменьшается с увеличением скорости деформации. Наибольшее значение напряжения сдвига, соответствующее точке б, называют критическим (ткр). Участок вг относится к области перехода зоны сверханомалий к обычным аномалиям вязкости; гб - область ньютоновского течения жидкости при напряжениях, превышающих напряжение сдвига тт.
В табл. 18 для примера приведены значения предельного напряжения сдвига и кажущейся вязкости пластовых нефтей с разрушенной и неразрушенной структурой, а также данные о других свойствах некоторых пластовых нефтей Башкирии и Татарии (по данным УГНТУ).
По данным УГНТУ, напряжения сдвига, возникающие в результате эксплуатации скважин под влиянием градиента давления в пластовых условиях в зонах, удаленных от скважин, могут быть в ряде случаев близкими предельным динамическим напряжениям сдвига. В пластовых условиях месторождений Башкирии и Татарии в зонах, удаленных от скважин, напряжения сдвига, возникающие под влиянием градиентов давлений, находятся в пределах 0,05-10,0 Па.
Исследованиями установлено, что проводимость горных пород при фильтрации в них структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших значениях градиентов давлений проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.
Низкая нефтеотдача, быстрое обводнение скважин, неравномерность профилей притока, по-видимому, объясняются, кроме влияния прочих факторов, также проявлением в ряде случаев структурно-механических свойств пластовых нефтей. Поэтому необходимо разработать научно обоснованные и рациональные методы борьбы с отрицательным проявлением этого свойства нефти.
В связи с тем, что эффективная вязкость нефтей с аномальными свойствами зависит от градиента давления, линейный закон Дарси при их фильтрации в пористой среде нарушается. Для описания процесса фильтрации аномальных нефтей предложены различные виды обобщенного закона Дарси, учитывающие характерные осо-
Таблица 18
Значения предельного напряжения сдвига
Показатель
Нефть скважин
№ 952, Арлан, каменноугольные отложения
№693, Шкапово, девонские отложения
№ 27*, Сабанчинское (Татария), каменноугольные отложения
№ 149*. Ромашкино, каменноугольные отложения
Пластовая температура, °C
24
39
25
25
Плотность при давлении 10,0 МПа, кг/м3
882
835
883
873
Давление насыщения, МПа
7,23
7,8
6,38
5,62
Газовый фактор, м3/м3
Вязкость при давлении 10 МПа, мПа • с
11,6
28,9
6,6
18,2
с разрушенной структурой
8,8
4,2
17,4
30,1
с неразрушенной структурой
150
60
250
130
Предельное динамическое напряжение сдвига при давлении 10 МПа, Па Содержание, мае. %
0,0093
0,0039
0,0134
0,0314
асфальтенов
2,9
3,6
5.5
4,6
силикагелевых смол
20
11
17,0
15,0
парафинов
3,0
3,1
1,7
2,0
* Исследование проводилось при давлении 12 МПа.
бенности реологических кривых. Для нефтей, ведущих себя как бингамовские пластики, обобщенный закон Дарси может быть записан в виде
к 1Р =I-к 1Р =I-gradp0 Igrad р\gradp0 Igrad р\^р^р(III.23)(III.23)
к 1
Р =I-
к 1
Р =I-
gradp0 Igrad р\
gradp0 Igrad р\
^р
^р
(III.23)
(III.23)
при следующем граничном условии:
в = 0 при Igrad р\< grad р0,
где б - скорость фильтрации; к - проницаемость; ц - динамическая вязкость нефти; grad ро - начальный градиент давления, необходимый для наступления процесса фильтрации; grad р - переменный градиент давления.
Уравнение (III.23) представляет собой уравнение прямой, отсекающей на оси градиентов давлений отрезок, равный grad р0. Иначе говоря, уравнение (III.23) описывает случай, когда фильтрация наступает лишь при увеличении градиента давления выше значений grad р0.
Из рис. 45 следует, что реологические кривые в ряде случаев имеют более сложную геометрию, чем это принято при составлении обобщенного закона Дарси в форме (III.23). Поэтому предложены другие формы записи обобщенного закона Дарси, описывающего фильтрацию неньютоновских жидкостей.
В случае криволинейных реологических линий, характерных для псевдопластиков, обобщенный закон Дарси, по предложению А.Т. Горбунова, Н.А. Ефремова и Я. Хорнеша, записывается в виде степенной зависимости
к
где у = dpldx - действующий градиент давления; аиЬ- постоянные, значения которых находятся в результате эксперимента; рт - вязкость системы при разрушенной структуре.
По предложению УГНТУ, обобщенный закон Дарси для случая фильтрации аномально-вязких нефтей записывается в виде
| -| [1+ ехрс(у-уп)]
ц = -,(III. 25)
[1 + ехрс(у-у„)] +Дт|
где у = dpldx - действующий градиент давлений; Др = Ло - Лт - разность между наибольшей предельной вязкостью ненарушенной структуры и наименьшей вязкостью при полностью разрушенной структуре; с и у„ - постоянные, определяемые по экспериментальным данным; (^/л)т - подвижность нефти при практически разрушенной структуре (А - проницаемость породы).
Для практического изучения аномальных фильтрационных свойств нефти и измерения структурно-механических ее показателей используются лабораторные и расчетные методы, а также методы, основанные на результатах гидродинамических исследований скважин.
Для получения реологических характеристик рассмотренных типов неньютоновских жидкостей применяются различные приборы. В вискозиметрах, представляющих собой ротационные устройства в виде соосных цилиндров, связь напряжения со скоростью деформации устанавливается путем приложения к образцу напряжения однородного сдвига и измерения соответствующего напряжения сдвига. Исследуемая жидкость помещается в зазор между цилиндрами. Один из них (внутренний) приводится во вращательное движение с различной скоростью, а другой при этом испытывает закручивающее усилие, измеряемое в процессе опыта. Изменение крутящего момента (степени закручивания) в зависимости от частоты вращения цилиндра интерпретируется как связь между напряжением и скоростью сдвига.
Для каждого класса жидкостей применяется своя схема опыта и обработки опытных данных. Например, напряжения сдвига бингамовского пластика при небольшом крутящем моменте, действующем на поверхость внешнего цилиндра, будут ниже предела текучести т0 и течение в материале не возникает. С повышением крутящего момента напряжение сдвига возрастает, причем на стенке внутреннего цилиндра тв всегда больше, чем для внешнего тн.
При тн < т0 < тв течение возникает сначала только вблизи внутреннего цилиндра и предел текучести Tj будет достигаться на радиусе rx. С увеличением напряжения сдвига относительное смещение слоев жидкости распространяется по направлению к наружному цилиндру до установления равновесия.
Значения ц и Tj обычно рассчитываются графическим путем. Результаты опыта наносят в виде графика Дф = /(со) зависимости угла закручивания внутреннего цилиндра Дф от угловой скорости вращения со. Величина Т| определяется как тангенс угла наклона прямолинейной части кривой Дф =/(со):
Дф^-Дф'
n = m_^—(III.26) со -со
где т - константа прибора, определяемая с помощью эталонных жидкостей с известной вязкостью; Дф" и Дф' - соответствующие углы закручивания динамометра прибора; со" и со' - угловые скорости вращения.
Прямолинейная часть графика при ее продолжении влево на оси Дф характеризует 112
угол
(III.27)(III.27)(Ш.28)(Ш.28)Atpt = -^-ln—, m rB
(III.27)
(III.27)
(Ш.28)
(Ш.28)
по которому определяют Т]
_ A(p/n
In —
Для исследования реологических свойств жидкостей в условиях высоких давлений и температур существуют герметизированные вискозиметры.
Положительными качествами ротационных вискозиметров являются компактность, небольшой расход жидкости, воспроизведение в среде равномерной скорости сдвига, доступность предварительного перемешивания жидкости при определенной скорости сдвига, легкость осуществления необходимого температурного режима, возможность определения многих реологических параметров Сп;^;^; упругих и релаксационных параметров ненарушенной структуры).
Недостатками этих вискозиметров являются необходимость учета концевого эффекта вблизи торца, не являющегося свободной поверхностью; малая их пригодность для исследования грубодисперсных суспензий; необходимость тщательной подготовки жидкостей к опыту (иначе результаты измерений оказываются невоспроизводимыми).
Капиллярные вискозиметры состоят из калиброванной капиллярной трубки определенной длины I, радиуса R и устройств для приложения разности давлений и измерения скорости течения. Для определения ц и т0 строится кривая зависимости расхода q от давления р. Вычисления проводят по формуле Букингама
Л = Т7 р"%ql {Л = Т7 р"%ql {4141— Рп +- 3 ° 3— Рп +- 3 ° 3рГрГ(Ш.29)(Ш.29)
Л = Т7 р"%ql {
Л = Т7 р"%ql {
41
41
— Рп +- 3 ° 3
— Рп +- 3 ° 3
рГ
рГ
(Ш.29)
(Ш.29)
где давление, при котором исследуемый раствор начинает двигаться в капилляре,
Ро =Ро =2/т0R2/т0R(Ш.30)(Ш.30)
Ро =
Ро =
2/т0
R
2/т0
R
(Ш.30)
(Ш.30)
Для исследования фильтрационных свойств нефтей с аномальными реологическими свойствами в пластовых условиях создана специальная аппаратура и разработана методика [18].
ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ
Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых жидкостей в природных условиях получают по результатам лабораторных исследований проб, поднятых с забоев скважин с сохранением пластового давления, и непосредственного измерения на забое скважины. Приближенно параметры пластовой нефти можно определить расчетными методами.
Пластовые нефти поднимаются с забоя скважин с помощью пробоотборников: проточных, непроточных, комбинированных, одно- и многокамерных. Проточный пробоотборник спускается в скважину с открытыми клапанами, и при движении к забою скважины полость его непрерывно промывается восходящим потоком. В
ИЗ
Рис. 47. Схема пробоотборника ПД-ЗМ
/ - верхний клапан; 2 - седло верхнего клапана; 3 - рычаги спускного механизма; 4 - шток верхнего клапана; 5 - нижний клапан; 6 - шарики замка; 7 - муфта замка; 8 - седло нижнего клапана; 9 - пружина; 10 - часовой механизм; 11 - валик; 12 - ходовая гайка; 13 - штифт; 14 - пружина; 15 - игла верхнего клапана; 16 - втулка замка
случае высокой вязкости нефти и малого дебита скважины замещение смеси, ранее попавшей в пробоотборник, на забойную пробу затрудняется. Поэтому такого типа пробоотборники целесообразно применять для отбора проб нефти из высокодебитных скважин при малой вязкости нефти.
Непроточные пробоотборники спускаются на забой с закрытыми клапанами, которые открываются на забое, что позволяет отобрать истинно забойную пробу нефти.
На рис. 47 приведена схема простейшего промывного пробоотборника ПД-ЗМ (с открытыми клапанами) с объемом приемной камеры 800 см3. При подготовке к спуску нижний клапан открывают деревянным штоком, вводимым в отверстие пробоотборника снизу, а верхний клапан отжимают в нижнее положение через специальное отверстие, имеющееся в теле пробоотборника. При этом игла 15 верхнего клапана 1 раздвигает шарики б, муфта 7 упирается в них внутренними выступами и нижний клапан 5 остается открытым. Верхний клапан удерживается в открытом положении рычагом 3, упирающимся в шток 4 верхнего клапана. При спуске в скважину полость пробоотборника промывается нефтью. Часовой механизм 10 вращает через валик 11 ходовую гайку 12, соединенную с рычагом 3, который, поворачиваясь вокруг оси, соскальзывает со штока 4, и верхний клапан под действием пружины 14 закрывается. При этом игла 15 выходит из шарикового замка, муфта 7 освобождается и нижний клапан 5 закрывается. Для установки необходимой выдержки времени валик привода ходовой гайки 12 вращают
за фрикцион, отсчитывая угол поворота по стрелке и шкале времени, в течение которого рычаг 3 соскальзывает со штока 4.
На забое пробоотборник выдерживают с открытыми клапанами в течение 10-20 мин, чтобы нефть в нем полнее соответствовала пластовой.
Из непроточных пробоотборников серийно выпускается прибор конструкции ВНИИнефть (ВПП-300).
Для увеличения точности определения свойств пластовых нефтей целесообразно отбирать несколько проб из одной и той же скважины. Ускорение трудоемких работ по отбору проб может быть достигнуто с помощью многокамерных пробоотборников, которые дают возможность за один рейс прибора отобрать одновременно несколько проб на заданной глубине. Существуют многообъемные пробоотборники, позволяющие отбирать несколько проб с различных глубин.
Разработаны конструкции пробоотборников, которые позволяют отбирать пробы нефти через межтрубное пространство из скважин, эксплуатирующихся глубинными насосами. Отбирать глубинные пробы лучше на ранней стадии разработки месторождений.
Методика отбора пробы зависит от условий эксплуатации залежи. Если пластовое давление намного превышает давление насыщения, отбор качественной пробы не вызывает затруднений. При забойных давлениях ниже давления насыщения, когда газ из нефти выделяется только в призабойной зоне (в области воронки депрессии), перед отбором пробы изменяют режим работы скважины так, чтобы забойное давление было при новом режиме выше начального давления насыщения. Нефть, отобранную пробоотборником, переводят с помощью специальных прессов и устройств в контейнеры для транспортировки в лабораторию.
Если давление в нефтяном пласте стало ниже давления насыщения, пробы пластовой нефти, соответствующие начальным условиям в залежи, приготовляют искусственно, смешивая нефть и газ в необходимых пропорциях.
В связи со значительной изменчивостью свойств нефти в пределах пласта для более точной оценки ее осредненных свойств отбор проб необходимо производить из скважин, равномерно расположенных на залежи. Оптимальное число проб определяют методами математической статистики, исходя из изменчивости параметров нефти по залежи и точности применяемой для анализов аппаратуры.
Установка АСМ-300М для исследования пластовых нефтей
Комплекс приборов АСМ-300М (рис. 48) применяется для проведения опытов по разгазированию нефтей, определению зависимости давление-объем газонефтяных смесей при различных температурах (р-У-Т соотношения), вязкости пластовой нефти и температуры начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов можно подсчитать давление насыщения и коэффициент сжимаемости, определить газо- содержание, плотность, объемный коэффициент и усадку, коэффициент растворимости газа в нефти.
Опыты, связанные с изменением объема нефти и нефтегазой смеси, проводятся при помощи пресса 7, представляющего собой толстостенный цилиндр, в котором передвигается поршень. Проба нефти в пресс переводится из пробоотборника 7 или специального контейнера при помощи приборов блока перевода пробы, состоящего из жидкостного насоса 73, промежуточной емкости 14 и бачка 77. Насос нагнетает масло из бачка 77 в верхнюю часть промежуточной емкости, заполненную соленой водой, которая через вентиль нижней переходной головки поступает в пробоотборник. Проба нефти через вентиль верхней переводной головки поступает в трубопровод и через манифольд в пресс (верхний клапан пробоотборника при этом поддерживается в открытом состоянии при помощи специального штока). Плунжер пресса выдвигается с такой же скоростью, с какой насос вытесняет нефть из пробоотборника. Плунжер передвигается электродвигателем через червячный редуктор или ручным приводом. Аналогичным способом пробу нефти можно вытеснить в вискозиметр 3. Полезная емкость пресса 200 см3, максимальное давление 30 МПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеряют по линейной неподвижной шкале с точностью до 1 см3 и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см3. Рабочая температура (максимальная) 100°С.
Для управления и автоматического регулирования процессов аппаратура снабжена блоком автоматики и регулирования, т.е. комплексом пускорегулирующей аппаратуры (реле, магнитные пускатели, вариатор, предохранители). Блок управления расположен на специальном щите и представляет собой панель, на которой смонтированы устройства (кнопки управления, выключатели) и сигнальная аппаратура. Исследуемая проба перемешивается складывающейся мешалкой. Напряжение на статор привода мешалки подается через вариатор (автотрансформатор ЛАТР), регулирующая ручка которого выведена на лицевую сторону блока автоматики. .
Рис. 48. Схема установки АСМ-300М для исследования пластовых нефтей
/ - измерительный пресс; 2 - усилитель (к вискозиметру ВВДУ); 3 - вискозиметр ВВДУ; 4 - вакуумметр; 5 - вакуумловушка; 6 - вакуумнасос; 7 - пробоотборник; 8 - качалка для раскачивания пробоотборника; 9,12 - манометры; 10 - термостат; 11 - напорный бачок; 13 - жидкостный насос; 14 - промежуточная емкость
Объем газа, выделившегося из нефти при различных давлениях, измеряется специальной бюреткой (на рис. 48 не показана), куда газ выдавливается из пресса через манифольд при ходе плунжера вверх. Все трубопроводы и приборы до заполнения пробой нефти освобождаются от воздуха с помощью вакуумнасоса 6.
Определение физических свойств нефти. Рассмотрим методику определения некоторых параметров пластовых нефтей: вязкости, давления насыщения, коэффициента сжимаемости нефти.
Вязкость определяется с помощью вискозиметра (рис. 49) высокого давления (ВВДУ) по времени качения шарика внутри немагнитной трубки 6, заполненной исследуемой нефтью или пластовой водой. В верхнем положении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединенные с усилителем и электрическим секундомером. При включении секундомера автоматически отключается электромагнит, и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.
Вязкость рассчитывают по формуле ц = т(рш - ржЖ, где |Д - абсолютная вязкость; т - время качения шарика; р1П и рж - плотность шарика и жидкости; К - постоянная вискозиметра, определяющаяся для каждого вискозиметра калибровкой. Зависит эта постоянная от размеров шарика и трубки и от угла ее наклона.
116
Рис. 49. Схема устройства вискозиметра высокого давления
- проходной штуцер; 2 - соленоидная катушка; 3 - железный сердечник; 4 - стальной шарик; 5 - рубашка термостата; 6 - калиброванная трубка; 7 - толстостенный цилиндр; 8 - индуктивные катушки; 9 - проходной вентиль
Рис. 50. Схематический график зависимости приращения объема системы от степени понижения давленияРис. 50. Схематический график зависимости приращения объема системы от степени понижения давленияДля калибровки используют жидкости с известной вязкостью. ВВДУ предназначен для определения вязкости пластовых нефтей и вод 0,5 мПа • с и более при давлении до 50 МПа и температуре до 80°С.
Рис. 50. Схематический график зависимости приращения объема системы от степени понижения давления
Рис. 50. Схематический график зависимости приращения объема системы от степени понижения давления
Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижают ступенями до выделения некоторого количества газа из нефти. С момента начала выделения газа темп падения давления замедляется. Давление насыщения определяют по графику зависимости приращения объема системы от давления (рис. 50). Началу выделения газа из нефти соответствует точка А перелома кривой.
По зависимости между объемом нефти V и давлением в области выше давления насыщения сравнительно просто подсчитывается и коэффициент сжимаемости нефти
ДУ
н
Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Уг измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.
Объем дегазированной нефти Удег определяется по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем нефти в пластовых условиях Упл находят по измерительной шкале пресса вычитанием отсчетов по шкале положения пресса до (N^) и после (N^) выпуска из него нефти:
vM = NA-N2.
По результатам опыта рассчитываются соответствующие параметры: объемный
117
Рис. 52. Диаграмма записи глубинного вискозиметра ВНИИнефтьРис. 52. Диаграмма записи глубинного вискозиметра ВНИИнефть
Рис. 52. Диаграмма записи глубинного вискозиметра ВНИИнефть
Рис. 52. Диаграмма записи глубинного вискозиметра ВНИИнефть
Рис. 51. Схема строения глубинного вискозиметра
коэффициент А = ^пд/^дег; газосодержание G = Уг / Мпл, где Vr - объем выделившегося газа, приведенный к стандартным условиям; плотность пластовой нефти рпл = Л/пл/Упл, где Мпл - масса пластовой нефти (равна сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа).
Кроме аппаратуры АСМ-300М, АСМ-600, для исследования свойств нефтей и их изменений в зависимости от пластовых условий используются и другие приборы. Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия приборов для оценки свойств нефтей основан на измерении упомянутых характеристик. Например, в момент начала выделения газа из нефти при снижении давления в пробе проводимость среды для ультразвука резко снижается. Давление, соответствующее точке излома кривой зависимости интенсивности ультразвука от давления, будет соответствовать давлению насыщения нефти газом. Существует много разных типов малогабаритных пробоотборников, портативных установок для исследования пластовых нефтей, установок для анализа их свойств в полевых условиях и т.д.
Для повышения оперативности анализа свойств пластовой нефти создана передвижная лаборатория (ПЛИН-1), позволяющая отбирать пробы и исследовать свойства пластовой и поверхностной нефти и газа непосредственно на промыслах. Оборудование лаборатории, смонтированное в кузове автомашины высокой проходимости, состоит из ряда блоков, позволяющих отбирать пробы нефти и газа, исследовать физические свойства нефти, определять газосодержание нефти и плотность газа, проводить их хроматографический анализ.
Создан комплекс приборов для исследования свойств пластовых нефтей непосредственно на забое скважины. В качестве примера на рис. 51 приведена схема устройства глубинного капиллярного вискозиметра ВНИИнефть. Принцип его действия основан на измерении времени втекания известного объема нефти из скважины в емкость А через капилляр 1 при заданном перепаде давления на концах капилляра. Емкость А перед спуском заполняется газом под давлением рг несколько меньшим, чем давление рс в скважине на глубине измерения вязкости нефти. Под давлением нефти плавающий разделитель 2 и шток 3 вместе с пером движутся вниз. При этом перо записывает диаграмму на бланке барабана 4, который вращается часовым 118
механизмом с постоянной скоростью. Вид диаграммы приведен на рис. 52, по. оси ординат регистрируется перемещение разделителя 2, которое соответствует объему вошедшей в емкость А через капилляр нефти, а по оси абсцисс - время. Вязкость подсчитывают по формуле
^(Рс^/У^к, (П131) Ду
где К - константа вискозиметра, определяемая при калибровке его по жидкости с известной вязкостью; т - масштаб времени по оси абсцисс; Ду и Дх - соответствующие отрезки на графике рис. 52; рг - среднее давление в камере А за время Ахт.
Вискозиметр рассчитан для работы при давлениях до 30 МПа и температурах до 100°С, объем емкости для нефти составляет 100 см3.
Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), глубинный сатуриметр (для измерения давления насыщения нефти газом), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержа- ние и объемный коэффициент нефти.
Экспериментальные методы определения свойств пластовых нефтей связаны с применением специальной аппаратуры высокого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки используются также расчетные и графе-аналитические методы, базирующиеся на результатах обработки большого объема опытных данных.
ФОТОКОЛОРИМЕТРИЯ НЕФТИ
Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия, которая основана на определении степени поглощения светового потока исследуемым раствором (интенсивности его окраски) с использованием фотоэлементов и гальванометра.
Колориметрические свойства нефти зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров.
Если световой поток падает на кюветку с раствором, то часть потока поглощается жидкостью, а другая проходит через кюветку. П. Бутером и И. Ламбертом установлен закон, согласно которому слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего из них светового потока. Это означает, что при прохождении светового потока, например, с начальной интенсивностью 100 ед. последовательно через несколько слоев раствора одинаковой толщины с потерей каждый раз половины интенсивности из первого слоя выйдет поток интенсивностью 50 ед., из второго - 25 ед. и т.д. Следовательно, графическая зависимость между интенсивностью светового потока, прошедшего через слои различной толщины, и размерами этих слоев имеет вид, представленный на рис. 53.
Уравнение этой линии будет
/, = k<Kl, (Ш.32)
где If - интенсивность светового потока после прохождения через раствор; /0 - интенсивность падающего светового потока; / - толщина слоя; К - коэффициент поглощения.
Из (III.32) следует, что соотношение интенсивностей светового потока, прошедшего через слой раствора, зависит от / и /С
Рис. 53. Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слояРис. 53. Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слояРис. 54. Схема фотоколориметра ФЭКРис. 54. Схема фотоколориметра ФЭК
Рис. 53. Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слоя
Рис. 53. Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слоя
Рис. 54. Схема фотоколориметра ФЭК
Рис. 54. Схема фотоколориметра ФЭК
По закону Бера, коэффициент К пропорционален концентрации поглощающего вещества
К = КтС,(Ш.ЗЗ)
где Кт - коэффициент светопоглощения; С - концентрация вещества.
С учетом формул (Ш.32) и (Ш.ЗЗ) уравнение основного закона колориметрии - закона Бугера-Ламберта-Бера запишется в виде
It=I^-K^a.(Ш.34)
Отношение интенсивности /, прошедшего светового потока к интенсивности /0 падающего потока характеризует прозрачность т, или светопропускание среды:
(Ш.35)
Величина т, отнесенная к толщине слоя в 1 см, называется коэффициентом светопропускания.
Логарифмы величины, обратной светопропусканию, называются оптической плотностью D:
О = 1g-= 1g 7-(Ш.36)
т 1,
ИЛИ
D
D = Q, 4343 In ^, /, = Ioe °’4343.(Ш.37)
А
Из (Ш.34) и (Ш.37) получим
К Cl = D к = - D<IIL38)
сп 0,4343’ сп 0,43430’
т.е. размерность коэффициента светопоглощения
Единицу светопоглощения можно определить из соотношения (Ш.38)
0,4343 In — йД
к _ DL = It
сп 0,4343С/0,4343С/ С1
При С = 1 и / = 1 см
l(^cn) = lny или у = е.
Следовательно, за единицу Кот принимается коэффициент светопоглощения такого вещества, при пропускании света через слой в 1 см которого интенсивность светового потока уменьшается в 2,718 раза.
Коэффициент светопоглощения не зависит от толщины слоя раствора. Он представляет собой постоянную величину, которая зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества и температуры раствора. К№ нефтей быстро уменьшается с увеличением длины волны света.
Коэффициент светопоглощения определяется при помощи фотоколориметра. На рис. 54 приведена схема фотоколориметра ФЭК, принцип действия которого основан на уравнивании двух световых пучков при помощи переменной щелевой диафрагмы. Поток света от лампы Л, пройдя светофильтры Ci и С2, кюветки Aj и А2, попадает (отразившись от зеркал 3] и 32) на фотоэлементы 0j и Ф2, включенные по дифференциальной схеме, "компенсирующей ток". При равенстве освещенностей обоих фотоэлементов токи от них в цепи гальванометра компенсируются и стрелка стоит на нуле. Для усиления или ослабления освещенности фотоэлемента Ф2 используется щелевая диафрагма Д, ширина которой меняется во время вращения связанного с ней барабана, а для изменения освещенности фотоэлемента Ф] применяется фотометрический нейтральный клин К. С диафрагмой соединены два отсчетных барабана, имеющих по две шкалы - коэффициента светопропускания т и оптической плотности D. При опытах измеряется оптическая плотность чистого растворителя и исследуемого раствора нефти в бензоле, толуоле, четыреххлористом углероде или керосине. Практически для определения оптической плотности раствора измеряется интенсивность 10 светового потока, прошедшего через кюветку длиной / с чистым растворителем, и интенсивность It потока, прошедшего через кюветку той же длины / с раствором нефти. Уравнивание фототоков осуществляется по показанию гальванометра Г изменением ширины щели диафрагмы, соединенной с отсчетными барабанами, градуированными в единицах оптической плотности и процентах светопропускания.
Концентрацию нефти в растворителе выбирают равной 0,5-1,5% с учетом толщины кюветки I таким образом, чтобы обеспечивались наименьшие погрешности при определении оптической плотности на фотоколориметре (D = 0,3-0,7).
Как уже упоминалось, коэффициент светопоглощения зависит от содержания асфальтенов и смолистых веществ в нефти. В свою очередь, от концентрации последних зависят плотность, вязкость и другие свойства нефти. Это означает, что по коэффициенту светопоглощения нефтей различных скважин можно судить о степени неоднородности свойств нефти в залежи.
По изменениям Ксп со временем удается получить данные о процессах, происходящих в пласте при его разработке. Например, систематические результаты измере- 121
ния Кт можно использовать для решения геолого-промысловых задач: определения направления и скорости перемещения нефти в залежи; оценки дебита отдельных пластов в скважинах, вскрывших одним фильтром несколько пластов; определения пласта, в котором образовалась трещина при гидроразрыве; контроля за эффективностью дострела новых пластов; проверки результатов ремонтных (изоляционных) работ; выявления изменений в работе отдельных пластов при изменении режима работы скважин и т.д.
Предложен способ измерения Ксп неразбавленных пластовых нефтей. Для этой цели используется инфракрасная область спектра, так как известно, что чем больше длина волны, тем меньше оптическая плотность D.
Глава IV
ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, количественное соотношение газа и нефти, а иногда и температура. Это сопровождается непрерывными изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую.
Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью. Вследствие быстрого падения давления из нефти выделяется значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тонкодисперсную взвесь микрокапель нефти в газовой среде.
Точно так же и дальнейшее движение нефти и газа к потребителю сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Например, газ, содержащий значительное количество бензиновых фракций в парообразном состоянии, проходит специальную обработку, при которой из него извлекается газовый бензин; из нефти, уже не содержащей газ, стараются извлечь и уловить наиболее летучие жидкие фракции для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах и др.
Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач. Например, с учетом закономерностей фазовых изменений углеводородов составляется проект разработки газоконденсатных месторождений. Теорией фазовых изменений пользуются для расчета количества и состава газа, выделяющегося из нефти при различных давлениях и температурах, количества и состава бензиновых фракций, содержащихся в газе, и др.
Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
Известно, что углеводородные газы изменяют объем, подобно всем индивидуальным веществам, в зависимости от температуры и давления в соответствии с графиками, приведенными на рис. 55,а. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Справа от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок - двухфазной газожидкостной области, левый участок - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.
С приближением давления и температуры к их критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.
Для изотермических фазовых превращений однокомпонентных газов характерно
123
Рис. 55. Диаграммы фазового состояния чистого этана
Рис. 56. Диаграммы фазового состояния двухкомпонентных систем
а - зависимость давление-удельный объем для смеси н-пентана и н-гептана (52,4%): б - диаграммы давление-температура для смесей этана с н-гептаном (С', С", С'" - критические точки смесей, содержащих соответственно 90,22: 50,25 и 9,8% этана); / - кривая точек начала парообразования; 2 - кривая точек росы
постоянство давления в двухфазной области, т.е. после начала конденсации газа дальнейшее превращение его в жидкость с уменьшением объема системы происходит при постоянном давлении до тех пор, пока весь газ не превратится в конденсат.
Точно так же со снижением давления после начала парообразования дальнейшее кипение (испарение) жидкой фазы происходит при постоянном давлении.
Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара этой жидкости.
Фазовые превращения углеводородов можно представить также в координатах давление-температура (см. рис. 55, б). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах, значения которых не расположены на этой кривой, вещество находится в однофазном состоянии: в жидком, если при данной температуре давление выше кривой давления насыщенного пара; в паровой или газовой фазе в ненасыщенном состоянии, если при той же температуре давление ниже давления насыщенного пара.
Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов в координатах давление-температура ограничивается критической точкой С. Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых еще могут существовать две фазы одновременно. Критические давления и температуры основных компонентов природного газа приведены в табл. 40.
Из рис. 55, б следует, что путем соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Действительно, газ, характеризующийся параметрами точки А, можно путем изобарического нагрева довести до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область (точка £>), расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдет. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки £), а затем и при снижении давления до значения в точке F вещество приобретает свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.
Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.
Схема фазовых превращенийдвух- и многокомпонентных систем
С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают специфические особенности. В качестве примера на рис. 56, а приведена зависимость объем-давление для смеси н-пентана и н-гептана с массовой долей последнего 52,4%. Зона вправо от пунктирной линии (кривой точек конденсации) - область чистого газа, в которой изотермы двух- и многокомпонентных систем аналогичны изотермам чистых компонентов. Влево от кривой точек парообразования изотермы жидкой фазы круто возрастают с уменьшением объема и также аналогичны изотермам области жидкости чистых компонентов. В двухфазной области двух- и многокомпонентных систем имеются значительные изменения. Было показано (см. рис. 55), что в области двухфазного состояния чистых углеводородов изотермы характеризуются горизонтальными линиями, т.е. давление не изменялось до полной конденсации газа. Для двух- и многокомпонентных систем, как следует из рис. 55, а, давление в процессе сжатия в двухфазной области не остается постоянным,
и для конденсации газа необходимо его повышать для полного превращения газовой фазы в жидкость. Поэтому давление точки парообразования (кипения) для двух- и многокомпонентной смеси выше давления точек начала конденсации. В соответствии с этим не одинаков и состав жидкой и газовой фаз в точках парообразования и конденсации. Вскоре после начала конденсации газа состав последнего еще близок к составу всей системы. Точно так же вблизи точки парообразования состав жидкой фазы близок к составу исходной смеси. В двухфазной области состав жидкой и газовой фаз отличен от состава исходной смеси и непрерывно изменяется в соответствии с давлением и объемом системы.
Бинарные и многокомпонентные системы имеют свои особенности и в области, лежащей вблизи критических давлений и температур. Критическая точка чистых веществ (или однокомпонентных систем) характеризуется самыми высокими давлением и температурой, выше которых невозможно одновременно существование двух фаз - жидкой и газообразной. В бинарных и многокомпонентных системах критическая точка характеризует одинаковые физические свойства паровой и жидкой фаз. При этом в зоне пересечения кривых точек конденсации и парообразования возникает область, в которой могут существовать две фазы даже при температурах и давлениях, превышающих критические значения.
С появлением в системе второго компонента изменяются также и диаграммы давление-температура. Кривые точек начала кипения и точек росы не совпадают и образуют фазовую диаграмму, на вид которой, кроме температуры и давления, влияет исходный состав смеси. Крайние левая и правая кривые на диаграмме (см. рис. 56, б) соответствуют давлениям насыщенного пара для чистых компонентов - этана и н-гептана с критическими точками С2 и С7. Между ними расположены фазовые диаграммы смесей этана с н-гептаном с содержанием этана 90,22; 50,25 и 9.8 мае.% с соответствующими критическими точками С', С" и С'". Пунктирная линия представляет собой огибающую критических точек системы этан-н-геп- тан. Линии Л]С', А2С" и А3С" - кривые точек начала кипения рассматриваемых смесей (выше и слева от них смесь находится в жидком состоянии), ВХС\ В2С” и В3С'" - линии точек росы соответствующих смесей. Ниже и справа от этих линий смесь находится в газообразном состоянии. Между кривыми точек начала кипения и точек росы расположена двухфазная область. Из рис. 56, б следует, что с увеличением содержания н-гептана в системе критическая точка, находящаяся вначале слева от максимальных значений давления и температуры, при которых две фазы могут существовать в равновесии, сдвигается вправо. Кривые точек росы и начала кипения при этом приближаются к кривой давления насыщенного пара преобладающего в смеси компонента - н-гептана. Аналогично изменяются также критические температуры и давления при изменении состава смеси.
Критическая температура различных смесей находится между критическими температурами их компонентов. По имеющимся экспериментальным данным, для ее вычисления можно использовать свойство аддитивности. При этом расчетные значения критических температур ближе к действительным при выражении состава в массовых процентах, чем в молярных.
Критическое давление смеси обычно выше, чем критическое давление чистых компонентов, кроме тех случаев, когда в смеси один из компонентов содержится в значительном количестве (т.е. правило аддитивности для вычисления /?кр смеси применять нельзя). Отклонение фактического значения ркр от вычисленного по правилу аддитивности возрастает с увеличением разницы между молекулярными массами чистых компонентов. Наибольшее критическое давление обычно наблюдается у смеси с близкими массовыми содержаниями обоих компонентов.
Как следует из рис. 56, б, размеры двухфазной области также зависят от состава
смеси - они возрастают по мере того, как в составе смеси распределение между компонентами становится более равномерным.
В связи со сложностью состава конденсатных систем и значительным преобладанием метана в смеси закономерности фазовых переходов для упрощения изучают обычно на бинарных смесях отдельных компонентов. При этом многокомпонентная смесь условно приводится к бинарной (или тройной) системе, основным компонентом которой является метан, а вторым и третьим - остальные компоненты. Полученные результаты считают действительными для многокомпонентных углеводородных смесей. Допустимость ^такого метода изучения фазовых переходов углеводородных смесей доказана специальными исследованиями.
Для иллюстрации влияния состава углеводородов на фазовое состояние бинарных смесей при различных значениях температуры рассмотрим схематическую фазовую диаграмму давление-состав для бинарной смеси (рис. 57). Составы сосуществующих газовой и жидкой фаз на этих кривых определяются в конечных точках отрезков постоянного давления. Бинарная система с молярной долей более летучего компонента л0 при изотермическом сжатии начинает конденсироваться в точке Д. При этом состав жидкой фазы будет характеризоваться молярной долей легкого компонента п^.
При давлении р{ содержание легкого компонента в газовой фазе будет nvb а в жидкой - лЖ1. В точке В, соответствующей концу процесса конденсации, в последних следах газовой фазы молярная доля легкого компонента составит nnv
Относительное количество углеводородов в газовой V и жидкой L фазах при давлении р, составит
L=z «г, "«о ^ОБ , nvi ~ ИЖ1 АБ nri~nxi АБ Диаграмма, приведенная на рис. 57, составлена для давления и температуры ниже критических для обоих компонентов. В других условиях диаграмма не может включать всего диапазона изменения концентрации. Если температура системы выше критической для легкого компонента и ниже, чем критическая температура второго компонента, в области п* = 1 кривые, ограничивающие двухфазную область, отсутствуют (рис. 58). Последняя возникает, когда концентрация более тяжелого компонента в системе превысит значение (1 - «3- При концентрациях более летучего компонента меньших, чем п’, смысл диаграммы, приведенной на рис. 58, аналогичен диаграмме на рис. 57.
Для иллюстрации влияния на фазовые состояния давления, температуры и состава конкретных углеводородов рассмотрим поведение их бинарных смесей с метаном. На рис. 59 изображены диаграммы равновесных составов газовой и жидкой фаз смесей метана с парафиновыми углеводородами нормального строения для температуры 80°С в координатах давление-состав системы. Смысл графиков, приведенных на рис. 59, такой же, как и на рис. 58. Здесь кривая точек начала кипения (левая ветвь) и кривая точек начала конденсации (правая ветвь) соединяются в критической точке. Между ними заключена область двухфазного состояния. Левее и выше кривой точек начала кипения расположена область жидкого состояния системы, а правее и ниже кривой точек росы - область парообразного состояния. Как было упомянуто, кривые представляют собой изотермы, и, следовательно, точки, лежащие на одной горизонтали и принадлежащие линиям начала кипения и конденсации, имеют одинаковые давления и температуру. Составы в этих точках аналогичны составам сосуществующих фаз (жидкой и газообразной). Например, для системы метан-С7
Рис. 57. Фазовая диаграмма зависимости давление-состав для бинарной системы при постоянной температуре (изотерма фазовых равновесий)1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; 4 - жидкость; 5 - газРис. 58. Фазовая диаграмма зависимости давление-концентрация для бинарной системы при температуре в интервале между критическими температурами компонентов1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; С - критическая точкаРис. 57. Фазовая диаграмма зависимости давление-состав для бинарной системы при постоянной температуре (изотерма фазовых равновесий)1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; 4 - жидкость; 5 - газРис. 58. Фазовая диаграмма зависимости давление-концентрация для бинарной системы при температуре в интервале между критическими температурами компонентов1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; С - критическая точкаМолярная доля металаМолярная доля металаРис. 59. Изотермы фазового равновесия метана с парафиновыми углеводородами нормального строения при t = 80°С (по А.С. Беликовскому и Я.Д. Саввиной)Рис. 59. Изотермы фазового равновесия метана с парафиновыми углеводородами нормального строения при t = 80°С (по А.С. Беликовскому и Я.Д. Саввиной)Молярная доля металаМолярная доля метала
Рис. 57. Фазовая диаграмма зависимости давление-состав для бинарной системы при постоянной температуре (изотерма фазовых равновесий)
1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; 4 - жидкость; 5 - газ
Рис. 58. Фазовая диаграмма зависимости давление-концентрация для бинарной системы при температуре в интервале между критическими температурами компонентов
1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; С - критическая точка
Рис. 57. Фазовая диаграмма зависимости давление-состав для бинарной системы при постоянной температуре (изотерма фазовых равновесий)
1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; 4 - жидкость; 5 - газ
Рис. 58. Фазовая диаграмма зависимости давление-концентрация для бинарной системы при температуре в интервале между критическими температурами компонентов
1,2- кривые точек конденсации и парообразования; 3 - двухфазная область; С - критическая точка
Молярная доля метала
Молярная доля метала
Рис. 59. Изотермы фазового равновесия метана с парафиновыми углеводородами нормального строения при t = 80°С (по А.С. Беликовскому и Я.Д. Саввиной)
Рис. 59. Изотермы фазового равновесия метана с парафиновыми углеводородами нормального строения при t = 80°С (по А.С. Беликовскому и Я.Д. Саввиной)
Молярная доля метала
Молярная доля метала
Рис. 60. Изотермы фазового равновесия метана с углеводородами различных групп (углеводороды с одинаковым числом атомов в молекуле) (по А.С. Беликовскому и Я.Д. Саввиной)
/ - метан-н-гексан: 2 - метан-циклогексан; 3 - метан-бензол
128
имеем: при давлении 20 МПа и t = 80°С в составе жидкой фазы будет 0,63 мол. дол. метана и 0,37 мол. дол. С7, в сосуществующем с этой жидкой фазой газе будет содержаться 0,93 мол. дол. метана и 0,07 мол. дол. С7.
Из рис. 59 следует, что с увеличением молекулярной массы углеводорода (т.е. чем выше температура кипения) требуется большее давление для перевода его в газообразное состояние в смеси с метаном. Например, при давлении 19,5 МПа и t = 80°С в газообразное состояние в смеси с метаном переходит 22% гексана (Q) или 2% декана (С10). С понижением температуры задерживается переход углеводородов в газовое состояние в смеси с метаном. По данным Я.Д. Саввиной и А.С. Беликовского, при давлении 19,5 МПа и температуре 40°С в газовое состояние в смеси с метаном может перейти лишь 8% гексана либо 0,4% декана. Кроме того, критическое давление смеси повышается с увеличением ее молекулярной массы (или с увеличением температуры кипения второго компонента системы).
При одинаковой молекулярной массе температуры кипения изомерных парафиновых углеводородов более низкие, чем нормальных, и поэтому изомеры растворяются в метане в больших количествах, чем нормальные. Это относится также и к процессам обратного испарения - при одинаковых условиях изомерные углеводороды должны переходить в газовое состояние в большем количестве, чем нормальные углеводороды с той же молекулярной массой.
На рис. 60 приведены изотермы бинарных смесей метана с н-гексаном, циклогексаном и бензолом. Все эти углеводороды имеют одинаковое число атомов углерода в молекуле, и во всех этих системах менее летучий компонент имеет одинаковую температуру кипения. Однако критическое давление бензола значительно отличается от критического давления других тяжелых компонентов.
Из рис. 60 следует, что в системах с нафтеновым углеводородом изотермы с одинаковой температурой находятся в области более высоких давлений, чем в системе с парафиновым углеводородом. Изотерма системы с ароматическим углеводородом лежит в области еще более высоких давлений. Следовательно, при одинаковых давлениях и температурах парафиновые углеводороды растворяются в метане лучше нафтеновых и ароматических той же температуры кипения. Для перевода ароматических углеводородов в однофазное газовое состояние требуется значительно большее давление, чем для нафтеновых, и еще более значительное, чем для парафиновых углеводородов.
В смесях метана с более тяжелыми углеводородами, имеющими критические давления, близкие к критическому давлению смеси метан-бензол, растворимость бензола в метане брльше растворимости парафиновых углеводородов. Это же можно сказать о смесях толуола с метаном и парафиновыми углеводородами, т.е. при одинаковых критических давлениях ароматический углеводород растворяется в метане лучше, чем парафиновый.
Приведенные выше изотермы позволяют судить также и о растворимости метана в различных углеводородах.
Как было упомянуто, растворимость метана характеризуется расположением левой ветви изотерм, начинающейся на диаграмме давление-состав от точки, соответствующей упругости пара чистого менее летучего компонента (нулевое содержание метана), и продолжающейся до критической точки.
Из рис. 59, 60 следует, что с уменьшением молекулярной массы углеводородов нормального строения растворимость метана в них при одинаковых условиях повышается (за исключением области давлений, близких к упругости паров индивидуальных компонентов). С приближением к критической области для всех углеводородов характерно более резкое повышение растворимости метана.
Изомерные парафиновые углеводороды растворяют метан хуже, чем углеводороды нормального строения. Это объясняется тем, что нормальные углеводороды по строению молекул отличаются от метана меньше, чем 5 О.М. Ермилов и др. ] 29
изомерные (на растворимость метана в парафиновых углеводородах влияет сходство в строении).
Растворимость метана в парафиновых углеводородах выше, чем в ароматических.
Приведенные изотермы бинарных систем позволяют также установить влияние давления и температуры на растворимость в метане углеводородов, образующих конденсат.
Как уже упоминалось, каждой углеводородной бинарной смеси свойственно увеличение растворимости жидких углеводородов в газе с повышением давления и температуры. При этом с ростом давления увеличивается переход в газовую фазу все более тяжелых углеводородов (см. рис. 59). Более слабо на переход углеводородов в газовое состояние в присутствии метана влияет повышение температуры (если давление значительно отличается от критического). Рост температуры при постоянном давлении приближает систему к критической области, где растворимость углеводородов в метане значительно увеличивается. При контакте метана с тяжелыми углеводородами (нефтью) с увеличением давления в системе заметно утяжеляется состав углеводородов, растворяющихся в метане. Повышение температуры слабо влияет на этот процесс. Общее количество жидких углеводородов, перешедших из нефти в газовое состояние, растет с повышением как давления, так и температуры.
Поведение бинарных и многокомпонентных системв критической области
Схематические изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области показаны на рис. 61. Как уже упоминалось, основной признак критической точки - одинаково интенсивные свойства газовой и жидкой фаз, т.е. она находится на соединении кривых начала конденсации и парообразования (точка С). В критической точке давление и температура не обязательно наибольшие, при которых еще возможно одновременное существование обеих фаз. Действительно, если давление несколько меньше р\ но больше, чем критическое рс, в системе появляется газовая фаза, находящаяся в равновесии с жидкой. Это относится ко всей области ADCA. Точно так же в области CNBC существуют одновременно две фазы, несмотря на то что при этом температура в системе выше критической Тс. Наибольшее давление (р' на рис. 61), при котором жидкость и пар могут существовать в равновесии, принято называть криконденбар. Наивысшая температура (Г' на рис. 61), при которой жидкость и пар существуют в равновесии, называется криконденте р м.
В области выше критической с изменением температуры и давления в многокомпонентной системе происходят необычные фазовые превращения. Чтобы убедиться в этом, рассмотрим изобарическое расширение насыщенной газом жидкости по линии ЕЕ (см. рис. 61) вследствие повышения температуры от Т\ до Т3. В точке Е с увеличением температуры жидкость закипает. По мере увеличения температуры вначале объем газовой фазы увеличивается. Однако с дальнейшим повышением температуры объем газовой фазы, достигнув максимума, очевидно, вновь начинает уменьшаться, так как в точке F, так же как и в точке Е, лежащей на кривой начала парообразования, содержание паровой фазы в системе равно нулю.
Необычные процессы испарения и конденсации возможны также и при температурах выше критических - в области CNBC. Например, при изотермическом расширении от точки Н до точки М, расположенных на линии точек начала конденсации, система проходит двухфазную область, причем количество конденсата в ней вначале увеличивается. После достижения максимума жидкая фаза далее в точке М исчезает. Аналогичные явления в области выше критических рс и Тс наблюдаются не только при изотермическом или изобарическом расширении и сжатии смеси, но и при осуществлении процесса по другой кривой.
Рис. 61. Схематические изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области1,2 - кривые точек парообразования и конденсации соответственноРис. 61. Схематические изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области1,2 - кривые точек парообразования и конденсации соответственноРис. 62. Схема фазовой диаграммы с дополнительными кривыми, характеризующими распределение углеводородов между жидкой и газовой фазами при различных риТРис. 62. Схема фазовой диаграммы с дополнительными кривыми, характеризующими распределение углеводородов между жидкой и газовой фазами при различных риТ
Рис. 61. Схематические изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области
1,2 - кривые точек парообразования и конденсации соответственно
Рис. 61. Схематические изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области
1,2 - кривые точек парообразования и конденсации соответственно
Рис. 62. Схема фазовой диаграммы с дополнительными кривыми, характеризующими распределение углеводородов между жидкой и газовой фазами при различных риТ
Рис. 62. Схема фазовой диаграммы с дополнительными кривыми, характеризующими распределение углеводородов между жидкой и газовой фазами при различных риТ
Рассмотренные необычные процессы фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного, или ретроградного, испарения и конденсации. Они сопровождаются непрерывным изменением состава и объемного соотношения жидкой и паровой фаз. На рис. 62 нанесены дополнительные кривые, характеризующие количество (в %) углеводородов в системе, находящихся в жидком состоянии при различных давлениях и температурах. По изотерме (допустим, АН) от давления начала конденсации до области более высоких давлений можно проследить за характером ретроградного процесса. При давлении, соответствующем точке О, образуется жидкая фаза, состоящая в основном из тяжелых углеводородов. Этот процесс будет происходить до давления рм. При этом давлении выделяется максимальное количество жидкой фазы, и оно называется давлением максимальной конденсации. С дальнейшим повышением давления притяжение между легкими молекулами, оставшимися в газе, до этого слабое, станет более эффективным из-за большей близости молекул. С этого момента молекулы сконденсировавшихся углеводородов начинают вновь втягиваться в паровую фазу. С увеличением давления выше ри взаимодействие молекул в жидкости также несколько уменьшается вследствие растворения в ней легких углеводородов. Относительная плотность газовой фазы увеличивается, и компоненты жидкой фазы начинают все более и более растворяться в плотной газовой фазе до тех пор, пока не закончится процесс ретроградного испарения. Из сказанного следует, что ретроградное испарение можно упрощенно рассматривать как растворение тяжелых компонентов в плотной паровой фазе подобно тому, как тяжелые фракции нефти растворяются в легком бензине.
Описанные явления обратной конденсации часто встречаются в природных условиях. Залежи, которым свойственны ретроградные явления, называются газоконденсатными.
КРИТИЧЕСКАЯ ТЕМПЕРАТУРА И КРИТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕМНОГОКОМПОНЕНТНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ
Эти параметры многокомпонентных углеводородных смесей относятся к числу основных, характеризующих их объемное и фазовое поведение. По значению критических давления и температуры углеводородной смеси можно судить о ее фазовом состоянии при различных put. Критические параметры широко используются при расчетах сжижения и компрессии углеводородных смесей, а также при выборе их для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи.
В предыдущем разделе отмечалось, что критические параметры даже простейших бинарных смесей метана с более тяжелыми углеводородами в широком диапазоне изменяются в зависимости от состава. При изменении количественного соотношения компонентов (см. рис. 56, б) критические точки различных смесей С'. С", С'” и т.д. образуют кривую, которую принято называть огибающей критических точек системы (или критической кривой). Имеется достаточно экспериментальных данных о критических параметрах лишь простых компонентов, по которым можно построить огибающие критических точек этих простых систем. Для сложных многокомпонентных смесей построение таких огибающих сильно осложняется из-за недостатка данных о значениях критических параметров чрезвычайно широкого многообразия смесей, которые встречаются на практике. Поэтому критические параметры сложных смесей обычно определяют расчетным способом.
Г.С. Степановой, например, предложен следующий способ оценки параметров в критической точке многокомпонентных систем. Сложная углеводородная смесь условно приводится к бинарной системе, одним из компонентов которой является метан, а вторым - все остальные компоненты (С2+). Далее для определения критических параметров этой условной бинарной системы используются известные свойства истинных бинарных смесей метана с индивидуальными парафиновыми углеводородами. На рис. 63 и 64 приведены критические1 кривые (геометрическое место или траектории критических точек) бинарных смесей метана с парафиновыми и другими углеводородами и азотом, а также бинарной смеси азот-этан.
Как следует из рис. 63, характер траектории критических параметров смесей метана в зависимости от содержания тяжелого компонента для различных углеводородов одинаковый. Левая точка СН4 соответствует критическим параметрам чистого метана. Каждая кривая справа оканчивается точкой, соответствующей критическим параметрам второго, более тяжелого углеводорода. Между ними находятся критические точки смесей с различным содержанием метана и второго компонента. Во всех случаях критическое давление в системе вначале по мере увеличения в смеси количества более тяжелого углеводорода возрастает, а достигнув максимума, уменьшается. При этом с увеличением молекулярной массы тяжелого компонента критическое давление при одной и той же температуре также возрастает, и, по существу, характер кривой (или, точнее, ее расположение) определяется критическими параметрами второго компонента (несколько иной характер имеют критические кривые ароматических углеводородов (см. рис. 64) - они пересекаются с другими кривыми). Это означает, что по молекулярной массе второй тяжелой части системы можно определить кривую критических точек, соответствующую данной смеси. Но следует учитывать, что изопарафиновые и нафтеновые углеводороды при одинаковой молекулярной массе с их нормальными аналогами имеют критические параметры, отличные от критических давления и температуры нормальных парафиновых углеводородов. Поэтому критические кривые изопарафинов приходится рассматривать как принадлежащие углеводородам нормального строения, но с другой фиктивной (или эквивалентной) молекулярной массой. Например, из рис. 64 следует, что кривая смеси метана с изобутаном (молекулярная масса 58,12)
Гемпе/>атуда, °C
Рис. 63. Критические кривые бинарных смесей метана с парафиновыми углеводородами и азотом 0,1-0,9 - критическая кривая смеси азот-этан; 0,2-0,8- критическая кривая смеси азот-метан
Рис. 64. Критические кривые бинарных систем
/ - метан-этилен; 2 - метан-этан; 3 - метан-пропан; 4 - метан-изобутан; 5 - метан-н-бутан; 6 - метан- циклопентан; 7 - метан-пентан; 8 - метан-гексан; 9 - метан-циклопентан; 10 - метан-изогептан; / / - метан-циклогексан; 12 - метан-бензол; 13 - метан-нонан; 14 - метан-толуол; 15 - метан-декан; 16 - метан-легкая нефть
расположена на месте огибающей критических точек смеси метана с фиктивным парафиновым углеводородом, молекулярная масса которого должна быть приблизительно 48. Эта величина и принимается за эквивалентную молекулярную массу изобутана. Г.С. Степановой построены диаграммы, позволяющие быстро установить фиктивные молекулярные массы наиболее часто встречающихся в составах конденсатов изопарафиновых, парафиновых и ароматических углеводородов. Очевидно, что эквивалентная масса парафиновых углеводородов равна их действительной молекулярной массе.
Если смесь многокрмпонентная, то сначала определяется средняя эквивалентная молекулярная масса сложного компонента С2+, которую можно найти по формуле
мзта-^яМ.таЬ(IV. I)
где gj - массовые концентрации углеводородов, входящих в состав второго компонента; Мэкв} - их эквивалентные молекулярные массы.
По значениям эквивалентной молекулярной массы Мэкв на рис. 63 наносится критическая кривая исследуемой смеси (ее положение определяется простой интерполяцией). На этой кривой и будет лежать критическая точка углеводородной смеси. Конкретное ее положение зависит от критической температуры Ткр смеси
Ткр = Тпк + АГ,(IV.2)
где Гпк - псевдокритическая температура
Гпк = ЩТкР/;(IV.3)
АТ - поправка на разность между истинной критической и псевдокритической температурами, устанавливаемая по экспериментальным данным; Nj - молярные концентрации входящих в смесь компонентов; Ткр, - критические температуры компонентов.
Необходимость учета поправки АТ возникает в связи с отклонением псевдокритической температуры углеводородов от истинной критической температуры. С увеличением молекулярной массы углеводорода, составляющего смесь с метаном, отклонение истинной критической температуры от псевдокритической возрастает. На рис. 65 приведена зависимость разности между критической и псевдокритической температурами от молярного содержания метана в различных смесях. При определении критической температуры в качестве характеристики состава второго сложного компонента следует пользоваться средней (кажущейся) молекулярной массой М , которая рассчитывается по известной молярной концентрации входящих в смесь компонентов:
М = NXMX + N2M2+...+NnMn = £ NjM.,(TV A)
где М, - относительные молекулярные массы соответствующих компонентов.
В итоге критическая температура многокомпонентных углеводородных смесей по методу Г.С. Степановой определяется в следующей последовательности:
вычисляют псевдокритическую температуру смеси по формуле (IV.3);
разделив смесь условно на два компонента (метан и С2+), рассчитывают молекулярную массу сложного компонента по формуле (IV.4), при этом азот относят к первому компоненту системы;
используя графики на рис. 65, определяют отклонение истинной критической температуры от псевдокритической АГ (по молярному содержанию в смеси второго сложного компонента С2+ и его молекулярной массе М); при несовпадении значений вычисленной молекулярной массы М с указанными на графиках рис. 65 значения АТ определяют простой интерполяцией по молекулярной массе второго сложного компонента при данном его молярном содержании в смеси.
134
Рис. 65. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от молярного содержания метана в его бинарных смесях с парафиновыми углеводородамиРис. 65. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от молярного содержания метана в его бинарных смесях с парафиновыми углеводородами
Рис. 65. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от молярного содержания метана в его бинарных смесях с парафиновыми углеводородами
Рис. 65. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от молярного содержания метана в его бинарных смесях с парафиновыми углеводородами
В пластовых газах часто содержится азот, и поэтому на рис. 63 приведены также кривые азот-метан и азот-этан. С их помощью можно построить критическую кривую для углеводородных смесей, содержащих азот. Цифры на критической кривой азот-метан соответствуют молярному содержанию азота в смеси с метаном. Как уже упоминалось, при разделении углеводородов на условную бинарную смесь азот относят к первому компоненту. Левая начальная точка такой бинарной смеси начинается на кривой азот-метан, и ее положение определяется молярным содержанием азота в первом компоненте. Далее из этой точки проводят две кривые эквидистантно двум критическим кривым бинарных смесей метана с углеводородами, молекулярные массы которых наиболее близки к средней эквивалентной молекулярной массе компонента С2+. И далее интерполяцией между построенными кривыми при данной критической температуре определяют ркр смеси по значению Мэкв компонента С2+.
Сравнение расчетных и экспериментальных данных показало, что критические параметры по методу Г.С. Степановой определяются с удовлетворительной точностью для систем с малым содержанием тяжелых компонентов (конденсата).
По экспериментальным данным Н.А. Тривус и И.И. Чернецкого, при массовой доле в системе газа gr ^ 0,89 расхождения расчетных и экспериментальных величин
рКр и Ткр достигают значительных пределоврКр и Ткр достигают значительных пределов(8г =(8г =ерi+epерi+epгде Q - газовый фактор; р -где Q - газовый фактор; р -плотность газа).плотность газа).
рКр и Ткр достигают значительных пределов
рКр и Ткр достигают значительных пределов
(8г =
(8г =
ерi+ep
ерi+ep
где Q - газовый фактор; р -
где Q - газовый фактор; р -
плотность газа).
плотность газа).
ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ. ВЛИЯНИЕ ВОДЫНА ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содержат то или иное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.
Как и в случае углеводородных компонентов, при определенных давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом насыщен водяными парами. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании недонасыщен парами воды.
Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному их количеству при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.
Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа, называют абсолютной влажностью. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или в г/кг.
На рис. 66 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, при повышении температуры влагосодержание газа возрастает, а при повышении давления - снижается.
Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе, и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.
С увеличением молекулярной массы газа (с 16 до 30) влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике, незначительно (на 3-5%).
Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плотностей газа проводится по корректировочным графикам.
Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. В качестве примера можно привести данные А.И. Гриценко, исследовавшего влияние воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей Челбасского и Майкопского месторождений. В пластовых условиях в газоконденсатной смеси Челбасского месторождения (рпл = 22,8 МПа, гпл = = 96,1 °C) растворяется от 5,38 до 5,43 см3/м3 воды, а в газоконденсатной смеси Майкопского месторождения (рпл = 30,3 МПа и гпл = 128°С) - 10,5 см3/м3 . В процессе исследования А.И. Гриценко наблюдал, что при изотермическом (при пластовой температуре) снижении давления в газоконденсатной системе, содержащей водяные пары, одновременно выделяются конденсат и вода (двойная обратная конденсация). Было установлено, что давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается и равно для Челбасского месторождения 21,37 МПа (без воды - 20,7 МПа), а для Майкопского месторождения 29,1 МПа (без воды - 27,8 МПа). Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений. Давление начала конденсации углеводородов следует определять по пробам, содержание паров воды в которых приближается к пластовым значениям. Если используется только углеводородная часть системы газоконденсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.
Явления двойной обратной конденсации - выделение конденсата и воды из углеводородных систем, содержащих водяные пары, в условиях изотермического снижения давления наблюдал впервые Ван-дер-Ваальс. Это явление часто встречается в системах, в которых один из компонентов полярный.
Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии паров воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений.
Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводород) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода) - тяжелый компонент с меньшей летучестью. Как было установлено
Гемлярятрдя• ° СГемлярятрдя• ° С[ Х InoCLI 0 InbOHI + 1мдС1>гI е коСЦЕ1]маНС03[ Х InoCLI 0 InbOHI + 1мдС1>гI е коСЦЕ1]маНС03Рис. 66. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурахРис. 66. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах
Гемлярятрдя• ° С
Гемлярятрдя• ° С
[ Х InoCL
I 0 InbOH
I + 1мдС1>г
I е коСЦ
Е1]маНС03
[ Х InoCL
I 0 InbOH
I + 1мдС1>г
I е коСЦ
Е1]маНС03
Рис. 66. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах
Рис. 66. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах
(см. рис. 56, б), с повышением концентрации тяжелого компонента критическое давление системы всегда становится больше, чем критическое давление любого компонента, находящегося в смеси (кроме случая, когда один из компонентов преобладает настолько, что критические свойства смеси становятся близкими к свойствам индивидуального компонента). Рост критических давления и температуры сопровождается повышением давления начала конденсации в критической области.
ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ НЕФТЬ-ГАЗ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ И ТЕМПЕРАТУРАХ
Нефть большей части нефтяных месторождений существенно отличается от состава конденсатов газоконденсатных месторождений содержанием высокомолекулярных соединений, парафина, смол, асфальтенов и других тяжелых компонентов. Последние оказывают существенное влияние на процессы фазовых превращений нефтегазовых систем.
Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть- газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 150°С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастают, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100°С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния - в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы (при t = 100°С и р = 70 МПа в опытах с образцами конденсатного газа и нефти Карадага содержание конденсата в газе достигает 647 г/м3 газа в нормальных условиях).
С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций или в нем содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и нефти, содержащие ароматические углеводороды.
С ростом температуры до 150°С и давления до 70 МПа фракционный состав конденсата приближается к составу нефти (в газовую фазу переходит мало смол, и в газовом конденсате почти не содержатся асфальтены).
Исследования также показывают, что различные газы обладают неодинаковыми свойствами как растворители нефти. Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Характеристика использованных нефтей приведена в табл. 19.
Исследования проводилисть в интервале давлений 10-80 МПа при температурах, превышающих критические температуры газов. Результаты опытов приведены на рис. 67. Отношение объемов газа и нефти в различных опытах было неодинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти и газа возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объемов газа и нефти Vr/VH.
Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности метан-этан-этилен-пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность. Во всех опытах с увеличением отношения объемов газа и нефти содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением Vr/VH конденсат обогащается легкими фракциями и понижается его молекулярная масса.
Исследования показывают, что критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критические давление и температура для рассмотренных ранее газоконденсатных систем.
На рис. 68 приведены кривые критических температур (а) и критических давлений (б) системы нефть-конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторождение). Наибольшее значение критического давления наблюдается (как и в случае простых бинарных смесей) при близкой массовой концентрации обоих компонентов в системе и достигает для нефтей Степновского месторождения 100 МПа при t = 200°С. Однако при добавлении в метан его ближайших гомологов - этана, пропана и бутана критические давления в системе нефть-газ удавалось 138
Таблица 19
Характеристика нефтей
Месторождение
Плотность р, г/см3
Температура начала кипения, °C
Фракционный состав, % отгона при температуре, °C
Конечная температура, °C
Отгон и остаток,%
200
300
350
400
450
500
550
Хадыженское
0,854
-
25,6
47,5
53,7
60,7
67,9
75,7
500
75,7/19,5
Доссорское
0,871
153
6,9
50,6
59,3
75,5
84,9
-
9,18
550
91,8/8,2
снижать до 15 МПа. Исследования показали также, что на критическое давление влияет порода пласта. Некоторое снижение этого параметра под влиянием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности твердых частиц. Таким образом, порода способствует изменению состава жидкой фазы, как бы обогащая ее легкими фракциями, которые могут переходить в паровую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода, по-видимому, способствует увеличению критического давления на 10-15%.
Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (например, путем нагнетания в пласт газов высокого давления, газов, обогащенных тяжелыми компонентами, и др.).
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Исследованиями отечественных ученых доказано, что в определенных термодинамических условиях природный газ в земной коре вступает в соединение с пластовой поровой водой, образуя твердые соединения - гидраты газов, крупные скопления которых образуют газогидратные залежи.
Природный газ в связанном гидратном состоянии характеризуется иными свойствами, чем в свободном состоянии. Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении ажурных полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными в эти полости, - удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см3/г (удельный объем воды в состоянии льда составляет 1,09 см3/г).
В настоящее время изучены равновесные параметры гидратообразования практически всех известных природных и синтетических газов. Исключение составляют водород, гелий и неон.
Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного количества молекул воды и газа. Молярное соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа- гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа. Для газов, размер молекул которых не превышает 0,59 нм, образуется гидрат так называемой первой структуры, в котором на 8 молекул газа приходится46 молекул воды. Элементарная ячейка гидрата первой структуры содержит 2 малые полости (диаметр 0,52 нм) и б больших (диаметр 0,59 нм). Более крупные молекулы газов (не более 0,69 нм)
Да8лемие, МПа
Рис. 67. Растворимость нефтей в сжатых газах
1-3,5 - хадыженская нефть: 1 - смесь газов СНд^Нд^Н^Сз^ Vr 1 VH = 1415), 2 -CO2(Vr / VH = = 1980),3,5-метан (yr/VH =1320 и 3580соответственно); 4-доссорская нефть-метан(Vr / VH = 1785)
системе еефтй-газ, масД,
Задержание нефти 8 системе нефтб-газ, мае.%
Рис. 68. Кривые зависимости критических температур (а) и давлений (6) системы нефть-конденсатный газ от ее состава (Степновское месторождение)
образуют гидрат второй структуры, элементарная ячейка которого состоит из 16 малых (0,48 нм) и 8 больших (0,69 нм) полостей, образуемых 136 молекулами воды.
Процесс образования гидрата определяется составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой. Условия образования гидратов выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р-Т. На рис. 69 приведены равновесные кривые образования гидратов отдельных компонентов и природных газовых смесей относительной плотностью 0,6 и 0,8 по воздуху.
Для заданной температуры повышение давления выше равновесного сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием твердого соединения - гидрата. Снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду. Плотность гидратов отдельных газов изменяется в довольно широких пределах - от 0,8 до 1,8 г/см3. Для природных газов плотность гидрата находится в пределах 0,9-1,1 г/см3.
Гидраты газов характеризуются низкой упругостью газа-гидратообразователя. Например, в области отрицательных температур упругость газа-гидратообразователя над гидратом на 1-2 порядка ниже упругости пара чистого гидратообразователя. Это свойство гидратов сыграло большую роль в сохранении и накоплении газов и воды в начальный период формирования Земли, ее атмосферы и гидросферы.
Образование гидратов происходит с выделением тепла от 14 до 134 кДж/моль (или около 418 кДж/кг) при t > 0°С. При t < 0°С теплота гидратообразования составляет 16-30 кДж/моль.
Кристаллогидраты газов характеризуются высокими механической прочностью, 140
Рис. 69. Равновесные кривые гидратообразования газов
упругостью и низкой проницаемостью. Скорость прохождения сейсмических волн через пористую среду, насыщенную гидратом, на 60-100% выше, чем через аналогичную среду, не насыщенную гидратом. Проницаемость гидрата близка проницаемости водонасыщенных глин.
Гидраты газов, полученные из пресной воды, обладают в 10—15 раз более высокой электропроводностью, чем у льда (ИН Ом/см). Гидраты, полученные из растворов солей с минерализацией 10 г/л, имеют электропроводность в 3-4 раза ниже электропроводности исходного раствора. Для раствора минерализации 50 г/л это отличие составляет всего 40-70%.
Газогидратные залежи (ГГЗ) характеризуются рядом особенностей, основные из которых следующие: объем газа, содержащегося в единице объема гидрата, практически не зависит от состава газа; гидратонасыщенность порового прост
ранства определяется давлением, темпе
ратурой, составом поровой воды и газа-гидратообразователя; формирование ГГЗ может происходить из недонасыщенных газом пластовых вод; для формирования и сохранения ГГЗ не нужны литологические покрышки; ГГЗ являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи свободного газа и нефти.
Открытие отечественными учеными свойства природных газов образовывать в земной коре газогидратные залежи позволило пересмотреть вопросы формирования залежей углеводородов и значительно прирастить прогнозные запасы газа.
Газогидратные залежи - это залежи, содержащие в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования газ частично или полностью в гидратном состоянии. Газогидратная залежь снизу может контактировать с пластовой, подошвенной или крыльевой водой, со свободной газовой, газоконденсатной или нефтяной залежью; сверху - со свободной газовой залежью или газонепроницаемыми пластами. ГГЗ приурочены к низкотемпературным разрезам осадочного чехла земной коры на материках и в акватории Мирового океана.
Как правило, в пределах материков ГГЗ приурочены к районам распространения многолетнемерзлых пород. Глубина залегания этих залежей достигает 700- 1500 м.
Как известно, большая часть дна Мирового океана сложена осадочными породами мощностью от десятков до 1000 м. Современный термодинамический режим придонной части океана, начиная с глубин 150-500 м, соответствует условиям существования гидратов газов.
Полярные моря характеризуются незначительными колебаниями температуры воды по глубине, значение которой близко к 0°С. Температура воды на глубине около 1 км даже на экваторе не превышает 5°С, а на глубине свыше 2000 м она остается постоянной в пределах 1-3°С.
Физические методы обнаружения газогидратных залежей могут быть разработаны на основе использования различных свойств гидратов, в частности таких, как низкие электропроводность и проницаемость, повышенная скорость прохождения акустических волн через толщу осадочных пород, насыщенных гидратами газов, аномальные значения теплового потока над газогидратными залежами, аномальные значения диффузионных газовых потоков над газогидратными залежами и др.
Региональные поиски и обнаружение ГГЗ как на суше, так и в акваториях могут осуществляться путем сейсмоакустического зондирования при частотах 0,1-10 кГц в комплексе с региональной газо- и термометрией. Эти способы позволяют установить площадь, мощность, глубину залегания кровли и подошвы ГГЗ, определить гидрато- и газонасыщенность продуктивных пластов.
Уточнение параметров ГГЗ необходимо проводить путем использования комплекса геофизических методов в интервале ГГЗ, а также исследования кернов, отобранных из интервала ГГЗ.
В настоящее время для поисков и разведки ГГЗ используется метод сейсмоакустического зондирования разреза осадочных пород, в основе которого лежит экспериментально установленный факт увеличения скорости прохождения сейсмических волн на 60-100% через пласты, насыщенные гидратами газов, в сравнении с их прохождением через пласты, насыщенные свободным газом или жидкостью.
При наличии скважин, вскрывших толщу осадочных пород, присутствие гидратов можно обнаружить стандартными методами каротажа.
Для обнаружения и выделения ГГЗ во время бурения и при эксплуатации скважин в охлажденных разрезах могут быть использованы газовый каротаж, термометрия продуктивного разреза, поинтервальная дебитометрия, контроль утяжеления состава добываемого газа, опреснение поступающих в скважину пластовых вод и др. Разработка ГГЗ принципиально возможна. Пути решения этой проблемы известны.
При вскрытии и разработке ГГЗ необходимо учитывать специфические свойства гидратов, такие, как резкое увеличение объема газа при его переходе из гидратного в свободное состояние, резкое возрастание давления газа при термическом разложении гидрата, постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки ГГЗ, высвобождение больших объемов свободной воды при разложении гидрата и др.
В основе разработки материковых ГГЗ лежит один общий принцип: необходимо газ из гидратного состояния в залежи перевести в свободное состояние и отбирать традиционными методами с помощью обычных скважин. Перевод из гидратного в свободное состояние может быть осуществлен путем закачки в пласт катализаторов разложения гидрата; повышением температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижением давления ниже давления разложения гидрата в пласте; термохимического, электроакустического и других воздействий на ГГЗ.
Глава V
ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ
И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты.
Подошвенными, или краевыми, принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтеносном пласте.
Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.
В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной.
Водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике.
СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫ
В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и др.
Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль (например, при изучении нефтеотдачи пласта).
Распределение остаточной воды в поровом пространстве существенно влияет на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характе-
ристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и др. также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.
По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.
По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходят к заключению о существовании:
капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);
пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;
свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода-нефть, вода-газ).
При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам.
Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М.М. Кусакова и Л.И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т.е. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки на поверхности твердого тела возникают только при очень низком поверхностном натяжении между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильнощелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.
Опытами М.М. Кусакова также доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм.
Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис. 70 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов.
Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и другим содержанием глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных кривых. Однако ха-
Рис. 70. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных песчано-алевритовых пород (по А.А. Ханину)
/, 5 - глинистые алевролиты: 1 - абазинская свита, Ахтырско-Бугундырское нефтяное месторождение, 5 - картамышская свита, Шебелинское газовое месторождение; 2 - алевриты, хадумский горизонт, Северо-Ставропольское газовое месторождение; 3, 6-9 - мелкозернистые песчаники: 3 - угерская свита, газовые месторождения Угерско и Бильче-Волица, 6 - меловые отложения, Газлинс- кое газовое месторождение (среднее для горизонтов), 7 - газоконденсатное месторождение Русский Хутор, 8 - Усть-Балыкское и Мегионское нефтяные месторождения, 9 - мотская свита, Марковское газоконденсатное месторождение; 4 - модели, составленные из песчано-алевритового материала кварцевого состава; 10 - средне-, мелкозернистые песчаники, газовые месторождения Байрам-Али и Майское; 11 - рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья
рактер зависимости в большинстве случаев тот же - с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.
Приближенно остаточную водонасыщенность песков Sn, песчаников 5ПС и известняков 5И в зависимости от их абсолютной проницаемости ^о и открытой пористости т0 можно оценить по формулам А.И. Ширковского (в дол.ед.):
=0,437-0,1551g—, Snc=0,283-0,llg-K 5И =0,183-0,llg-^-.
m0m0т0
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯКОЛИЧЕСТВА ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫВ ПЛАСТАХ
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки в лабораторию существенных изменений количества остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборах Дина и Старка или Закса (ЛП-4).
Взвешенный образец породы помещают в колбу прибора Дина и Старка (рис. 71) или в воронку Шотта прибора Закса (рис. 72). При кипении растворителя вода
Рис. 71. Прибор Дина и Старка для определения содержания воды
1 - холодильник; 2 - калиброванная ловушка; 3 - колба
Рис. 72. Прибор ЛП-4 (Закса) для определения нефте-, водо- и газонасыщенности пород 1 - холодильник; 2 - ловушка; 3 - воронка Шотта; 4 - колба с растворителем
испаряется из образца, вместе с растворителем охлаждается в холодильнике и стекает в ловушку. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она накапливается в нижней части ловушки, а избыток растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе Закса чистый растворитель вначале попадает в цилиндр с керном, раст-
воряет нефть и стекает через пористую перегородку в колбу. В качестве растворителя обычно используют толуол, закипающий выше точки кипения воды (110 °C). Водо-, нефте- и газонасыщенность породы определяют по массе образца до и после экстрагирования и по объему воды, выделившейся из керна.
Так как в большинстве случаев пласт вскрывается обычными водными глинистыми растворами, предложены косвенные методы оценки количества остаточной воды. Один из них -хлоридный метод, основанный на предполагаемом относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллектора, которая обусловлена главным образом содержанием хлоридов. Во время анализа образцы керна измельчают и обрабатывают при температуре кипения дистиллированной водой. Содержание связанной воды в навеске керна находят по количеству ионов хлора, содержащихся в фильтрате. Для этого последний титруют азотнокислым серебром в присутствии индикаторов. Если известна соленость остаточной воды, по содержанию ионов хлора в образце удается приблизительно определить количество остаточной воды.
Поскольку хлоридным методом можно определить содержание лишь иона одного элемента, то содержание других ионов устанавливается методом электропроводности -посолености воды, полученной после экстрагирования измельченного керна, путем измерения ее электропроводности. Но при этом не устраняются причины, уменьшающие точность определений количества остаточной воды хлоридным методом (например, загрязнение керна фильтратом разбавленного бурового раствора, который частично может вытеснять остаточную воду из образца). Для определения количества фильтрата бурового раствора, проникающего в керн, в глинистый раствор добавляют различные индикаторы: ацетон, мышьяк, пропанол, декстрозу и др. Однако с помощью индикаторов можно определить степень загрязнения керна, но нельзя оценить количество остаточной воды, вымываемой фильтратом бурового раствора.
Для приближенной оценки объема остаточной воды широко применяется метод полупроницаемых мембран (перегородок). Для этого используется прибор, схема которого приведена на рис. 9. Методика проведения опыта аналогична методике работы при построении порометрической кривой по данным, полученным в процессе вытеснения воды из керна воздухом через полупроницаемую перегородку. При этом также строится кривая зависимости капиллярное давление-водонасыщен- ность. Средние части таких кривых (рис. 73) характеризуют степень однородности пор: чем положе этот участок кривой, тем более однороден керн по составу пор. Верхние отрезки кривых представляют собой вертикальные или почти вертикальные линии, так как оставшаяся вода прочно удерживается молекулярными и капиллярными силами и не вытесняется из керна с увеличением давления. Расстояние их от оси ординат (в единицах водонасыщенности) и принимается за содержание остаточной воды в породе. При этом предполагают, что в процессе формирования залежи из породы нефтью и газом вытесняется только та вода, которую удалось извлечь из керна в процессе опыта.
В естественных условиях проницаемость пород в залежи изменяется в широких пределах. Для определения средней остаточной водонасыщенности пород по разрезу пласта или по отдельному его участку кривые зависимости остаточная водонасы- щенность-капиллярное давление (см. рис. 73) строят по большому числу кернов (иногда изучаются сотни образцов). По этим данным находят зависимость водонасыщенности кернов различной проницаемости от капиллярного давления. На рис. 74 приведены такие зависимости для давлений 0,5-0,33-0,17-0,068-0,03 МПа, построенные на основе рис. 73. По таким зависимостям далее получают осредненную кривую капиллярное давление-остаточная водонасыщенность для пласта. Для этого вначале устанавливают среднюю проницаемость пород. В рассматриваемом примере она равна 0,15 мкм2.
ВдЗондсб/щеяность, °/о
Рис.73
ВаЗянасыщеннссть , %
Рис.74
ВоЗсиасб/ш,енность, %ВоЗсиасб/ш,енность, %Рис.75Рис.75
ВоЗсиасб/ш,енность, %
ВоЗсиасб/ш,енность, %
Рис.75
Рис.75
Рис. 73. Кривые зависимости капиллярное давление - водонасыщенность
Рис. 74. Изменение водонасыщенности образцов в зависимости от проницаемости пород при различных значениях капиллярного давления
Рис. 75. Осредненная кривая капиллярное давле- ние-водонасыщенность для образцов со средней проницаемостью 0,15 мкм2
Проведя горизонтальную линию от найденного среднего значения проницаемости (см. пунктирную линию на рис. 74), по точкам ее пересечения с линиями различных давлений строят осредненную зависимость капиллярное давление-водонасыщенность (рис. 75), которая позволяет оценить среднюю остаточную водонасыщенность пород исследуемого пласта. Из рис. 75 следует, что средняя остаточная водонасыщенность исследованных пород составляет 26%. Считается, что описанный метод определения остаточной водонасыщенности пригоден только для пород, содержащих значительное количество погребенной воды (более 8-10 об.%), так как причины небольшого содержания остаточной воды или полного ее отсутствия в породах некоторых залежей пока недостаточно ясны. Иногда это можно объяснить растворением и частичным ее испарением в процессе формирования залежи в последующие геологические эпохи. Следовательно, условия формирования залежей в коллекторах, содержащих небольшое количество воды, в описанном методе определения остаточной водонасыщенности не моделируются даже приближенно. Метод полупроницаемых мембран тру-
F Rmto2P—2"—2КГ КГF Rmto2P—2"—2КГ КГрО)2ЛГ2 7,= r2— J ^ = P®^ X]рО)2ЛГ2 7,= r2— J ^ = P®^ X]22.2 ^uz2El22.2 ^uz2El22(V.l)(V.l)
F Rmto2
P—2"—2
КГ КГ
F Rmto2
P—2"—2
КГ КГ
рО)2ЛГ2 7,
= r2— J ^ = P®
^ X]
рО)2ЛГ2 7,
= r2— J ^ = P®
^ X]
22
.2 ^uz2El
22
.2 ^uz2El
2
2
(V.l)
(V.l)
Рис. 76. К построению зависимости капиллярное давле- ние-водонасыщенность
доемок. Для определения остаточной водо- насыщенности малопроницаемых пород требуются особо прочные мелкопористые мембраны, так как вытеснение воды воздухом или нефтью необхрдимо осуществлять под высоким давлением. При нагнетании в поры ртути эти затруднения устраняются.
Быстро и просто остаточная водонасы-
щенность определяется методом
центрифугирования. Образец, насыщенный водой, помещается в центрифугу и подвергается действию центробежных сил, под влиянием которых вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Вначале с увеличением частоты вращения ротора центрифуги жидкость вытесняется из крупных пор, когда перепад давлений Др на торцах образца превысит капиллярное давление в менисках. При дальнейшем увеличении частоты вращения ротора жидкость вытесняется и из пор меньшего размера. С некоторого момента повышение частоты вращения ротора центрифуги перестает влиять на количество остающихся в порах воды. Измеряя количество выделившейся жидкости как функцию частоты вращения ротора, можно построить зависимость
капиллярное давление-водонасыщенность.
Расчетная формула получается исходя из следующего. Опыт на центрифуге проводится, как и в случае полупроницаемых мембран, путем вытеснения одной фазы другой (воды нефтью или газом). Вычислим вначале давление р, действующее на
торец закрытого единичного капилляра, заполненного жидкостью с плотностью р, под действием центробежных сил при его вращении в центрифуге (рис. 76,а). Очевидно, что это давление
где F - центробежная сила; г - радиус капилляра; R - расстояние середины капилляра от центра вращения; т - масса жидкости в капилляре; to - угловая скорость вращения ротора; р - плотность жидкости; ^ и х2 - расстояния от центра вращения до торцов капилляра.
Если выходной торец капилляра открыть, то часть жидкости из него вытечет под влиянием центробежных сил. Истечение будет происходить до тех пор, пока центробежные силы, уменьшающиеся вследствие сокращения массы остающейся жидкости, не уравновесятся капиллярными, которые возникают под влиянием возникшего мениска на границе раздела фаз (см. рис. 76).
Капиллярное давление рк, уравновешиваемое мениском, в зависимости от положения х мениска
СО 2Рк =р-^-(^2 -X ) =СО 2Рк =р-^-(^2 -X ) =2ocos92ocos9(V.2)(V.2)
СО 2
Рк =р-^-(^2 -X ) =
СО 2
Рк =р-^-(^2 -X ) =
2ocos9
2ocos9
(V.2)
(V.2)
где О - поверхностное натяжение жидкости на границе с вытесняющей фазой; G - угол смачивания.
При данной частоте вращения п центрифуги жидкость из капилляра будет вытесняться в том случае, если радиус капилляра
(V.3)(V.3)_ 4ocos6
(V.3)
(V.3)
рСО2(Х2 -X?)’
В случае пористой среды при данной частоте вращения п установится профиль водонасыщенности 5в(х) вдоль образца, схематически изображенный на рис. 76,6. Если в каком-либо сечении образца х определить водонасыщенность SB(x) (например, по электросопротивлению породы), то давление, развиваемое в капиллярах центробежными силами в плоскости этого сечения при угловой скорости, например, ®], составит
2
При этом жидкость вытеснится из всех пор образца, радиус которых больше радиуса Г}, определяемого из соотношения
(О? , 22 ч(О? , 22 ч2 а cos 62 а cos 6(V.4)(V.4)
(О? , 22 ч
(О? , 22 ч
2 а cos 6
2 а cos 6
(V.4)
(V.4)
Следовательно, доля а пор, радиус которых г > ri, в сечении х составит
а = 1 - 5B(x).(V.5)
При практическом использовании метода центрифугирования для изучения распределения в кернах пор по размерам и определения остаточной водонасыщенности обычно регистрируют среднюю установившуюся водонасыщенность образца, соответствующую каждой ступени частоты вращения ротора центрифуги, и полагают, что масса остающейся жидкости сосредоточена в середине R образца:
л — Xi -I.
2
Тогда размер пор, из которых при данной угловой скорости вытеснилась вода, определяется из соотношения
Если вместо воздуха вода из образца вытесняется нефтью, т.е. если водонасыщенный образец помещен в нефть, вместо плотности жидкости р в формулах будет учитываться разность плотностей Ар = рв-рн воды и нефти.
Следует отметить, что для получения достоверных данных о распределении пор по размерам и остаточной водоносности методом центрифугирования образцов необходимо принимать ряд мер, позволяющих избежать его недостатки. Как уже упоминалось, в расчетах используется значение средней объемной насыщенности образцов при различных частотах вращения ротора центрифуги при предположении о линейной зависимости насыщенности от координаты х. Фактически распределение водонасыщенности при каждом значении .частоты вращения ротора характеризуется более сложным законом, соответствующим кривой капиллярное давление-водонасыщенность (см. рис. 73).
Кроме того, при использовании кернов цилиндрической или призматической формы в каждом сечении на пористую среду действует неравномерное поле центробежных сил, так как частицы жидкости, находящиеся на центральной осевой линии керна в
каждом сечении, перпендикулярном этой линии, ближе к центру вращения, чем все другие частицы, лежащие в той же плоскости. При этом затрудняется достаточно точное определение капиллярного давления (или центробежной силы), необходимого для расчетов.
Венгерским исследователем Бауэром Кароем установлено, что этого можно избежать, если вместо кернов цилиндрической или призматической формы использовать керны, геометрия которых приводит к возникновению в пористой среде равномерных полей центробежных сил. По данным Бауэра Кароя, хорошее совпадение кривых капиллярного давления, построенных методом центрифугирования и полупроницаемых мембран, получают при использовании кернов, представляющих сектор или цилиндры тора, центральная ось которых совпадает с осью вращения центрифуги.
СОСТОЯНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ЗОН НЕФТЬ-ВОДА,
НЕФТЬ-ГАЗ И ВОДА-ГАЗ
Водонефтяной контакт в пласте представляет собой зону различной толщины, переходную от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения толщины переходной зоны даже в одной залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, толщина переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами она достигает 6-8 м.
Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм2 при водонасыщенности 35^0% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. Если проницаемость равна 0,650 мкм2, сплошность нефти нарушается при 28-30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32-35 об.%.
Для оценки размера и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. 77), полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды в вертикальном направлении, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т.е. справедливо соотношение
Рк = 8^Рв"РД(V-7)
где рв и рн - соответственно плотности пластовой воды и нефти; g - ускорение свободного падения; h - высота над уровнем 100%-ного насыщения водой.
Отсюда
й =^.(V.8)
Жв~Рн)
Так как капиллярное давление рк - функция водонасыщенности рк =/(5), то
h =—(V.9) Ж. -Рн)
Насб/щенпоотд пор ^on 5Насб/щенпоотд пор ^on 5Рис. 77. Схема изменения водонасыщенности пород в вертикальном направлении
Насб/щенпоотд пор ^on 5
Насб/щенпоотд пор ^on 5
Эта зависимость отличается от рк =f(S) только постоянным множителем, и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость рк = = Д8) будут одинаковыми, если на оси ординат вместо рк отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению рк расстояние от водонефтяного контакта h. Используя эту кривую (см. рис. 77), где капиллярное давление рк преобразовано в высоту столба /г, которым
уравновешивается данное капиллярное давление, можно приближенно оценить распределение воды из нефти в вертикальном направлении в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей толщине пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале /Z|-/?2
составит
J №dh
(V.10)(V.10)е _ ^1
(V.10)
(V.10)
СР ^1
Интеграл в этой формуле определяется площадью под кривой 5 =/(/?) между соответствующими значениями /ц и h^.
Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие многообразия свойств пород пластовой системы.
Иногда водонефтяной контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими особенностями строения залежи.
На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть-порода-газ.
Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть- газ должна быть меньше высоты водонефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностные натяжения нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации она может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при 152
концентрации солей 642,8 кг/м3. Приблизительная зависимость плотности воды рв от количества растворенного минерального вещества 0 приведена ниже:
рв при 15,5°С, кг/м31000102010401060
Q, кг/м3Нет27,555,483,7
1080110011201140
113,2143,5175,8210,0
Тепловое расширение воды теплового расширения
VAt ’
характеризуется коэффициентом
(V.11)
где ДУ - изменение объема воды при изменении температуры на Дц V - объем воды в нормальных условиях.
Из формулы (V.l 1) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1 °C (1 К). По экспериментальным данным, в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)4О-51/°С, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
(V.12)(V.12)Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды
(V.12)
(V.12)
в= —
Рв УДр
характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу. В формуле (V.12) ДУ - изменение объема воды при изменении давления на Др, а V - начальный объем воды при условиях опыта.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7-5,0)10"10 Па-1, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле
рвг=рв(1 + 0,05S), (V.13)
где Рвг - коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па-1; |3В - коэффициент сжимаемости чистой воды, Па"1; S - количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Упл к удельному ее объему в стандартных условиях Ун:
b = ^-. (V.14)
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121 °C) и низкому давлению, левый - к высокому давлению (32 МПа).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Как следует из рис. 78, температура имеет большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5-10 °C) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза.
Рис. 78. Зависимость вязкости хлоркальциевой, морской и чистой воды от температуры при постоянных давлениях (по В.И. Сергеевич и Т.П. Жузе)
/ - вода Каспийского моря, 29,4 МПа; 2,3 - вода хлоркальциевого типа Туймазинского месторождения. 19,6(2) и 29,4 (3) МПа; 4 - чистая вода, 29,4 МПа
Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом. Поэтому вязкость воды в пластовых условиях можно определить (при практических расчетах) обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.
ВЫПАДЕНИЕ НЕОРГАНИЧЕСКИХ КРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ОСАДКОВИЗ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ
Разработка многих нефтяных и газовых месторождений серьезно осложнена выпадением неорганических солей из попутно извлекаемой воды в нефтепромысловом оборудовании и на различных участках пласта.
Основные компоненты в большинстве отложений: карбонат кальция (СаСО3), сульфат кальция (гипс CaSO4 • 2Н2О и ангидрит CaSO4), сульфат бария (BaSO4). В значительных количествах в составе отложений имеются различные примеси: сульфат стронция (SrSO4), карбонат стронция (SrCO3), карбонат бария ( ВаСО3), карбонат магния (MgCO3), хлорид натрия, сульфат радия. Встречаются механические примеси, продукты коррозии (окислы железа Fe2O3, сульфид железа FeS2) и др. В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков часто наблюдаются продукты жизнедеятельности бактерий.
Отложения чистых сульфатных или углекислых солей встречаются редко. Обычно они представлены смесью основного неорганического компонента с частицами нефти, силикатов, парафина, продуктами коррозии, примесями других солей (табл. 20).
Большинство отложений имеет кристаллическую структуру. Процесс их формирования представляет собой массовую кристаллизацию в сложных гидродинамических условиях, в широком интервале температур и пересыщений раствора солями в присутствии большого количества примесей, способных оказывать существенное влияние на характер (свойства) кристаллических осадков.
Образование кристаллических неорганических солей как процесс состоит из ряда основных этапов: пересыщение раствора солями; зародышеобразование; рост кристаллов; перекристаллизация. Эти этапы могут протекать либо поочередно, либо одновременно.
Пересыщение раствора солями относительно какого-либо компонента связано с увеличением концентрации последнего выше равновесной (растворимости). Условием 154
Состав солевых отложений, отобранных с поверхностей различных нефтепромысловых объектов
Месторождение (место отбора проб)
Содержание, мае. %
нефтепродукты
хлорид натрия
сульфат кальция
сульфат магния
карбонат кальция
карбонат магния
окись
железа
окись кремния
сульфат бария
Арланское, Юсуповская площадь (среднее)
скв. 411
22,03
1,3
63,83
11,17
0,6
0,57
0,5
скв. 6122
24,13
1,05
69,21
3,51
0,7
0,37
1,03
-
-
Жетыбай (вы-
3,15
1,09
0,74
-
93,98
-
1,04
-
-
кидная линия, скв. 503)
Жетыбай (хво-
2,5
0,28
5,19
1,21
—
—
2,45
88,37
стовик,внутренняя поверхность НКТ, скв. 408)
Узень(внутренняя поверхность
НКТ, скв. 507)
глубина 150 м
2,95
0,18
1,06
89,82
3,98
2,04
глубина 1310м
2,23
0,40
8,14
6,00
11,07
2,50
0,40
4,11
65,15
Примечание. НКТ - насосно-компрессорные трубы.
возникновения этого процесса на нефтяных и газовых месторождениях является наличие минерализованной попутно добываемой воды. В водах многих нефтяных месторождений растворено большое количество неорганических солей (табл. 21). Данные опытов показывают, что закачиваемая (морская) и пластовые воды месторождений Узень и Жетыбай химически несовместимы. При их смешивании образуется пересыщенный раствор.
Несовместимость закачиваемых вод с пластовыми - одна из главных причин солеотложений на большинстве нефтяных месторождений. Однако образование осадков часто наблюдается до начала заводнения пластов. Значит, помимо названной причины образования пересыщенных растворов, существуют и другие. Остановимся на них подробнее.
Изменение термодинамических условий. При этом возможно образование карбонатов кальция по схемам
(V.15)(V.15)Са2++ 2 НСО; # СаСО3 i + Н2СО3(
(V.15)
(V.15)
+2ЧН2О
2H++2COj
Са2+ + СОз" —> СаСО34>
В пластовых водах IНСО31 l> I СО3~ I, и образование СаСО3 происходит в основном по схеме (V.15).
Физико-химические свойства пластовых, попутно добываемых и закачиваемых вод (по данным КазНИПИнефть)
Месторождение, горизонт (среднее)
Плотность, г/см3
pH
Содержание ионов, мг/л
Са2+
Mg2+
сг
нсо3
Fe2* + Fe3+
SO?
Na+ + K+
Е
Узень, XIII (пластовая вода)
1,081
8266,90
1724,69
72097,57
95,30
Не обн.
101,82
34091,57
116378,35
Тоже, XIV
1,098
9294,95
2655,36
86747,46
38,44
••
48,03
40604,58
139388,82
Жетыбай, X (пластовая вода)
1,109
-
11688,53
1725,18
94554,92
86,64
-
4,80
44678,15
152738,22
То же, XII
1,111
-
9694,75
3698,46
99231,53
111,05
-
14,41
46279,85
159030,05
То же, XIII
1,107
-
11322,40
2266,49
94440,76
109,83
-
39,86
44025,93
152205,27
Вода Каспийского моря,
1,007
7,2
340
750
5000
217
—
3060
2980,17
12347,17
система ППД
Влияние температуры на растворимость (в мг/л) сульфатов кальция и бария в воде
Сульфатная соль
Температура, °C
0
20
25
40
50
80
92
95
100
Ангидрит
—
3000
-
2200
1080
—
-
660
Гипс
1759
2036
2080
2097
—
1966
—
1619
Барит
-
-
2,8
—
3,2
3,2
3,9
3,6
-
В отличие от большинства неорганических солей кальцит лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при 100 °C его равновесная концентрация составляет 14 мг/л, то при 0 °C - 85 мг/л.
Однако с уменьшением давления и температуры из раствора выпадает осадок СаСО3, ибо на направление реакции по схеме (V.15) в значительно большей степени, чем температура, влияет парциальное давление углекислого газа. Влияние парциального давления СО2 на растворимость N СаСО2 в воде дано ниже:
Парциальное давление СО2, МПа 0,0001 0,01 0,1 1,0
Растворимость N, мг/л 60 400 920 2125
Изменение давления и температуры способно привести к пересыщению растворов относительно сульфатов кальция и бария (табл. 22). Максимальная растворимость гипса наблюдается при температуре 40 °C. При дальнейшем повышении температуры гипс становится менее растворимым, а растворимость ангидрита уменьшается намного быстрее. Поэтому в скважинах и пластах с температурой выше 40 °C возможно преобладание в отложениях ангидрита. На растворимость барита температура оказывает незначительное влияние.
Зависимость равновесных концентраций сульфатов кальция и бария от давления незначительна. Так, при падении давления от 50,0 до 10 МПа при температуре 100 °C растворимость сульфата кальция уменьшается на 0,04 мас.% и составляет 0,09 мас.%. Влияние давления на растворимость сульфата кальция в насыщенном растворе при 20 °C приведено ниже:
Растворимость N, мг/л 2,08 2,12 2,33 2,46
Давление, МПа 0,1 4,1 10,1 16,1
Оно невелико, однако анализ промысловых и лабораторных данных показывает, что уменьшение давления может привести к выпадению сульфатов бария и кальция из раствора.
Понижение давления вызывает испарение части воды в газовую фазу, что также способствует пересыщению водно-солевых систем.
Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений. Смешение закачиваемой и пластовой вод даже при условии их химической совместимости приводит зачастую к формированию попутно добываемой воды совершенно нового состава по сравнению с пластовой. А это, в свою очередь, способствует изменению растворимости отдельных компонентов. В табл. 23 показано влияние содержания NaCl на растворимость СаСО3, CaSO4 и BaSO4 в дистиллированной воде. При высокой концентрации хлористого натрия в растворе заметно повышается растворимость СаСО3 и CaSO4 (растворимость кальцита максимальна при содержании 120 г/л NaCl и 150 г/л гипса). В большей степени (в 10 раз) повышается при этом растворимость BaSO4.
Таблица 23
Влияние содержания хлористого натрия на растворимость (в мг/л) некоторых солей в воде
Соль
Содержание NaCl. г/л
0
40
50
100
120
150
200
250
300
350
СаСО3 U = 20°С)
—
1632
1736
1750
1720
1576
1416
1256
1056
BaSO4 (t = 25 °C) Сульфат кальция (/ = 20°С)
2,8
3200
18,4
6000
26,8
7000
28.4
7280
7200
Таблица 24
Растворимость системы CaSO4-CaCO3 (в мг/л) в воде (твердая фаза системы - СаСО3)
Мас.%
СаСО3, мг-экв/л
pH
CaSO4
СаСО3
г = 18-
-19°С
0,200
0,0048
0,96
7,5
0,175
0,0038
0,76
7.4
0,150
0,0038
0,76
7,5
0,125
0,0045
0,89
7,4
0,100
0,0054
1,08
7,5
0,075
0,0048
0,96
7.4
0,050
0,0058
1,15
7,5
f = 30°C
0,200
0,0035
0,69
7,8
0,175
0,0034
0,67
7,8
0,150
0,0035
0,69
7,8
0,125
0,0038
0,75
7,8
0,100
0,0036
0,72
7,8
0,075
0,0039
0,77
7,9
0,050
0,0044
0,88
7,9
Для месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, характерны пластовые воды хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса, например, невелика. Если при отсутствии в воде хлористого кальция равновесная концентрация гипса составляет 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367,85 г/л СаС12 она уменьшается до 32 мг/л. Влияние содержания G хлористого кальция на растворимость N сульфата кальция приведено ниже:
G. г/л 367,85280,30192,9197,0251,5332.0525,7711,967.49 0
/V. мг/л 3220346584110161080109611811244 2080
В табл. 24 приведены данные, характеризующие растворимость системы CaSO4- СаСО3 в воде.
Итак, в двухкомпонентных системах различные соли по-разному влияют на равновесную концентрацию основных компонентов неорганических осадков.
Реальные пластовые, закачиваемые и попутно добываемые воды - многокомпонентные водно-солевые системы. Приведенные в табл. 25 и 26 значения растворимос-
Растворимость ангидрита (CaSO4) в многокомпонентной водно-солевой системе
С1, мас.%
25°С
50°С
100°С
мас.%
р, г/см3
мас.%
р, г/см3
мас.%
р, г/см3
0
0,164
0,9897
0,065
0,9590
1
—
-
0,282
1,0041
0,151
0,9761
2
-
-
0,363
1,0168
0,180
0,9872
3
—
-
0,384
1,0291
0,191
0,9983
4
—
-
0,388
1,0415
0,194
1,0098
5
-
—
0,380
1,545
0,188
1,0220
6
—
-
0,359
1,0681
0,176
1,0353
7
-
-
0,326
1,0821
0,161
1,0498
8
-
-
0,285
1,0960
0,145
1,0641
9
-
_
0,248
1,1096
0,130
1,0783
10
0,29
1,136
0,217
1,1235
0,116
1,0926
11
0,26 .
1,150
0,191
1,1368
0,105
1,1065
12
0,22
1,163
0,167
1,1502
0,095
1,1200
13
0,19
1,177
0,143
1,1636
0,085
1,1337
14
0,15
1,190
0,120
1,1769
0,075
1,1473
15
0,12
1,204
0,099
1,1902
0,065
1,1611
Таблица 26
Растворимость гипса (CaSO4 • 2Н2О) в многокомпонентной водно-солевой системе
(р - плотность, г/см3)
С1, мас.%
0
25°
50°
75°
мас.%
Р
мас.%
Р
мас.%
Р
мас.%
р
0
0,176
1,0019
0,208
0,9991
0,209
0,9903
0,191
0,9777
1
0,290
1,0167
0,360
1,0136
0,375
1,0050
0,360
0,9917
2
0,384
1,0315
0,424
1,0269
0,435
1,0175
0,428
1,0043
3
0,411
1,0451
0,447
1,0399
0,458
1,0298
0,452
1,0167
4
0,420
1,0587
0,456
1,0529
0,466
1,0423
0,461
1,0290
5
0,418
1,0723
0,455
1,0661
0,466
1,0554
0,460
1,0421
6
0,402
1,0868
0,442
1,0798
0,457
1,0691
0,451
1,0554
7
0,370
1,1014
0,415
1,0940
0,436
1,0834
0,429
1,0694
8
0,331
1,1160
0,373
1,0183
0,398
1,0972
0,395
1,0829
9
0,294
1,1311
0,332
1,1222
0,358
1,1109
0,355
1,0969
10
0,260
1,1459
0,295
1,1363
0,319
1,1246
0,317
1,1105
11
0,229
1,1602
0,260
1,1500
0,283
1,1378
12
0,198
1,1741
0,226
1,1635
0,247
1,1511
—
13
0,168
1,1883
0,192
1,1767
0,211
1,1644
—
—
14
0,138
1,2018
0,158
1,1900
0,175
1,1774
—
—
15
0,110
1^155
0,127
1,2037
0,140
1,1906
—
-
ти ангидрита и гипса интерполированы по опытным данным для шести различных концентраций раствора. Вода, подвергавшаяся разбавлению и концентрированию, имела следующий первоначальный состав (в мас.%): Na+ - 0,9114, К+ - 0,0315, Mg3+ - 0,1059, Са2+ - 0,340, СГ - 1,629, SO4~- 0,2283,1 = 2,940. Зависимость растворимости ангидрита и гипса от суммарной минерализации и массовой доли отдельных компонентов носит сложный характер и изменяется в широких пределах. При увели-
Характеристики трехфазного равновесия в системе н-гексадекан-вода
Температура, °C
Давление, МПа
Мас.%
воды в углеводородной жидкости
углеводорода в газовой фазе
200
1,73
0.7
9.2
250
4,15
2,3
15.6
275
6,25
4,1
20,4
300
9,42
7,3
29.7
325
13,44
15,4
37.7
338*
16,00
38
62
Конечная критическая точка.
чении доли СГ до 4% для большинства значений температур растворимость сульфата кальция возрастает, а при дальнейшем повышении содержания ионов хлора - уменьшается.
Таким образом, изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к ее пересыщению.
Поступление на забой скважины вод разных горизонтов. При эксплуатации Майкопского газоконденсатного месторождения из-за некачественного цементирования скважин и значительной разницы в давлениях газ и воды перетекали из одного горизонта в другой. Смешение щелочных вод I и II горизонтов, содержащих большое количество СаС12 и MgCl2. с водами III горизонта приводило к образованию солевых осадков за счет протекания следующих химических реакций:
2NaHCO3 + CaCl2 = CaCO3l+2NaCl+Н2О+СО2, (V.16)
2NaHCO3 + MgCl2 = MgCO3i+2NaCl+H2O+CO2. (V.17)
Тепловые методы разработки. При этих методах разработки нефтяных месторождений в процессе закачки воды в залежи, находящиеся на больших глубинах, при высоких температурах возможно частичное или полное растворение воды в нефти.
Во ВНИИнефть исследованы особенности фазовых равновесий в системе вода- н-гексадекан. н-Гексадекан имеет высокую температуру кипения (286,8°С) и большой молекулярный вес (226,4), поэтому он рассматривался в качестве аналога нефти. Результаты исследований приведены в табл. 27.
Существуют и другие факторы, способствующие возникновению солеотложений, - выщелачивание солей, содержащихся в пласте, процессы обогащения закачиваемых вод солями при их контакте с погребенными водами, повышение растворимости воды в нефти с увеличением температуры (т.е. в условиях нефтяных месторождений углеводороды, отвлекая на себя часть воды, могут служить высаливателями).
Следует отметить, что в связи со сложным механизмом солеотложения в промысловых объектах методы прогнозирования его недостаточно обоснованы. Некоторые процессы не поддаются учету (адсорбция), другие постоянно изменяются и неоднозначно влияют на механизм солеотложения, третьи - мало изучены (влияние поверхности оборудования, гидродинамические эффекты, влияние органических компонентов нефти и др.). Поэтому на практике для борьбы с солеотложениями
значительно реже используют меры предупреждения, чем методы их удаления. При отложениях солей карбонатов с помощью соляной кислоты хорошо удаляются карбонаты кальция и магния. Для борьбы с рыхлыми отложениями гипса в начальный период загипсовывания оборудования используются 10-15%-ные растворы карбоната и бикарбоната натрия и калия. При этом гипс преобразуется в карбонат кальция, который затем удаляют соляной кислотой. Для удаления плотных, плохо проницаемых осадков применяют более эффективные растворы: гидроокиси натрия и калия, 20%-ный раствор каустической соды. Предложены многие другие составы реагентов, удаляющих солеотложения.
РАСЧЕТ ВЫСОТЫ КАПИЛЛЯРНОГО ВПИТЫВАНИЯ ВОДЫВ РАЗЛИЧНЫЕ ПОРИСТЫЕ СРЕДЫ
Высоту капиллярного впитывания воды в различные пористые среды можно определить из условия, что скачок капиллярного давления ^к уравновешивается давлением, создаваемым столбом воды в газовой среде высотой h, т.е.
Арк = АуА, где
Ау = Ув - Уг-
(V.18)
(V.19)
Скачок капиллярного давления определим из безразмерной функции Леверетта
^к=№)-^-
(V.20)
Известно, чтоДЗ) при *
5^1 = Р‘
(V.21)
Принимая, что к = £0(1 - 5В)3»m = moO ~ ^в), получим следующее уравнение для определения высоты капиллярного впитывания воды в пористые среды:
h = 104-
о
т—, м,
Ау(1-5в)т^ р V то
(V.22)
где а - в дин/см; Ау - в кгс/см3; к^ - в Д; т^ - в дол.ед.; SB - в дол.ед.
Высота капиллярного впитывания воды в несцементированные пески и песчаники при различных значениях к^т»
Таблица 28
к»/т0, Д/дол.ед.
0,1
1.0
10
/11Рм
8,55
2,92
0,94
Нч,м
6,70
2,54
0,89
0,437
0,282
0,127
^пч
0,282
0,182
0,082
Т
21,2
1Г,3
7,25
6 О.М. Ермилов и др.
Пример. Определить высоту капиллярного впитывания воды в несцементированные пески и песчаники при следующих исходных данных: ^/тГ) = 0,1; 1; 10 Д/дол.ед.; а = 70 дин/см; Ду = Ю"3 кгс/см3.
Решение при к^/т^ = 1 в несцементированных песках:
5НЧ = 0,287; т = 1,29 1 03/(10,7)2 = 11,3:
h = —;;= 2,92 м.
10410~3 11,3 /2 1 (1-0,282)
Результаты вычислений приведены в табл. 28.
ВЛИЯНИЕ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ НА СРЕДНИЙ РАДИУСПОРОВЫХ КАНАЛОВ И УДЕЛЬНУЮ ПОВЕРХНОСТЬПОРИСТОЙ СРЕДЫ
(V.23)(V.24)(V.23)(V.24)Экспериментальные исследования показывают, что коэффициент проницаемости песков при наличии связанной воды к значительно меньше коэффициента абсолютной проницаемости к^ (без связанной воды), в то время как в песчаниках связанная вода практически не изменяет абсолютную проницаемость. В некоторых случаях можно принять такие зависимости к и т для песков и песчаников:
(V.23)
(V.24)
(V.23)
(V.24)
ки = кп( 1 - 5И)2: тп = m0( 1 - Sn); кч=к0; тч = т0(1-S4).
Зависимость коэффициента извилистости поровых каналов для песков и песчаников от объема связанной воды имеет вид
(V.25)(V.26)(V.25)(V.26)Lu =00,437;
(V.25)
(V.26)
(V.25)
(V.26)
L4 = £нч(1 - У,)3/2; 0У, 0,282.
Подставим значения к, т, L в формулу для определения среднего радиуса порового канала
(V.27)(V.27)(V.28)(V.29)(V.28)(V.29)/? = 2,86Ь — . V т
(V.27)
(V.27)
(V.28)
(V.29)
(V.28)
(V.29)
После подстановки получим R^R^-S^4;
R4 = Rma~S4y/4.
В табл. 29 приведены данные о влиянии связанной воды (отношения к^пц^ на средний радиус поровых каналов. Из данных табл. 29 следует, что связанная вода существенно уменьшает средний радиус поровых каналов в несцементированных песках и несущественно в песчаниках.
Отношение толщины слоя связанной воды в песках и песчаниках к среднему радиусу поровых каналов без связанной воды можно вычислить из соотношений
(V.30)(V.30)
(V.30)
(V.30)
0,1
1
10
0,633
0,775
0,897
R^RW
0,92
0,951
0,977
Влияние связанной воды (V™o) на средний радиус поровых каналов
Таблица 29
Данные о влиянии связанной воды на 8„//?оп, 5^ROT и 8„/8ч
кМ
0,1
1
10
0,367
0,225
0,103
0,080
0,049
0,023
0,1
0,2
0,3
0,1
0,2
0,3
0,1
0,2
0,3
5,А,
4,1
4,24
4,32
4,1
4,24
4,32
4,0
4,14
4,22
Таблица 31
Влияние связанной воды на удельную поверхность
kNo
0,1
1,0
10,0
ТА.
0,846
0,92
0,965
0,78
0,86
0,936
1,12
1,08
1,06
^i
0,1
0,2
0,3
0,1
0,2
0,3
0,1
0,2 |0,3
FJF4
1,24
1,20
1,18
1,19
1,15
1,13
1,15
1,11 1 1,09
(V.31)
8„ /8„ = mJ’05(V.32)
где 8П, 8Ч - толщины слоя связанной воды в песках и песчаниках.
В табл. 30 приведены данные о влиянии связанной воды (отношения к^т^ на 8n/^01„ SJRO4 и 5П/5Ч. Из данных табл. 30 следует, что относительная толщина слоя связанной воды в песках в 4 раза больше, чем в песчаниках.
Связанная вода в песках значительнее уменьшает площадь поперечного сечения поровых каналов, чем их длину, в песчаниках - наоборот. Действительно, при к^т^ = 0,1
= (1 - 5П)М = (1 - 0,437)3/2 = 0,422;
UU = (1 - 5„)w = (1 - 0,437)1/2 = 0,75;
Й^от = d - Рн)1'2 = (1 - 0,282)1/2 = 0,846;
УУ = (1 - $ч)3'2 = (1" 0,282)3« = 0,61.
Связанная вода уменьшает удельную поверхность пористой среды:
f„ = fo„(l-S„),/4;(V.33)
f„ = Fo„(l-5„)3*(V.34)
Рои = Роч"10°5-(V.35)
В табл. 31 приведены данные о влиянии связанной воды на Fw F4. При одинаковых, значениях отношения к^т^ удельная поверхность песков больше удельной поверхности песчаников.
Пористая среда характеризуется коэффициентом извилистости поровых каналов, коэффициентом формы, учитывающим изменение диаметра каналов, шероховатость, форму и характер поверхности пористой среды, в целом - структурным коэффициентом.
6*
Структурный коэффициент несцементированых, гранулярных пористых сред т в интервале изменения к^т^ от 0,05 до 60 можно вычислить по формуле
1,29 103
г =2 10,7 3,221g 0;
ЧЛ LwJ
(V.36)
Ио
где ки - в Д, т0 - в дол. ед.
(V.37)
Коэффициент извилистости поровых каналов
^ = 0,645-т0-545.
Коэффициент формы поровых каналов
у = 1,55-т0'435.
При изменении к^т0 от 0,05 до 60 т изменяется от 26 до 6,66.
(V.38)
(V.39)
Глава VI
МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВАСИСТЕМЫ НЕФТЬ-ГАЗ-ВОДА-ПОРОДА
РОЛЬ ПОВЕРХНОСТНЫХ ЯВЛЕНИЙ ПРИ ДВИЖЕНИИНЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных горных пород в виде тела, более или менее однородного по составу, с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Иногда поверхность поровых каналов в 1 м3 нефтесодержащих пород составляет несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и ее вытеснения из пористой среды наряду с объемными свойствами жидкостей и пород (вязкость, плотность, сжимаемость и др.) во многом зависят от свойств пограничных слоев соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.
Более интенсивное проявление свойств пограничных слоев по мере диспергирования (дробления) тела обусловлено возрастанием при этом числа поверхностных молекул по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема частиц. В результате с ростом дисперсности системы явления, происходящие в поверхностном слое, оказывают все большее влияние на движение воды и газа в нефтяных и газовых коллекторах.
Поверхностные явления и поверхностные свойства пластовых систем, по-видимому. сказались также на процессах формирования нефтяных и газовых залежей. Так. например, степень гидрофобизации поверхности поровых каналов нефтью, строение газонефтяного и водонефтяного контактов, взаимное расположение жидкостей и газов в пористой среде, количественное соотношение остаточной воды и нефти и некоторые другие свойства пласта обусловлены поверхностными и капиллярными явлениями, происходившими в пласте в процессе формирования залежи.
Очевидно также, что важнейшую проблему увеличения нефтеотдачи пластов нельзя решить без детального изучения процессов, происходящих на поверхностнях контакта минералов с пластовыми жидкостями, и свойств тонких слоев жидкостей, соприкасающихся с породой.
Физико-химические свойства поверхностей раздела различных фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей - поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.
ЗАВИСИМОСТЬ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ
ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОТ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
Определение понятия поверхностного натяжения о связывается с работой обратимого изотермического процесса образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления и химических потенциалов компонентов.
По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.
Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение жидкостей можно установить, исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.
С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение чистой жидкости на границе с паром, что связано с ослаблением межмолекулярных сил. Эта зависимость определяется следующей формулой:
(VI.l)(VI.l)СУ, = <У()( 1 - yr),
(VI.l)
(VI.l)
где о, и о() - поверхностные натяжения системы (в мН/м) при температурах t и 0°С; у - температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки, 1/°С; t - температура. °C.
В табл. 32 приведены температурные коэффициенты некоторых жидкостей.
Таблица 32
Температурные коэффициенты некоторых жидкостей
Вещество
Температурный коэффициенту, 1/°С
Поверхностное натяжение при 20°С. мН/м
Ртуть
0,00035
465
Вода
0,002
72,75
У ксусная кислота
0.0038
23,5
Этиловый спирт
0.0022
22,3
Поверхностное натяжение воды на границе с газом при различных температурах и давлениях
Таблица 33
Давление, МПа
Поверхностное натяжение (в мН/м) при температуре, °C
Давление. МПа
Поверхностное натяжение (в мН/м) при температуре, °C
25
65
25
65
0
—
67,5
6,92
55,9
50,4
0.69
71,1
63,2
10,30
51,6
46,5
1,72
65,5
58.8
13,76
47,9
42,3
3.45
61,6
55,5
18,64
44,1
39,5
С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается. Это связано с уменьшением свободной поверхностной энергии вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости. В табл. 33 приведены результаты измерений поверхностного натяжения воды при различных температурах и давлениях.
Еще более сложна зависимость поверхностного натяжения нефти от давления на границе с газом. Хотя ее общий характер остается таким же, как и для воды, количественные изменения су на границе с газом для нефти с увеличением давления зависят от многих дополнительных факторов - химического состава нефти, количества растворенного газа и его состава, природы полярных компонентов и их количества и др. На рис. 79 приводятся результаты измерений поверхностного натяжения нефти на границе с газом при различных давлениях, полученные М.М. Кусаковым, Н.М. Лубман и А.Ю. Кошевник. Оказалось, что чем выше растворимость газа, тем интенсивнее уменьшается поверхностное натяжение нефти с повышением давления.
Поверхностное натяжение дегазированной малополярной нефти на границе с водой в пределах давлений, встречающихся в промысловой практике, мало зависит от давло 166
Рис. 79. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления/ ,2 - на границе с метаном: 1 -t = 20°С, 2 -1 = = 60°С; 3 - на границе с этан-пропановой смесьюРис. 79. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления/ ,2 - на границе с метаном: 1 -t = 20°С, 2 -1 = = 60°С; 3 - на границе с этан-пропановой смесьюРис. 80. Поверхностное натяжение нефти Туймазинского месторождения на границе с водой при различных давлениях и t = 20°С
Рис. 79. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления
/ ,2 - на границе с метаном: 1 -t = 20°С, 2 -1 = = 60°С; 3 - на границе с этан-пропановой смесью
Рис. 79. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления
/ ,2 - на границе с метаном: 1 -t = 20°С, 2 -1 = = 60°С; 3 - на границе с этан-пропановой смесью
Рис. 81. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения на границе с водой от давления при t = 20°С
/ - при насыщении обеих фаз метаном; 2 - при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью
ния и температуры (рис. 80). Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остается постоянным.
При содержании в нефти воднорастворимых полярных компонентов ее поверхностное натяжение на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры вследствие растворения этих компонентов в воде.
Сложный характер имеет зависимость поверхностного натяжения нефти на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. 81). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.
В связи со значительно большей растворимостью газа в нефти поверхностное натяжение последней на границе с газом с увеличением давления насыщения (при постоянной температуре) уменьшается интенсивнее, чем для воды. Это значит, что с ростом давления увеличивается и разница поверхностных натяжений нефти и воды на границе с газом, а следовательно, и межфазное натяжение между ними.
По результатам измерения поверхностного натяжения нефти на границе с водой в зависимости от давления насыщения нефти газом по ряду месторождений видим, что поверхностное натяжение при этом может быть значительным (3-6 мН/м и более) с изменением давления в пределах 0-26,5 МПа.
Повышение температуры сопровождается ухудшением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому ее поверхностное натяжение на границе с водой с повышением температуры должно уменьшаться. Следовательно, рост давления и температуры действует в противоположных направлениях, и в результате в отдельных случаях возможно, что изменения поверхностного натяжения не будет.
Исходя из энергетической сущности поверхностного натяжения, используя правило Антонова и учитывая другие соображения, можно высказать соответствующие предположения о зависимости поверхностного натяжения нефти на границе с водой от давления и температуры в области выше давления насыщения. Однако эти зависимости исследованы еще недостаточно, и поэтому о них пока можно судить лишь предположительно.
Значительные изменения поверхностного натяжения нефти на различных поверхностях раздела в зависимости от давления и температуры в пластовых условиях необходимо учитывать при оценке капиллярных процессов в пористой среде. На границе с газом капиллярные давления могут быть меньше, чем наблюдается в лабораторных условиях при низких давлениях. На разделе нефть-вода с ростом давления интенсивность капиллярных процессов может возрастать.
Как уже отмечалось, весьма ценные данные о нефти и ее свойствах можно получить при специальных измерениях поверхностного натяжения. Например, по поверхностному натяжению на границе с воздухом воднощелочных вытяжек из нефти оценивают содержание в ней примесей кислотного характера, которые омыляются при контакте нефти со щелочной водой и переходят в воду. Такие определения имеют большое значение для оценки нефтевымывающих свойств воды.
Для определения характеристики омыляемой части нефти обычно готовят воднощелочные вытяжки путем настаивания нефти в контакте с равными объемами растворов NaOH различной концентрации.
СМАЧИВАНИЕ И КРАЕВОЙ УГОЛ. РАБОТА АДГЕЗИИ.ТЕПЛОТА СМАЧИВАНИЯ
Поверхностное натяжение твердого тела непосредственно измерить трудно. Поэтому для исследования процессов взаимодействия твердых тел с жидкостями и газом пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений, протекающих на контактах между твердыми и жидкими телами. К таким методам относятся измерение работы адгезии, исследование теплоты смачивания и углов избирательного смачивания и др.
Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то под действием молекулярных сил она растекается по поверхности твердого тела и принимает форму линзы (рис. 82).
— - <^vzzz/zZzzwW^zzzZzzz^WZ— - <^vzzz/zZzzwW^zzzZzzz^WZРис. 82. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фазРис. 82. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз
— - <
^vzzz/zZzzwW^zzzZzzz^WZ
— - <
^vzzz/zZzzwW^zzzZzzz^WZ
Рис. 82. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз
Рис. 82. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз
Угол 6, образованный касательной к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений о1>3, а12 и а2 3 на разделах фаз 1-3,1-2 и 2-3 (принято условно обозначать цифрой / водную фазу, цифрой 2 - углеводородную жидкость или газ и цифрой 3 - твердое тело). Угол всегда отсчитывают от касательной в сторону фазы 1 (в сторону более полярной фазы).
Из условия равновесия векторов (предполагается, что краевой угол 6 отвечает термодинамическому равновесию) получим уравнения, выведенные впервые Юнгом:
о2з = olt3 + a12cos9, (VI.2)
откуда
cos6=£mz£li=b. (vi.3)
al,2
В этих уравнениях о2 3 и о!3 практически неизвестны. Поэтому о соотношении поверхностных натяжений о3 2 и азд (т.е. о процессах, происходящих на границе твердого тела с другими фазами) судят по углу 0, который служит мерой смачивания жидкостями поверхности твердого тела и косвенно характеризует взаимодействие твердого тела с другими фазами.
Значение 9, если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания 9 с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью. Например, поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью, которая обладает меньшей разностью полярностей между твердым телом и жидкостью, т.е. меньшим значением поверхностного натяжения на их разделе (см. рис. 82). Высокополярные жидкости, т.е. жидкости с высоким поверхностным натяжением, хуже смачивают твердую поверхность, чем жидкости малополярные (т.е. обладающие меньшим поверхностным натяжением). Например, такая высокополярная жидкость, как ртуть, смачивает только некоторые металлы; вода - жидкость, менее полярная, чем ртуть, смачивает, кроме металлов, многие минералы и кристаллические соли; малополярные масла смачивают на границе с воздухом все известные твердые тела.
По углу избирательного смачивания, образующемуся при контакте воды, нефти и породы, наряду с другими параметрами можно судить о качестве вод и их отмывающей и нефтевымывающей способностях. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачивающие породу. Поэтому изучению явлений смачивания в нефтепромысловом деле уделяется большое внимание.
Угол смачивания зависит от множества факторов: механического строения поверхности, адсорбции на ней газов, поверхностно-активных и других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда и др.
Особенно большое влияние на угол смачивания оказывают процессы адсорбции в связи с изменением химического строения поверхности твердого тела. Если при этом к поверхности ориентирована неполярная углеводородная цепь поверхностно-активных веществ, то гидрофильные радикалы (-ОН, -СООН, -СО, -СОН и др.), обращенные в сторону жидкости, способствуют смачиванию поверхности водой. При обратной ориентации поверхность гидрофобизуется.
Интересно отметить, что радикалы, свободно ориентировавшися на поверхности жидкости, в зависимости от свойств фаз сохраняют эту ориентировку при быстром переходе жидкости в твердую фазу. В опытах Дево, например, воск и парафин, расплавленные и охлажденные на воздухе, давали гидрофобную поверхность, а охлажденные на границе с водой - гидрофильную. Точно так же поверхность стеариновой кислоты, полученная на границе с воздухом, гидрофобна, а полученная на границе с водой и стеклом - гидрофильна.
Адсорбция полярных молекул на поверхности горных пород имеет большое значение при их избирательном смачивании водой и нефтью. Кварц, известняк и другие минералы, которыми в основном представлены нефтесодержащие породы, по своей природе гидрофильны. Несмотря на это, все нефтесодержащие породы в значительной степени гидрофобизованы нефтью и часто очень плохо смачиваются водой или обладают, по-видимому, устойчивой гидрофобной поверхностью.
С процессами адсорбции тесно связаны явления статического гистерезиса смачивания, заключающиеся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении периметра капли по поверхности твердого тела. Мерой статического гистерезиса смачивания может служить разность косинусов углов AS = S2,i -S] 2 [см. формулу (VI.3)]. Эта разность получается при различном порядке смачивания твердой поверхности жидкостями 7 и 2. В присутствии адсорбционного слоя статический гистерезис смачивания резко возрастает.
В соответствии с изменением молекулярно-поверхностных характеристик жидкостей на различных поверхностях раздела с увеличением давления и температуры изменяется также угол смачивания. По результатам исследований Н.Д. Таирова и М.М. Кусакова, краевой угол избирательного смачивания кварца растворами нефти на границе с водой при насыщении углеводородной жидкости и воды азотом (малорастворимым газом) не зависит от давления. Аналогичная закономерность наблюдается в данных условиях и для поверхностного натяжения нефти на границе с водой.
При растворении в нефти углеводородного газа, обладающего значительно лучшей растворимостью, чем азот, в нефти, с одной стороны, увеличивается относительное содержание неполярной части, что сопровождается уменьшением адсорбции и гидро- фобизации поверхности. В результате вода лучше избирательно смачивает кварц при контакте с нефтью. С другой стороны, вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхности породы увеличивается угол смачивания 0 при повышении давления. В совокупности зависимость 0 =f(p) с ростом давления от преобладания того или иного фактора может иметь разный характер, а Э0/Э/? может быть положительным или отрицательным.
Щелочные воды лучше смачивают поверхность кварца и других минералов, слагающих пласт, чем морская и дистиллированная воды. Это связано с омылением органических кислот щелочами воды. Мыла, адсорбируясь на поверхности раздела ‘нефть-вода и нефть-порода-вода, способствуют гидрофилизации поверхности, т.е. уменьшению угла избирательного смачивания.
В атмосферных условиях значение угла смачивания пропорционально поверхностной активности нефти. При высоких давлениях это условие нарушается.
Кроме измерения углов смачивания, взаимодействие жидких и твердых тел может быть исследовано путем изучения работы адгезии и теплот смачивания.
Работа адгезии по уравнению Дюпре:
Wa = а2,3 + <71,2 + 01.3,(VI.4)
где О|,2 - поверхностное натяжение жидкости на границе с воздухом; а2,з и <^1.3 - поверхностные натяжения твердого тела на границе с воздухом и жидкой фазой.
Неизвестные величины Qj 3 и о2 3 из уравнения (VI.4) можно исключить, если использовать соотношения (VI.3) и (VI.2). Подставляя в уравнение Дюпре вместо О] 3 и а2,з их значения из уравнения (VI.2), получим уравнение Дюпре-Юнга
Wa = <71.2(1 + COS0).(VI.5)
Из соотношения
<72.3 — <71,3 = <71,20080
следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твердого тела уменьшается на a12cos0. Величину o12cos0 принято называть натяжением смачивания.
Работа И7К когезии, как известно, характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.
Из уравнения (VI.5) следует, что на отрыв жидкости от поверхности твердого тела при полном смачивании, когда cos0 = 1, затрачивается работа, необходимая для 170
образования двух жидких поверхностей - 2ожг, т.е. Жк = 2ажг, где ажг - поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.
Это значит, что при полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твердого тела, а происходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании <^1,201.3’
Для гидрофобных поверхностей характерно соотношение о12 > с^д, т.е. жидкость может отрываться от поверхности. При 9 = 180°, т.е. при полной несмачиваемости жидкостью поверхйости твердого тела, работа адгезии равна нулю. Следовательно, работа адгезии может служить показателем смачиваемости или прилипаемости жидкостей к поверхности твердого тела.
Подставив в уравнение Юнга значения работ адгезии и когезии, получим
а 2Wa-^c
cos 0 = —2.(VI.6)
Это уравнение позволяет оценить смачиваемость твердого тела в зависимости от соотношения сил притяжения жидкости к твердому телу и взаимного притяжения частиц жидкости. Например, твердое тело будет смачиваться жидкостью (cos0 положителен) при Wa > 0,5WK. При Wa < 0,5 WK значение cos0 будет иметь отрицательный знак, т.е. жидкость не смачивает поверхность. Из формулы (VI.6) следует, что полная несмачиваемость (cos6 = -1) может быть только при условии Wa = 0. Это условие на практике никогда не может быть выполнено, ибо между телами с любыми свойствами всегда существуют силы молекулярного притяжения и работа адгезии имеет всегда положительный знак.
Из уравнения (VI.6) следует, что смачиваемость жидкостью твердого тела тем лучше, чем меньше pa6ota когезии WK (и поверхностное натяжение жидкости на границе с газом).
Для характеристики смачивающих свойств жидкости может быть использована также относительная работа адгезии г = МуИ^, при увеличении которой смачивающие свойства улучшаются. Из уравнения (VI.6) следует, что при z = 1, Wа = WK cos6 = 1.
Строго говоря, уравнение (VI.6) теряет смысл в условиях полного смачивания, так как краевой угол не устанавливается. При этом в качестве термодинамической характеристики взаимодействующих фаз используют коэффициент растекания
S = отг - атж - ожг,
где атг, атж, ажг - поверхностные натяжения соответственно твердого тела на границе с газом с жидкостью и жидкости на границе с газом.
Учитывая соотношения Дюпре (VI.4) и коэффициент растекания, можно написать
S = Wa - 2ажг.
Следовательно, для полного растекания необходимо, чтобы работа адгезии была более чем в 2 раза больше бжг.
Уравнение Юнга (VI.3) можно записать так:
COS0 = (Жа - 2ожг) Ожг.
Это уравнение интересно тем, что в отличие от формулы Юнга входящие в него величины в ряде случаев могут быть измерены.
Адгезию можно установить экспериментально. Опыты показывают, что при медленном отрыве, когда поверхностные силы успевают прийти в состояние равновесия, значения работы отрыва, подсчитанные по уравнению Дюпре-Юнга и определенные экспериментально, совпадают. С увеличением скорости отрыва работа адгезии возрастает, по-видимому, за счет возникающих электростатических сил. При этом заряды двойного слоя не успевают нейтрализоваться и электрические силы суммируются с силами адгезии.
Установлено, что при смачивании твердого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твердое тело-жидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно имеет значение от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твердого тела и полярности жидкости.
Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твердого тела и природу его поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твердую поверхность. Поэтому отношение теплот смачивания жидкости служит термической характеристикой смачиваемости этой поверхности.
Более определенно степень гидрофильности или гидрофобности поверхности горных пород оценивают путем сравнения теплоты смачивания керна водой с теплотами смачивания полностью гидрофобизованной и гидрофилизованной пород. Средняя теплота смачивания нефтенасыщенных кернов ряда нефтяных месторождений Западной Сибири колеблется от 6,3 до 24,4 кДж/кг. Этот параметр оценивается в калориметрах высокой точности.
Поверхность горных пород отличается значительной неоднородностью по смачиваемости, что можно объяснить многими причинами. Большое влияние на свойства поверхностей оказывают процессы адсорбции, которые зависят от многообразия факторов, связанных как с составом пластовых жидкостей и пород, так и с условиями их контакта в пласте. Свойства поверхности минералов, кроме явлений адсорбции, зависят и от процессов химического взаимодействия жидкостей и минералов, ионного обмена, растворения и электрокинетических явлений. Значительно влияет на эти процессы сложное строение поверхности минералов. Вследствие влияния на свойства поверхности горных пород большого числа факторов избирательная смачиваемость их пластовыми жидкостями может изменяться в широких пределах. Некоторые породы, по-видимому, полностью гидрофобизованы нефтью. Большинство же исследованных коллекторов газовых месторождений сложены гидрофильными породами.
КИНЕТИЧЕСКИЙ ГИСТЕРЕЗИС СМАЧИВАНИЯ
В пластовых условиях чаще всего наблюдаются неустановившиеся процессы, происходящие на поверхностях раздела фаз. Внешне при таком процессе угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения менисков в капиллярных каналах.
Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания.
Гистерезис зависит от направления движения периметра смачивания, т.е. от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой (рис. 83). Угол, образующийся при вытеснении нефти водой (92 л), принято называть и а с т у п а ю щ и м, а угол, образующийся при вытеснении воды нефтью (9] 2). - о г с т у п а ю щ и м. При этом отступающий 0t 2, наступающий 92л и статический 9 углы всегда находятся в соотношении 92л > 9 > 9] 2.
Гистерезис смачивания зависит от скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности, а также от адсорбции на ней веществ и шероховатости твердого тела. -С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды вследствие гистерезисных явлений наступающий угол смачивания возрастает и может стать больше 90°, если даже в статических условиях поверхность капилляра гидрофильна.
Причины гистерезиса еще недостаточно изучены. Одни исследователи считают, что он обусловлен силами трения, вызываемыми неровностью поверхности, так как на по- 172
Рис. 83. Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале
лированных поверхностях гистерезис проявляется слабо. Другие наиболее вероятной считают молекулярную природу гистерезиса, зависящего от прочности сцепления с твердой поверхностью молекул соприкасающихся фаз. При вытеснении из пор нефти водой приходится удалять с твердой поверхности адсорбированные молекулы полярных компонентов нефти. Поэтому возникает дополнительное сопротивление растеканию воды по поверхности. В зависимости от порядка смачивания значение этих сил сопротивления неодинаково, чем и обусловлено различие отступающих и наступающих углов.
Следует учитывать, что если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности больше энергии сцепления молекул жидкости, то вытесняемая жидкость оставляет на поверхности пленку толщиной, соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил. Это - одна из причин образования остаточной пленочной нефти в пласте.
В пластовых условиях гистерезис смачивания осложняется влиянием остаточной воды, которая, по-видимому, способствует улучшению смачивания поверхности капиллярных каналов вытесняющей водой.
СВОЙСТВА ПОВЕРХНОСТНЫХ СЛОЕВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ
О структуре поверхностного слоя существуют различные предположения. Многие исследователи связывают образование пристенных слоев с поляризацией молекул и их ориентацией от поверхности твердого тела во внутренние области жидкости с образованием сольватных слоев.
Особенно сложное строение имеют слои нефти, контактирующие с горными породами пласта, так как взаимодействие поверхностно-активных веществ с минералами очень многообразно. Замечено, например, что реагенты, применяемые во флотационной технике, могут закрепляться на поверхности минерала как в форме обычных трехмерных пленок, образующих самостоятельную фазу на поверхности минеральных частиц, так и в виде поверхностных соединений, не имеющих определенного состава и не образующих отдельной самостоятельной фазы. Наконец, реагенты могут концентрироваться в диффузионной части двойного электрического слоя, а не на поверхности раздела фаз. Поверхностно-активные компоненты, по-видимому, всегда концентрируются не только на поверхности, но и в трехмерном объеме вблизи поверхности раздела.
Многими исследователями были сделаны попытки измерять толщину пленки различных жидкостей на твердых телах. Так, например, по результатам измерений Б.В. Дерягина и М.М. Кусакова, толщина смачивающих пленок водных растворов солей на различных твердых плоских поверхностях составляет около 0,1 мкм. По результатам исследований И.Л. Мархасина, толщина граничного слоя нефти ряда месторождений Башкирии, остающегося на поверхности кварцевого песка, в результате вытеснения при реально существующих градиентах давлений может достигать 2-3 мкм. Эти слои отличаются от остальной части жидкости структурой и механи-
ческими свойствами - упругостью на сдвиг и повышенной вязкостью. Установлено, что свойства жидкости в поверхностном слое изменяются также вследствие ее сжатия. Например, плотность адсорбированной силикагелем воды, по некоторым измерениям, составляет 1027-1285 кг/м3.
Особыми свойствами обладают также адсорбционные и связанные с ними сольватные оболочки на разделах фаз в нефтяном пласте. Некоторые составные части могут образовывать гелеподобные структурированные адсорбционные слои (с необычными - аномальными свойствами) с высокой структурной вязкостью, а при высоких степенях насыщения адсорбционного слоя - с высокими упругостью и механической прочностью на сдвиг.
Исследования показывают, что в состав поверхностных слоев на разделе нефть- вода входят нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы высокомолекулярных смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, а также частицы минеральных и углеродистых суспензий. Предполагается, что поверхностный слой на разделе нефть-вода образуется в результате скопления минеральных и углеродистых частиц, а также микрокристаллов парафина под влиянием избирательного смачивания водной фазой гидрофильных участков их поверхности. Адсорбирующиеся на этой же поверхности раздела асфальто-смолистые вещества, переходящие в гелеобразное состояние, цементируют частицы парафина и минералов в монолитный слой. Поверхностный слой еще более утолщается вследствие сольватации гелей асфальто-смолистых веществ со стороны нефтяной фазы.
Особые структурно-механические свойства механических слоев обусловливают стабилизацию различных систем, в частности высокую устойчивость некоторых водонефтяных эмульсий.
Существование адсорбционных слоев на разделе остаточная вода-нефть, по-види- мому, оказывают также некоторое задерживающее влияние на процессы смешивания нагнетаемых в пласт вод с остаточными.
ИЗМЕРЕНИЕ УГЛОВ СМАЧИВАНИЯ
Для изучения смачиваемости поверхности твердых тел и смачивающих свойств жидкостей широко применяют "оптическую скамью". При этом каплю жидкости, нанесенную на твердую поверхность минерала (шлиф) или горной породы, проецируют с помощью оптической системы в увеличенном виде на экран из матового стекла. Краевой угол смачивания измеряют по изображению, полученному на матовом стекле, или по фотографии капли.
С помощью "оптической скамьи" можно измерить как статические, так и кинетические углы смачивания. Если первые определяют для общей физико-химической характеристики нефтесодержащих пород и смачивающих свойств вод, то кинетические углы важно знать при изучении избирательного смачивания пород в процессе вытеснения нефти водой из пористых сред и для оценки знака и величины капиллярного давления в поровых каналах.
Для измерения угла смачивания, образующегося на границе различных сред при движении раздела фаз, предложено много методов. Например, измеряют краевой угол смачивания, образуемый поверхностью жидкости и погруженной в нее наклонной пластинкой минерала во время опускания или поднятия последней с соответствующей скоростью. При другом способе измеряются краевые углы натекания и оттекания, образуемые каплей жидкости на наклонной твердой поверхности. Существует метод, при котором динамика изменения угла смачивания создается путем отсасывания капиллярной пипеткой нефти или воды из капли. С уменьшением объема капли нефти образуется наступающий угол смачивания, при увеличении ее - отступающий. Наконец, углы смачивания в динамике можно измерить при медленном движении мениска в капилляре. Все упомянутые методы измерения кинетических углов избира-
Рис. 84. Схема одного из вариантов прибора ВолковойРис. 84. Схема одного из вариантов прибора Волковой
Рис. 84. Схема одного из вариантов прибора Волковой
Рис. 84. Схема одного из вариантов прибора Волковой
тельного смачивания не воспроизводят пластовых условий, и их нельзя применять для оценки краевых углов смачивания при движении водонефтяного контакта в пористой среде.
Некоторое представление о смачивающих свойствах вод и природе поверхности поровых каналов можно получить, измеряя скорость пропитывания пористой среды жидкостью или капиллярного вытеснения одной жидкости другой. Для изучения процесса капиллярного пропитывания и взаимного вытеснения нефти и воды обычно используются различные модификации прибора Волковой, одна из которых приведена на рис. 84.
В стеклянную трубку 3 с помощью резинового уплотнения 5 вставляют пробу изучаемого песчаника 4, насыщенного остаточной водой и нефтью. Капилляр 1, наполненный вытесняющей жидкостью до конца расширенной части, соединяется с трубкой 3 на шлифе 7. Пространство между торцом образца и пробкой капилляра сообщается с атмосферой при помощи отвода с пробкой 2. На капилляре 1 нанесены деления, по которым можно определить количество вошедшей в керн под действием капиллярных сил воды в различные моменты времени. При изучении процесса капиллярного вытеснения нефти трубка наполняется водой и после соединения шлифа 7 открываются пробка 2 и кран 6. Прибор слегка наклоняют, в этом случае жидкость достигает торца песчаника, после чего пробка 2 закрывается. Прибор вновь устанавливают в горизонтальное положение и проводят наблюдение за процессом капиллярного вытеснения нефти водой.
Аналогичные приборы созданы также для изучения процессов капиллярного вытеснения при высоких давлениях. Пористую среду, состоящую из капилляров различных диаметров с большим разнообразием геометрических форм, можно заменить идеальным грунтом с расчетным средним радиусом цилиндрических пор. Тогда зависимость длины смоченного слоя породы от времени только под действием капиллярных сил можно приближенно оценить по формуле З.В. Волковой:
(VI.7)(VI.7),2 OCOS0
(VI.7)
(VI.7)
/ =м, 2ц
где / - длина смоченного слоя породы к моменту времени t; G - поверхностное натяжение; 6 - угол смачивания; г - средний радиус пор; ц - вязкость жидкости.
Уравнение (VI.7) действительно для пропитывания пористой среды жидкостью, при этом вязкость газа (воздуха) принята равной нулю.
В процессе вытеснения из породы менее смачивающей фазы лучше избирательно смачивающей жидкостью уравнение зависимости / от t при пропитывании в гори-
зонтальном направлении имеет вид
(VI.8)(VI.8)Z2 , 2/оц, /= acos 9 rt
(VI.8)
(VI.8)
М-Ц] 2(ц-Ц])
где /() - общая длина пористой среды; ц - вязкость вытесняющей жидкости; Ц] - вязкость вытесняемой жидкости.
Уравнение (VI.8), основанное на классических законах капиллярности, действительно только для единичных капилляров, так как не учитывает специфических особенностей строения и свойств пористых сред и многообразия явлений, происходящих в процессе их пропитывания.
Основные препятствия, затрудняющие использование уравнений З.В. Волковой для расчета углов избирательного смачивания пористых сред по данным капиллярного пропитывания, состоят в образовании в поровом пространстве смесей жидкостей, что не учитывается уравнением (VI.8), а также в трудности определения радиуса г. характеризующего геометрию порового пространства образца и одновременно свойства жидкостей. Кроме того, уравнение (VI.8) не учитывает зависимость угла смачивания и поверхностного натяжения от скорости движения мениска. Однако это уравнение можно использовать для приближенной оценки смачиваемости гидрофильных пористых сред, если принять некоторые допущения. Например, влиянием на скорость впитывания воды в нефтенасыщенные образцы водонефтяных смесей, образующихся в пористой среде в зоне пропитки, можно пренебречь, если для расчетов смачиваемости использовать начальную скорость впитывания воды (в момент времени t = 0), когда смеси еще не успели образоваться. Далее предположим, что радиусы г пор в начальный момент пропитки в меньшей степени зависят от свойств жидкости, и примем, что средний размер пор в образце породы зависит от проницаемости к и пористости т породы по известному соотношению
r = ^,(VL9)
V т
где (р - структурный коэффициент, характеризующий отличительные особенности строения порового пространства коллекторов (для зернистых коллекторов ф = О.5О35/шк!).
Для перехода к скоростям пропитки продифференцируем уравнение (VI.8) по времени
(VI. 10)(VI. 10)2/0ц, GCOS0
(VI. 10)
(VI. 10)
2/ц + —о, =г.
Ц-Ц]2(Ц-Ц])
При t = 0 длина / смоченного слоя также стремится к нулю, и тогда с учетом уравнения (VI.9) получим
2/0Ц| v _ ocos9 i8£<p
Ц-Ц]2(Ц-Ц]) V т
, 2/пц|о.
cos 0 =,(VI. 11)
<з^2кц>
где о^о - начальная скорость впитывания воды в образец, определяемая по опытным данным по наклону касательной к кривой впитывания / —> ДО в момент времени t = 0.
Как уже упоминалось, различные участки поверхности пористых сред обладают неодинаковой смачиваемостью. В условиях гетерогенной смачиваемости уравнение (VI. 11) можно применять для расчета осредненных относительных углов смачивания
по скоростям капиллярного пропитывания образца вытесняющей водой в начале процесса.
В лабораторной практике используют различные методы оценки смачиваемости пород пластовыми жидкостями, основанные на способности поверхности гидрофильного керна адсорбировать лишь определенные красители (в частности, на зависимости флотируемости минералов от смачиваемости поверхности породы).
Для оценки относительной смачиваемости пористых сред можно применять кривые капиллярное давление-насыщенность. Известно, что с изменением смачивающих свойств жидкости эти кривые, снятые для одной и той же пористой среды, смещаются. Степень смещения кривых, кроме изменений поверхностного натяжения, определяют по значению cosO в разных опытах.
Глава VII
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИВОДОЙ И ГАЗОМ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ.СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ
Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:
напором краевых вод;
напором газа, сжатого в газовой шапке:
энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;
упругостью сжатых пород;
гравитационной энергией.
В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный. В практике эксплуатации газовых месторождений встречаются залежи, геологические условия которых способствуют проявлению водонапорных, газовых или смешанных режимов. Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т.е. когда пластовые воды не активны. Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.
Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления, в принципе, аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.
Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 85).
Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:
(VII. 1)(VII. 1)2п а
(VII. 1)
(VII. 1)
Р = 7Г7
где а - поверхностное натяжение на границе нефть-вода; R - радиус сферической поверхности столбика нефти; г - радиус ее цилиндрической поверхности
^дпра^леллл ^//плллллля стлл^им ^л.’^дпра^леллл ^//плллллля стлл^им ^л.’Рис. 85. Схема деформации капли нефти при ее сдвиге в капилляреРис. 85. Схема деформации капли нефти при ее сдвиге в капилляре
^дпра^леллл ^//плллллля стлл^им ^л.’
^дпра^леллл ^//плллллля стлл^им ^л.’
Рис. 85. Схема деформации капли нефти при ее сдвиге в капилляре
Рис. 85. Схема деформации капли нефти при ее сдвиге в капилляре
Под действием давления, развиваемо! э менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают, по-види- мому, аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникает сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное на рис. 85 пунктирными линиями. При этом капиллярное давление, создаваемое менисками, станет равным соответственно для левого и правого менисков:
(УП.2)(УП.2), 2а ,, 2а
(УП.2)
(УП.2)
Р =—г,Р
R
Разность этих давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:
(УП.З)(УП.З)(УП.4)(УП.4)2а 2а
(УП.З)
(УП.З)
(УП.4)
(УП.4)
Учитывая, что
R =,
COS0
получим
рс =—(cos 0" -cos 0').
Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.
В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление
где У?) и /?2 - радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной частях канала.
Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении десятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. По-видимому. эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вследствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьков воды или газа.
ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ.
ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ
На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твердое тело-жидкость. По результатам опытов, проведенных П.А. Ребиндером, М.М. Кусаковым, К.Е. Зинченко, при фильтрации через кварцевый песок углеводородных жидкостей с добавками полярных поверхностноактивных веществ (как индивидуальных углеводородов, так и нефтей) со временем скорость фильтрации затухает. Это можно объяснить образованием на поверхности поровых каналов адсорбционно-сольватных слоев, практически не участвующих в процессе движения и замедляющих фильтрацию, уменьшая эффективное сечение капилляров. Считается, что и в естественных условиях понижение скорости фильтрации может быть вызвано: 1) химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зерен; 2) повышением содержания в нефти поверхностноактивных веществ за счет накопления в текущей нефти кальциевых и магниевых мыл.
В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок. Этим эффектом объясняется и процесс затухания проницаемости кварцевых песчаников при фильтрации сквозь них нефти, детально изученный Ф.А. Требиным при различных условиях фильтрации.
Ф.А. Требиным установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлений и повышением температуры до 60-65°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.
Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике. Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывают забой какими-либо средствами.
Следует, однако, отметить, что явления затухания фильтрации со временем, по- видимому. не свойственны большинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы без снижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении в них дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней (в результате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения при хранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. По данным В.М. Березина и В.С. Алексеевой, проницаемость естественных песчаников практически одинакова для воздуха, неполярной жидкости и малоактивных (малополярных) нефтей Татарии и Башкирии. По результатам их исследований, при надлежащем отборе и хранении дегазированных нефтей (без ISO
доступа воздуха, в темном помещении, при умеренных температурах) даже таких месторождений, как Арланское и Новохазинское, нефти которых содержат асфальтосмолистые вещества в большем количестве, чем нефти других месторождений, фильтрация в пористой среде происходит без затухания. Процесс образования асфальтосмолистых отложений в поровых каналах, по-видимому, более свойствен выработанным залежам с низким пластовым давлением и связан с нарушением равновесия в нефтегазовых растворах при выделении газовой фазы и изменениях температуры.
Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.
Следует учитывать, что электрокинетические явления в пористой среде при фильтрации воды также могут быть причиной кажущегося роста ее вязкости в порах пласта (электровязкость).
ЭЛЕКТРОКИНЕТИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ
Эти явления связаны с наличием ионно-электростатических полей у границ поверхностей в растворах электролитов (двойной электрический слой). Распределение ионов в электролите у заряженной поверхности пористой среды имеет диффузный характер, т.е. противоионы не расположены в каком-то одном слое, за пределами которого электрическое поле отсутствует, а находятся у поверхности в виде "ионной атмосферы", возникающей вследствие теплового движения ионов и молекул жидкости. Концентрация ионов, наибольшая вблизи адсорбированного слоя, убывает с расстоянием от твердой поверхности до тех пор, пока не сравняется со средней их концентрацией в растворе.
Область между диффузной частью двойного слоя и поверхностью твердого тела называют плотной частью двойного электрического слоя (слой Гельмгольца). На рис.86 схематически показано распределение потенциала в двойном электрическом слое (при отсутствии специфической, т.е. неэлектростатической, адсорбции). Толщина плотной части d двойного электрического слоя приблизительно равна радиусу ионов, составляющих слой. Толщина диффузной части X двойного слоя в очень разбавленных растворах составляет несколько сотен нанометров.
При относительном движении твердой и жидкой фаз скольжение происходит не у твердой поверхности, а на некотором расстоянии, близком к молекулярному. Интенсивность электрокинетических процессов характеризуется не всем скачком потенциала между твердой фазой и жидкостью, а его значением между частью жидкости, неразрывно связанной с твердой фазой, и остальным раствором (электрокинетический потенциал или ^-потенциал).
Наличие двойного электрического слоя на границах разделов способствует возникновению электрокинетических явлений (электроосмоса, электрофореза, потенциала протекания и др.). Все они имеют общий механизм возникновения, связанный с относительным движением твердой и жидкой фаз. При движение электролита в пористой среде образуется электрическое поле (потенциал протекания). Если на пористую среду действует электрическое поле, то под влиянием ионов приходит в движение раствор электролита в связи с тем, что направленный поток избыточных ионов диффузного слоя увлекает за собой массу жидкости в пористой среде под действием трения и молекулярного сцепления. Этот процесс называется электроосмосом. При действии электрического поля на взвесь дисперсных частиц происходит движение дисперсной фазы. Это называется электрофорезом. В таком случае частицы раздробленной твердой или жидкой фазы переносятся к катоду или аноду в массе неподвижной дисперсной среды. По природе электрофорез - зеркальное отображение электроосмоса, и поэтому эти явления описываются уравнениями, имеющими одинаковую структуру. Количественно зависимость скорости электроосмоса от параметров электрического поля и свойств пористой среды и жидкостей описывается формулой
Рис. 86. Распределение потенциала в двойном электрическом слое
<р - потенциал между поверхностью твердого тела и электролитом (термодинамический потенциал); ^ - потенциал диффузной части двойного слоя (электрокине- тический потенциал)
(УП.6)(УП.6)Гельмгольца-Смолуховского
(УП.6)
(УП.6)
4лц
где и - расход жидкости под действием электроосмоса; 5 - суммарная площадь поперечного сечения капиллярных каналов пористой среды; £ - падение потенциала в подвижной части двойного слоя (дзета-потенциал); D - диэлект
рическая проницаемость; h = E/L - градиент потенциала; Е - потенциал, приложенный к пористой среде длиной Ц р - вязкость жидкости.
Учитывая, что сопротивление жидкости
_ / L(УП.7)
А =,
х S
(УП.8)(УП.8)а
(УП.8)
(УП.8)
E=[R = —, h = - = —, xS L xS
где х - удельная электропроводимость жидкости; / - сила тока, можно написать
^/(VH9)
4лрх Формулу (УП.6) можно представить в форме, аналогичной закону Дарси:
(УП.10)(УП.10)= Fm^D E = FE 4лр L 3 pA '
(УП.10)
(УП.10)
Здесь F - площадь образца; m - пористость образца; k3 - электроосмотический коэффициент проницаемости.
По закону Дарси расход жидкости
Vsv=k^.
При совпадении направления фильтрации с результатом проявления электроосмоса суммарный расход жидкости
(УП.11)(УП.11)(УП.12)(УП.12)Q = V+V =кэ—^гД,
(УП.11)
(УП.11)
(УП.12)
(УП.12)
или
Q и V ^ ! mFD^ pt
V, ^ 4лр£ Fkp'
6 _ J , D^Em ^кэ E
У, Дикр к р
Для оценки степени участия в потоке электроосмических процессов в зависимости от приложенного потенциала можно также использовать соотношение
L = ^?_.(УП.13)
\ к Р
Принципиальная возможность повышения скорости фильтрации за счет электроосмоса доказана экспериментально. Однако многие вопросы приложения электрокине- тических явлений в нефтепромысловой практике недостаточно изучены.
Как следует из уравнения Гельмгольца-Смолуховского, интенсивность электроосмоса зависит в значительной мере от ^-потенциала, который обладает характерными свойствами, зависящими от строения диффузного слоя. Особый интерес для промысловой практики представляет зависимость значения ^-потенциала от концентрации и свойств электролитов. Увеличение концентрации электролитов сопровождается уменьшением толщины диффузного слоя и снижением электрокинети- ческого потенциала. При некоторой концентрации электролитов скорость элект- рокинетических процессов становится равной нулю. Электрокинетический потенциал может при этом не только быть равным нулю, но и приобретать противоположный знак. Это явление наблюдается при значительной адсорбции ионов на поверхности, когда общий заряд ионов в плотном слое больше заряда поверхности твердого тела.
ДРОССЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ ПРИ ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТЕЙИ ГАЗОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Дросселирование - эффект уменьшения давления газового потока при его движении через сужения в каналах. Дроссельным называется термодинамический процесс, характеризующийся постоянством энтальпии.
Вследствие адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, незначительно влияет на температурные изменения внутри пласта и забоев действующих скважин вследствие большой теплоемкости Ср горных пород. Заметные изменения температуры на забоях скважин происходят вследствие дроссельного процесса. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона, который представляет собой частную производную от температуры Т по давлению р при постоянной энтальпии Н
(УП.14)(УП.14)
(УП.14)
(УП.14)
Температурные изменения при фильтрации через пористую среду жидкостей и газов зависят от перепада давлений Ар = ри - р3 между пластом (р^ и забоем (р.^ и определяются формулой
АТ =-ЁАр, (УЛЛ 5)
где Ё - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона.
Из формулы (УП.14) следует, что коэффициент Джоуля-Томсона можно представить состоящим из двух членов - первый из них определяет нагревание веществ при фильтрации за счет работы сил трения, второй - охлаждение за счет адиабатического
расширения. Для жидкостей
с/ [сДэД,
Поэтому жидкости, насыщающие пористую среду, нагреваются в процессе истечения в скважину из пласта. Значения интегрального коэффициента 8 для нефти изменяются в пределах от 0,4 до 0,6°С/МПа, для воды - 0,235°С/МПа. При дроссельном процессе повышение температуры нефтей достигает 5-6°С на 10 МПа депрессии.
Для реальных газов коэффициент Джоуля-Томсона получим из уравнения (VII. 14) и уравнения состояния pV = zRT;
(Vn.16)(Vn.16)к-\тЧ^Л
(Vn.16)
(Vn.16)
8 =— ,
К р W)p
где К = Ср/Су
Из уравнения (VII. 16) следует, что если (dz/dT)^ положительно, то 8 < 0, т.е. газ при дросселировании охлаждается при (dz/dT)^ < 0; 8 > 0, следовательно, газ нагревается. При (dz/dT)r = 0 имеем точку инверсии (е = 0). Кривая точек инверсии соответствует линии поворота сетки графиков z (р„р, Тпр) коэффициента сверхсжимаемости углеводородных газов (см. нижнюю часть линиий на рис. ИЗ). Как следует из этого рисунка, температура и давление инверсии высокие, и поэтому обычно имеем эффект охлаждения газов при истечении из пласта в скважины.
Зависимость изменений температур от перепада давлений для заданного дроссельного процесса может быть определена графическим способом из энтальпийной диаграммы.
Дифференциальные коэффициенты Джоуля-Томсона е при различных р находятся как производные функции Т = /(р) для данного значения р. Значение 8 обычно увеличивается по мере снижения давления. Интегральный коэффициент Джоуля-Томсона е определяется по формуле
(Vn.17)(Vn.17)^Р
(Vn.17)
(Vn.17)
Ри - Рз
где ри и р3 - начальные и конечные давления.
Предельное изменение температуры ДТ вследствие дроссельного эффекта определяется по формуле (VII. 15).
Опыт показывает, что при высоких пластовых давлениях (20-30 МПа) без больших погрешностей можно пользоваться средними (интегральными) коэффициентами е, соответствующими интервалу давлений 5-10 МПа.
Для углеводородных газов дифференциальные коэффициенты е находятся в пределах - (3-6)°С/МПа.
Дроссельный эффект используется в промысловой практике для установления зон притока нефти, воды и газа. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа - охлаждение. Различие в значениях 8 для воды, нефти и газа позволяет по температурным изменениям призабойной зоны отбить в пласте также и границы перехода нефть-вода, нефть-газ, вода-газ.
Тепловые явления в пластах и скважинах положены в основу новых методов исследования строения залежей и коллекторских свойств пласта.
ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИВОДОЙ И ГАЗОМ
В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50- 60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 87. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.
Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды 5П. При этом в пласте можно отметить три зоны (/-///). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до 5ф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона //) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от I вымывания нефти к зоне /// движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.
Аналогичное распределение Таза и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.
Так, вследствие небольшой вязкости газа "поршневое" вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 об.%. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти заменяется механизмом увлечения ее струей газа. При газонасыщенности -35% движется в пласте только газ.
Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.
Визуальные наблюдения за процессом выделения газа в тонких прозрачных пористых средах показывают, что даже при интенсивном снижении давления большое число пузырьков не образуется. Иногда на десятки тысяч пор приходится один пузырек, который увеличивается в объеме за счет диффузии газа. При этом уменьшается степень перенасыщения нефти газом вблизи расширяющегося пузырька.
Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки
Риг. 87. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой
(за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька га- зонасыщенность структуры увеличивается.
Первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой части пористой среды,
затем они вырастают в длинную узкую газонасыщенную структуру. После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек преимущественно продолжается в этой свободной зоне, потому
что капиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечением капиллярных каналов.
Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т.е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.
НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.
В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной.
Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период более значительна и продолжительна. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные коэффициенты нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора (водный фактор - среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти).
При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате (Азербайджан) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80%.
Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор 186
водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.
Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60% к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8-30%, а в большинстве случаев 15-20%. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.
Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасы- щенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (60-70%). Однако при значительной неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30%. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.
Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по- видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.
Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеодно- родным характером их строения. Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешиваю- щихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т.е. при отсутствии менисков) характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100%.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения
нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).
Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
капиллярно удержанная нефть;
нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).
Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся в том или ином объеме во всех истощенных залежах.
Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно удержанная нефть находится в порах под влиянием капиллярных сил и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть-вода или нефть-газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количество определяются геометрией порового пространства и свойствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.
В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках. Остаточная нефть этого вида весьма распространена. Доказательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные за водонефтяным контактом в промытой части пласта. По этой же причине перераспределение и увеличение отбора жидкости из обводненного пласта иногда приводит к повторному увеличению притока нефти к скважинам.
Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70-80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.
Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редко превышает 50-60%. Технология заводнения может быть
улучшена выбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру. Но необходимо предварительно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пласта нефти. Результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследователями, оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения о и значения acosO (О - угол избирательного смачивания), в других же эта закономерность оказалась более сложной - нефть в большей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофильных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективым в гидрофобных пластах.
Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Одни исследователи считают, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другие авторы полагают, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Некоторые исследователи пришли к выводу, что конечная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснения нефти водой.
По результатам многочисленных исследований, полная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды, если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Однако и это положение небесспорно.
Таким образом, по важнейшим вопросам физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов и насыщающих их жидкостей чрезвычайно разнообразны. И каждое из упомянутых выше положений, по-видимому, справедливо, но только для конкретных условий вытеснения нефти водой.
Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недостаточно освещает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается такой же. Во всяком случае, она не объясняет, почему различные воды при всех прочих равных условиях вытесняют неодинаковое количество нефти из породы. Одной общей схемы вытеснения недостаточно и для решения многих других вопросов промысловой практики, например для выбора режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, для определения свойств нагнетаемой воды и их связи со свойствами пластовой системы и др.
Решение этих вопросов чрезвычайно важно, так как это позволило бы научно обосновать пути значительного повышения нефтеотдачи пластов за счет правильного подбора качества вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследований разница в значениях нефтеотдачи породы в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей продвижения водонефтяного контакта изменяется от 0 до 10-15%, а иногда и более.
Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче при вытеснении нефти из одной и той же породы водами различного состава получается вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярных процессов в пласте.
РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИНЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.
Как было отмечено, за водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Интенсивность этого процесса зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярных сил. Когда внешние силы велики (т.е. когда перепад давлений в пласте, под действием которого нефть вытесняется водой, достаточно большой), фронт может передвигаться настолько быстро, что вследствие гистерезисных явлений в гидрофильном в статических условиях пласте наступающие углы смачивания становятся близкими к 90° или больше. При этом процессы капиллярного впитывания на фронте вытеснения затухают или исчезают. Однако в большинстве случаев (при закачке поверхностных пресных вод в пласт) эти процессы на фронте вытеснения нефти водой проявляются в той или иной степени, так как реальные скорости продвижения водонефтяного контакта редко превышают 0,5-1 м/сут.
Кроме упомянутых форм проявления, капиллярные силы влияют на процессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пористой среде, на строение тонких слоев воды (подкладок) между твердым телом и углеводородной жидкостью и др. Следует отметить, что интенсивность упомянутых капиллярных процессов зависит в той или иной степени от капиллярного давления, развиваемого менисками на границах разделов фаз. И поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Целесообразость такой постановки вопроса вытекает также из уже упоминавшегося предположения, что различную нефтеотдачу одной и той же пористой среды при вытеснении нефти водами неодинакового состава получают вследствие различного характера течения и интенсивности капиллярных процессов в зонах водонефтяного контакта и вымывания нефти водой. Действительно, изменяя качества нагнетаемых в залежь вод. можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства. Это означает, что как бы ни менялись упомянутые свойства воды, мы влияем при этом прежде всего на комплексный параметр - капиллярные свойства пластовой системы (на значение и знак капиллярных давлений рс = 2(ocos9/r), развиваемых менисками в пористой среде, направление течения процессов капиллярной пропитки и интенсивность капиллярного перераспределения жидкостей в пористой среде под действием капиллярных сил).
Рассмотрим представления различных исследователей о механизме проявления и роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред.
В гидрофобных пластах, где мениски в каналах противодействуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластов под их влиянием уменьшается. Поэтому лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой с низкими значениями межфазного натяжения при повышенных градиентах давлений.
Значительно труднее определить роль капиллярных сил и механизм их проявления в гидрофильных породах. Опыты по капиллярному пропитыванию водой естественных кернов, заполненных нефтью, показывают, что большинство природных коллекторов нефти в той или иной степени избирательно лучше смачиваются водой.
Многочисленные лабораторные и промысловые наблюдения подтверждают возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти из трещиновато-пористых коллекторов. Внешние гидродинамические силы в трещиновато-пористой среде с небольшой проницаемостью нефтенасыщенных блоков способствуют быстрому прорыву вод по трещинам в эксплуатационные скважины. Применение в этом случае вод с высокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании с медленной скоростью продвижения вод способствует увеличению нефтеотдачи трещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50% нефти из блоков естественного известняка кубической формы размером 6-7 см за 25- 30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.
Многие исследователи считают, что во всех случаях воды с высокими значениями ocosO, т.е. развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей.
Но вывод о благоприятном влиянии капиллярных процессов перераспределения жидкостей в зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачу неоднородного пласта, в котором трещиноватость пород развита слабо, не подтверждается практическими данными эксплуатации ряда нефтяных месторождений, приуроченных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т.е. когда капиллярное пропитывание и перераспределение в значительной степени ослаблены), характеризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. Многочисленными опытами установлено, что данные, полученные для однородных пористых сред, двух- и многослойных моделей пластов, состоящих из пропластков различной проницаемости, нельзя полностью использовать для природных пластов.
Естественные отложения, по-видимому, обладают дополнительными специфическими особенностями, значительно изменяющими характер проявления капиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов - сложный характер неоднородности физических свойств пород. В этих условиях и закономерности проявления капиллярных сил должны быть более сложными.
Представление о благоприятной роли процессов капиллярного проникновения воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-за упрощенного моделирования неоднородных пластов.
Естественные коллекторы нефти обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади залегания и в вертикальном направлении и характеризуются случайным законом распределения их параметров. В результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях охваченных водой участков интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды сплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщенные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под Действием капиллярных сил, что
способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей сплошности нефтяной фазы.
В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется не более 30-40% (редко 50%) нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания водой в пластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.
Таким образом, необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕОРИИ КАПИЛЛЯРНЫХ ЯВЛЕНИЙДЛЯ УСТАНОВЛЕНИЯ ЗАВИСИМОСТИ НЕФТЕОТДАЧИ
ОТ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ
Нефтеотдача пластов зависит от свойств пород, пластовых жидкостей и условий вытеснения. Влияние всех этих факторов на нефтеотдачу можно установить различными методами. Например, можно систематически анализировать большой экспериментальный материал, накопившийся при изучении физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред. Однако такой метод связан со значительными трудностями, возникающими при сравнении результатов экспериментов различных авторов вследствие несопоставимости условий проведения опытов и противоречивости результатов.
Зависимости нефтеотдачи от различных факторов можно установить, если в механизме вытеснения будут выявлены процессы, в большой степени влияющие на нефтеотдачу пластов и одновременно связанные с упомянутыми факторами. Эта мысль впервые были высказана Г.А. Бабаляном. По результатам его исследований, нефтеотдача существенно зависит от некоторых элементов кинетики вытеснения - механизма разрушения аномального слоя нефти на поверхности породы, диспергирования и коалесценции нефти в поровом пространстве, процессов отрыва и прилипания нефти к твердой поверхности породы. С другой стороны, интенсивность и закономерности развития этих процессов тесно связаны со свойствами пористых сред и пластовых жидкостей. Для установления зависимости нефтеотдачи от многочисленных свойств пластовых систем необходимо лишь определить влияние каждого из них на процессы диспергирования, коалесценции капель жидкости и разрушения аномального слоя нефти на твердой поверхности породы.
Однако картина развития этих процессов чрезвычайно сложна. Кроме того, трудно увязать неоднородность коллекторских свойств пород с течением этих процессов. Поэтому идея Г.А. Бабаляна развивалась в другом направлении.
В предыдущем разделе было показано, что на процесс вытеснения нефти водой (и на нефтеотдачу) значительно влияют капиллярные силы, перераспределение нефти и воды в пористой среде и формирование водонефтяных смесей. Капиллярные процессы, таким образом, являются важным элементом механизма вытеснения нефти водой из пласта.
Вместе с тем известно, что интенсивность и направление действия капиллярных сил зависят так или иначе от всего многообразия свойств пластовых систем и гидродинамических условий вытеснения. Знак и величина капиллярных сил представляют собой как бы суммарный результат физических свойств и физико-химических характеристик пласта, горных пород и пластовых жидкостей. Это позволяет наметить качественную связь между большинством параметров пластовых систем, условиями вытеснения и нефтеотдачей пласта, так как характер влияния большинства этих параметров на интенсивность и направление действия капиллярных процессов известен (или может быть установлен из большого экспериментального материала, накопившегося в области физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред). Для этого необходимо прежде всего установить, как анализируемое свойство пласта, жидкостей или всей системы влияет на интенсивность и направление действия капиллярных сил. Если, например, процессы капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей на водонефтяном контакте отрицательно влияют на нефтеотдачу пластов, то лучший результат можно получить при вытеснении нефти водами, развивающими на контакте с нефтью низкое капиллярное давление, т.е. водами, обладающими значением acosO (натяжение смачивания), приближающимся к нулю. Следовательно, если это предположение справедливо, то лучшая нефтеотдача может быть достигнута при вытеснении нефти из гидрофильных пород водами с низкими значениями поверхностного натяжения. Поэтому изучение процессов вытеснения нефти водой совместно с капиллярными процессами и капиллярными характеристиками пластовой системы - один из путей, позволяющий увязать и одновременно учесть влияние на нефтеотдачу как условий вытеснения, так и большей части физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и пород.
Следует, однако, отметить, что только капиллярными процессами нельзя объяснить все многообразие явлений, происходящих в пористой среде при вытеснении нефти водой. Для этого необходимо, использовать обширный опыт, накопленный в области физики и физико-химии многофазного потока. Процессы капиллярного впитывания и перераспределения жидкостей в поровом пространстве следует рассматривать лишь как суммарное следствие многочисленных свойств пластовой системы. Изучение этих процессов позволяет объединить в связанную'систему все факторы, одновременно влияющие на нефтеотдачу и на интенсивность проявления капиллярных сил. Рассмотрим пример приложения теории капиллярности для решения задачи зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти и газа.
ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯНЕФТИ ВОДОЙ
Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т.е. увеличивается с ростом градиентов давлений). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу. Аналогичный результат получен при экспериментах в условиях активного проявления капиллярных сил (например, при вытеснении неполярных углеводородных жидкостей с малой вязкостью хорошо смачивающей породу водой). В таком случае процессы пропитки водой пород пласта протекают приблизительно одинаково при различных (в пределах, встречающихся на практике) скоростях вытеснения, и поэтому нефтеотдача модели пласта не изменяется.
О.М. Ермилов и др.
В моделях пластовых систем, в которых капиллярные процессы впитывания и перераспределения жидкостей в порах пласта и перетоков из одного пропластка в другой под влиянием капиллярных сил способствуют повышению эффективности вытеснения нефти водой, нефтеотдача с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта уменьшается. Такой вывод получен в опытах с моделями трещиноватых коллекторов и слоистых пластов, сложенных однородными пропластками различной проницаемости.
Для моделей неоднородных пористых сред в зависимости от начальных физико- химических характеристик пластовой системы возникают различные по виду зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения. Например, при вытеснении нефти собственной пластовой водой, обладающей нейтральной смачиваемостью, нефтеотдача слабо зависит от скорости вытеснения. Из модели неоднородной пористой среды нефть лучше вытесняется с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта, если замедление процесса сопровождается активизацией капиллярных сил. Такие условия возникают при использовании щелочных, пресных вод при контакте их в пористой среде с малополярными нефтями (типа татарских и башкирских).
Возможность получения различных видов зависимости нефтеотдачи от скорости перемещения водонефтяного контакта в условиях реальных коллекторов подтверждается промысловой практикой. Например, анализ результатов эксплуатации уже выработанных месторождений Самарской Луки, проведенный Б.Ф. Сазоновым, В.И. Колгановым и А.Л. Капишниковым, показал отсутствие влияния на нефтеотдачу темпа отбора жидкости (при изменении скорости вытеснения от 2 до 20 м/год). Нефть из этих залежей вытеснялась из пород высокой проницаемости высокоминерализованной водой с нейтральными смачивающими свойствами, т.е. процесс ее вытеснения протекал при слабой активности капиллярных сил.
Однако следует учитывать, что упомянутый вывод получен в условиях залежей с относительно однородным строением пород при значительной их проницаемости (0,5- 1 мкм2). На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.
По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.
Глава VIII
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем рационального размещения скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежей. Эффективность эксплуатации залежи улучшается при специальном воздействии на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и др. Существует множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях.
Увеличения нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора. Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо использовать естественный или создавать искусственный водонапорный режим вытеснения путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие свойства.
Однако ни методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, ни методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. Например, так как маловязкие нефти лучше вытесняются из пласта, некоторые методы увеличения нефтеотдачи основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти. Как известно, тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях. Так, бензин и жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.
Явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления используются для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Затем газ из эксплуатационных скважин вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.
В лабораторных условиях и во время промышленных испытаний получены хорошие результаты при использовании многих других способов увеличения нефтеотдачи (нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными поверхностно-активными веществами, внутрипластовое горение нефти и др.). В лабо-
раторных условиях изучаются также электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия на пласт.
Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физико-химии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами.
МОЮЩИЕ И НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИЕ СВОЙСТВА ВОД
При заводнении нефтеотдача пласта редко превышает 60%, поэтому важнейшей задачей является дальнейшее ее увеличение при закачке воды в пласт. Одним из способов решения этой проблемы может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими и моющими свойствами.
Необходимо отметить, что тесной связи между моющими и нефтевытесняющими свойствами вод, по-видимому, не существует. Согласно современным представлениям, механизм моющего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать смачивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяжение на границе с нефтью и другими поверхностями. Они должны быть разрушителями суспензий и эмульсий и т.д. Известно, что загущенная полимерами высоковязкая вода хорошо вытесняет нефть из породы, не обладая при этом особыми моющими свойствами. По многочисленным наблюдениям за процессом вытеснения нефти из коллекторов нефтяных залежей Урало-Волжского района пластовыми водами, представляющими собой концентрированные растворы хлоридов, нефтеотдача в промытых водой зонах достигает 80%, несмотря на то что эти воды обладают очень слабыми моющими свойствами.
Параметры, влияющие на нефтевытесняющие свойства, зависят от строения и свойств пласта, а также от состояния жидкостей в пористой среде. Если, например, нефть в пористой среде находится в пленочном и рассеянном (капиллярно удержанном) виде вследствие повышенного содержания остаточной воды, то лучшими вытесняющими свойствами обладает вода, характеризующаяся низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу, т.е. вода, имеющая высокие моющие свойства. При заводнении трещиноватых коллекторов лучшими нефтевытесняющими свойствами обладают воды с повышенными значениями натяжения смачивания ocosO, способные под действием капиллярных сил интенсивно проникать в нефтенасыщенные блоки. Обычная, не впитывающаяся в блоки вода при нагнетании в трещиноватый пласт прорывается в эксплуатационные скважины по трещинам, не вытесняя нефть из блоков. Чем интенсивнее идут процессы противоточной капиллярной пропитки водой блоков, тем лучше результат заводнения трещиноватых коллекторов. Следует, однако, учитывать, что при противоточной капиллярной пропитке нефтеотдача даже небольших блоков (диаметром 5-10 см) после длительного их контакта с водой редко достигает 35-50%. Процесс противоточной капиллярной пропитки быстро затухает вследствие образования в заводненной зоне блоков прочных водонефтяных смесей (тем более прочных, чем выше значение ocosO). Внутренние части блоков, огражденные зоной водонефтяной смеси, длительное время могут сохранять повышенную нефтенасыщенность. Поэтому заводнение трещиноватых коллекторов водами, развивающими в пористой среде высокое капиллярное давление, следует рассматривать как средство извлечения лишь некоторого небольшого количества нефти. Пока еще не созданы более совершенные методы воздействия на трещинный коллектор.
По мнению некоторых исследователей, в условиях неоднородных по физическим свойствам зернистых коллекторов процессы капиллярного впитывания в нефтенасыщенные участки пласта и перераспределение жидкостей в поровом пространстве под действием капиллярных сил отрицательно влияют на нефтеотдачу из-за формирования в пористой среде водонефтяных смесей и нарушения сплошности нефти. Менее 196
интенсивно смеси образуются при заводнении неоднородного пласта водами с низкими значениями ocosG. Если это справедливо, то лучшими нефтевытесняющими свойствами в условиях неоднородных зернистых коллекторов должны обладать воды с нейтральной смачиваемостью (6 = 90°) - при этом значение acosG и, следовательно, капиллярное давление в порах равны нулю (в статических условиях). Такие воды обладают слабыми моющими, но более высокими нефтевытесняющими свойствами по сравнению с другими водами. По результатам измерений, проведенных в лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП, смачивающие свойства пластовых вод ряда месторождений Татарии, находившихся в пласте в контакте с нефтью, нейтральные. Можно предполагать, что и воды многих других месторождений в пластовых (статических) условиях по смачивающим свойствам близки к нейтральным. К этому выводу можно прийти, рассматривая вытеснение нефти из капиллярных каналов водой как случай избирательного смачивания породы водой и нефтью. Изменение свободной энергии А И7 единицы поверхности раздела твердой фазы при вытеснении одной жидкости другой определяется соотношением Дюпре-Юнга
АИ7 = они - qb„ = acosG,
где они и овп - поверхностное натяжение на границе раздела породы с нефтью и с водой; и - поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть; 6 - угол избирательного смачивания.
Из уравнения следует, что при онп > авн и acosG > 0 будут проходить самопроизвольные процессы вытеснения с поверхности породы нефти водой или воды нефтью. Система устойчива при acosG = 0. Поэтому в естественных пластах в течение геологических периодов контакта нефти и воды должны были протекать процессы, способствующие уменьшению свободной поверхностной энергии пластовой системы (взаимное растворение компонентов нефти и воды, адсорбция поверхностноактивных веществ на разных границах раздела и др.). За геологические периоды произошло необходимое перераспределение соответствующих компонентов между нефтью и водой и система приблизилась к нейтральной смачиваемости, насколько позволили состав и свойства пластовых жидкостей и горных пород.
Давно замечено, что нефтевытесняющая способность собственных пластовых вод (по сравнению с поверхностными) повышенная. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется не качеством пластовых вод, а неоднородностью строения пластов, наличием многочисленных зон, не промываемых водой. Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью, следует использовать для нагнетания в разрезающие ряды. Поверхностные воды (речные, озерные, подрусловые) в пластовых условиях при нагнетании их в залежи с малополярными нефтями (типа нефтей месторождений Татарии и Башкирии) могут развивать высокое капиллярное давление в пористой среде пласта вследствие повышения их температуры и улучшения смачивающих свойств. В этом случае вытесняющие свойства их ниже, чем для собственных пластовых вод.
Отрицательное влияние посторонней пресной воды на приток нефти из пласта было замечено давно, главным образом в процессе освоения нефтяных скважин и ввода их в эксплуатацию, а также при ремонтных работах, когда скважины промывались пресными водами. Анализ причин отрицательного влияния воды на приток нефти при вскрытии пласта дан Ф.И. Котяховым [44]. Его исследованиями установлено, что причинами трудностей освоения скважин и низкой их производительности являются проникновение в нефтяной пласт посторонней воды и образование в поровом пространстве призабойной зоны водонефтяных смесей.
Иногда считается, что состав и свойства нагнетаемой в пласт воды не играют роли, так как она быстро смешивается с остаточной водой и приобретает на фронте вытеснения свойства пластовой жидкости. Опыт, однако, показывает, что при небольшом содержании остаточной воды в коллекторе (10-15 об.%) нагнетаемая вода может
продвигаться по пласту на значительные расстояния, не смешиваясь с остаточной.
Капиллярное давление, развиваемое менисками в пористой среде, можно уменьшить не только за счет смачивающих свойств, но и при снижении поверхностного натяжения воды на границе с нефтью, например, путем обработки ее поверхностно-активными веществами. Тогда вода приобретает особо ценные качества - улучшаются одновременно ее вытесняющие и моющие свойства.
ОБРАБОТКА ВОДЫ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ
Необходимых изменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела пластовой системы в зоне их контакта в пористой среде можно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и высоким сродством гидрофильных полярных групп - на другом. По химическому признаку все ПАВ классифицируются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества.
Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к анионо-активным веществам. Типичное анионное ПАВ - стеарат натрия, в водном растворе которого образуются ионы Na+ и стеарат-анионы С]7Н35СОО~ с длинными цепями. Соответственно катионно-обменные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный и алкиларильный радикалы, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый и пропиленгликолевый остаток. Общая формула этих веществ:
К=СН2СН2ОСН2СН2О.. ,СН2СН2ОН,
где R может быть органической группой, например С6Н4О~, COO", CONH~, CON", атомом кислорода, серы и т.д.
Распространенным неионогенным поверхностно-активным веществом является ОП-10.
Примером катионо-активного ПАВ может являться карбозолин О:
^n-ch2
C17H33C I
80зСбН5",80зСбН5",СН2
80зСбН5",
80зСбН5",
Н3С - СН2СН2ОН
который используется для гидрофобизации песчаников.
В лабораторных условиях испытано влияние на нефтеотдачу добавок в воду значительного количества ПАВ: неионогенных - типов ОП-10 и КАУФЭ14 (оксиэтилиро- ванные алкилфенолы), анионо-активных - НЧК, сульфонол, НП-1, азолят А, азолят Б, "Прогресс" (натриевая соль алкил сульфосоединений), а также катионо-активных ПАВ. Лучшие результаты при вытеснении нефти получают с применением растворов неионогенных ПАВ. Установлено также, что ионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов больше, чем неионогенные.
32303230Рис. 88. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов неионогенных ПАВ на границе с нефтью 1 - ОП-10; 2 - ОП-20; 3 - ОП-45; 4 - ОП-7; 5 - КАУФЭ14 (по данным БашНИПИнефть)Рис. 88. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов неионогенных ПАВ на границе с нефтью 1 - ОП-10; 2 - ОП-20; 3 - ОП-45; 4 - ОП-7; 5 - КАУФЭ14 (по данным БашНИПИнефть)
32
30
32
30
Рис. 88. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов неионогенных ПАВ на границе с нефтью 1 - ОП-10; 2 - ОП-20; 3 - ОП-45; 4 - ОП-7; 5 - КАУФЭ14 (по данным БашНИПИнефть)
Рис. 88. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов неионогенных ПАВ на границе с нефтью 1 - ОП-10; 2 - ОП-20; 3 - ОП-45; 4 - ОП-7; 5 - КАУФЭ14 (по данным БашНИПИнефть)
Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентрацией растворенного вещества дб/ЭС и концентрацией С устанавливается уравнением Гиббса
(УШ.1)(УШ.1)С до
(УШ.1)
(УШ.1)
RT ЭС’
где R - универсальная газовая постоянная; Т - абсолютная температура.
Величину до/ЭС, характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть поверхностной активностью G;
(VIIL2)(VIIL2)G=—.
(VIIL2)
(VIIL2)
ЭС
Поверхностную активность G можно определить по изотерме адсорбции Г =ДС) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного вещества о = = /(С), имеющих вид графиков, приведенных на рис. 88. Видно, что значение G изменяется с концентрацией ПАВ в растворе. Вначале поверхностное натяжение падает быстро, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами интенсивность изменения о с увеличением концентрации ПАВ уменьшается и, наконец, практически прекращается, когда адсорбция достигает постоянного значения, соответствующего полному насыщению слоя молекулами ПАВ. Поэтому поверхностную активность ПАВ оценивают величиной
(УШ.З)(УШ.З)Эей dcj^o
(УШ.З)
(УШ.З)
т.е. начальным значением Go при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. Единицами измерения поверхностной активности являются 1 Н ■ м2/кмоль и 1 мН ■ м2/кмоль. Наиболее подходящие для обработки нагнетаемых вод - поверхностно-активные
199
вещества, значительно снижающие поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода при небольших концентрациях (т.е. имеющие высокие значения Go), улучшающие смачиваемость породы водой в присутствии нефти, мало адсорбирующиеся на поверхности породы, разрушающие водонефтяные эмульсии. Кроме того, они должны быть дешевыми, полностью растворимыми в пресной и пластовых водах, не разрушаться под действием солей, содержащихся в воде. Лучшими показателями обычно обладают смеси различных ПАВ.
Многие исследователи считают, что нефтеотдачу можно существенно повысить лишь с помощью ПАВ, снижающих поверхностное натяжение нефти на границе с водой до 0,01-0,1 мДж/м2. С этой точки зрения ПАВ, изотермы которых приведены на рис. 88, непригодны для обработки нагнетаемой в пласт воды с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Остаточное поверхностное натяжение на границе с нефтью растворов этих ПАВ достигает 6-7 мДж/м2 даже при высокой концентрации в растворе. При этом в процессе вытеснения нефти из пористой среды под влиянием капиллярных сил образуются значительные сопротивления.
Применять ПАВ в промышленности для улучшения нефтевымывающих свойств вод затруднительно вследствие адсорбции их огромной поверхностью пород. В зоне водонефтяного контакта концентрация ПАВ понижается и действие их уменьшается. Следует, однако, учитывать, что при фильтрации чистой воды в дальнейшем происходят также процессы десорбции. Кроме того, установлено, что адсорбция не одинакова по всему пласту. Фронт предельной адсорбции ПАВ (т.е. равновесной, более не увеличивающейся адсорбции) отстает от фронта нагнетаемого раствора, причем это отставание настолько велико, что к концу разработки далеко не будет достигнут предел адсорбции по всему пласту. Наконец, полной потери ПАВ вследствие адсорбции, по-видимому, можно избежать, если вводить в пласт первые порции воды с повышенным содержанием ПАВ, в дальнейшем они будут продвигаться по пласту вместе с необработанными пресными водами (метод оторочки).
Некоторые исследователи полагают, что вследствие возникновения перед нагнетаемым в нефтяную часть пласта раствором ПАВ вала остаточной воды, которая во многих месторождениях представляет собой концентрированный раствор солей, применение ПАВ не дает положительных результатов. Предполагается, что нефть при этом вытесняется не растворами ПАВ, нагнетаемыми в пласт, а оторочкой минерализованной хлоридами воды с плохими нефтевымывающими свойствами. Многие исследователи, однако, считают такой довод недостаточно обоснованным. Некоторые пласты содержат незначительное количество остаточной воды (4-6 об.%), и быстрое образование вала при этом затрудняется. Установлено, что даже если образуется вал остаточной воды при значительном ее содержании в пласте (20-30 об.%), то она перемешивается с нагнетаемой в пласт и обработанной ПАВ водой. В таком случае нефтевымывающие свойства смесей достаточно хорошие.
Все это позволяет считать метод заводнения пластов растворами ПАВ одним из эффективных средств увеличения нефтеотдачи пластов.
В настоящее время ведутся промышленные опыты по нагнетанию растворов ПАВ в пласт.
ПРИМЕНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Углекислый газ, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти и воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.
СО2 - бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плотность 1,529), критическая температура 31,05°С, критическое давление - 7,38 МПа, критическая плотность - 200
Таблица 34
Свойства углекислого газа в точках росы (линия Т-С на рис. 89)
Температура, °C
Давление, МПа
Плотность р, кг/м3
Коэффициент летучести V
жидкости
газа
20
5,73
778
193
0,178
21
5,86
767
202
0,174
22
6,0
755
211
0,170
23
6,14
742
221
0,167
24
6,29
729
231
0,163
25
6,44
714
242
0,160
26
6,58
697
256
0,156
27
6,74
679
272
0,152
28
6,89
657
291
0,148
29
7,05
630
312
0,145
30
7,21
593
340
0,142
31,05*
7,38
468
0,139
♦Критическая точка.
468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа он превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре -78,5°С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма углекислого газа в координатах давление-температура приведена на рис. 89. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз одновременно. Для углекислого газа температура тройной точки -56,4°С, а давление 0,50 МПа.
В табл. 34 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).
На рис. 90 представлены линии равной плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность СО2 в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.
На рис. 91 приведены зависимости вязкости СО2 от давления при различных температурах. Видим, что вязкость СО2 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения СО2 для некоторых значений температур:
Температура, °CТемпература, °C-520,0+20+25-520,0+20+25
Температура, °C
Температура, °C
-520,0+20+25
-520,0+20+25
Поверхностное натяжение о, мН/мПоверхностное натяжение о, мН/м16,544,621,370,5916,544,621,370,59
Поверхностное натяжение о, мН/м
Поверхностное натяжение о, мН/м
16,544,621,370,59
16,544,621,370,59
Растворимость СО2 в воде с увеличением давления возрастает (рис. 92). Содержание его не превышает 6 мае.%. С повышением температуры до 80°С и минерализации воды растворимость СО2 уменьшается. С увеличением концентрации СО2 вязкость воды возрастает (при t = 20°С и р = 11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа • с).
Растворимость воды в газообразной СО2 показана на рис. 93. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. 94 дана диаграмма связи этих величин системы во- да-СО2.
Растворимость углекислого газа в нефтях (см. рис. 29) является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной
201
Температура, °CТемпература, °CРис. 89. Фазовая диаграмма давление-температура для углекислого газаТ - тройная точка; С - критическая точка; 1- 3 - границы областей существования различных фазРис. 89. Фазовая диаграмма давление-температура для углекислого газаТ - тройная точка; С - критическая точка; 1- 3 - границы областей существования различных фазРис. 90. Линии равной плотности СО2 на диаграмме фазовых состояний. Цифры у кривых - плотность углекислого газа, кг/м3
Температура, °C
Температура, °C
Рис. 89. Фазовая диаграмма давление-температура для углекислого газа
Т - тройная точка; С - критическая точка; 1- 3 - границы областей существования различных фаз
Рис. 89. Фазовая диаграмма давление-температура для углекислого газа
Т - тройная точка; С - критическая точка; 1- 3 - границы областей существования различных фаз
массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6-7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой СО2 растворяются не полностью - нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т.д.). С увеличением соотношения объемов жидкой углекислоты и нефти в смеси растворимость нефти возрастает.
Для характеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле
(УШ.4)(УШ.4)^(2-72 + 0,48рГ^
(УШ.4)
(УШ.4)
где р4 - отношение плотности нефти при / = 20°С к плотности воды при t = 4°С и нормальном давлении; М - молекулярная масса дегазированной нефти.
На рис. 95 приведена диаграмма растворимости СО2 в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.
Рис. 91. Зависимость вязкости СО2 от давления при различных температурахРис. 91. Зависимость вязкости СО2 от давления при различных температурахРис. 92. Растворимость СО2 в воде в зависимости от давления и температуры. Цифры у кривых - давление насыщения воды СО2
Рис. 91. Зависимость вязкости СО2 от давления при различных температурах
Рис. 91. Зависимость вязкости СО2 от давления при различных температурах
Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость СО2 в них может быть рассчитана по формуле
0,893 + 0,204(0 -11.0)-^11,0^0^11,5
^=*11,7^=*11,7F2-^11,5^0^11,7
^=*11,7
^=*11,7
F2 -8,57b 1О"5(0-11,7)(t-40) 11,7^0^12,4
(Vm.5)(Vm.5)Здесь
(Vm.5)
(Vm.5)
Fx =1,646 10~3 (11,7- Ф\1- 40),
F2 =0,995 + 1,666 IO’2 (0-11,5).
м _ /N(t) + N(p) при p > 4 МПа 117 “ ]O,25p2V(/) при p ^ 4 МПа
N ,= kll-2,9410-2r при 40°C^r^76°C U [4,04-1,54 IO"21 при 76°C^?^100°C
№”в),
3,49
Мф, N\\j - молярные доли CO2 в нефти с характеристическим фактором 0 и 11,7 соответственно; t - пластовая температура, °C; р - давление насыщения нефти СО2 МПа.
Так как для многих отечественных месторождений молекулярная масса неф-
Рис. 93. Растворимость воды в газообразной
СО2
Рис. 94. Связь молярных и массовых долей системы Н2О-СО2/ - доля СО2 в жидкой фазе: 2 - доляН2О в газовой фазеРис. 94. Связь молярных и массовых долей системы Н2О-СО2/ - доля СО2 в жидкой фазе: 2 - доляН2О в газовой фазетитив справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить по фор-
Рис. 94. Связь молярных и массовых долей системы Н2О-СО2
/ - доля СО2 в жидкой фазе: 2 - доля
Н2О в газовой фазе
Рис. 94. Связь молярных и массовых долей системы Н2О-СО2
/ - доля СО2 в жидкой фазе: 2 - доля
Н2О в газовой фазе
ти
ти
муле
(¥1П.6)(¥1П.6)М = 200р~У'н
(¥1П.6)
(¥1П.6)
где ц - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти (в мПа • с) в поверхностных условиях.
Для увеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в качестве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкивается карбонизированной водой. По результатам лабораторных исследований, при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4-5 об.% обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с обычным заводнением. Углекислый газ - эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24-71 °C.
По данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной водой с 4-5 мае.% СО2 в растворе. Однако, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой СО2 конечная нефтеотдача на 25-30% выше, чем при использовании карбонизированной воды.
Углекислый газ, растворяясь в нефти, уменьшает ее вязкость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное
Молярная воля COZ / нефта
Рис. 95. Растворимость СО2 в нефти с характеристическим фактором Ф = 11,7 в зависимости от давления и температуры
натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте СО2 с нефтью легкие компоненты последней растворяются в нем (экстрагируются СО2) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей СО2 с легкими углеводородами.
Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выше давление. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти СО2 в зависимости от состава нефти может достигать десятков процентов. При этом возникают условия смесимости нефти с СО2, если в нефти содержится достаточное количество легких углеводородов и пластовые давление и температура равны критическим значениям образующихся в пористой среде смесей. На рис. 96 представлена номограмма для определения условий смешивания различных нефтей с СО2. На этом рисунке приведены значения критических давлений
Рис. 96. Номограмма для определения критических давлений смесей СО? с различными нефтями в зависимости от температуры и молекулярной массы нефти (составлена И.И. Дунюшкиным и А.Ю. Намиотом)
Рис. 98. Зависимость относительного объема нефти (соотношения объемов нефти, насыщенной СО2, и того же количества дегазированной нефти) от молярной доли растворенной в ней СО2
смесей в зависимости от пластовой температуры и молекулярной массы дегазированной нефти. При пластовом давлении, равном или превышающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, наблюдается локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с СО2. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки СО2 вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае СО2 оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязкости нефти за счет растворения в ней (Х>2 и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. 97 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях СО2 на их вязкость.
Вязкость нефти (в мПа ■ с), насыщенной СО2, можно определить по формуле
ц = A(q^q\ (VHL7)
где ц5^ - безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа • с), в которой растворяется СО2; А^ и 5(^) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам
Здесь q' - массовая доля СО2 в нефти.
На рис. 98 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенного в них СО2 и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (WPh)-
Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с СО2.
Под воздействием СО2 повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой. Промышленные опыты по закачке в пласт СО2 дали обнадеживающие результаты.
Значительные количества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Кроме того, в природе встречаются залежи СО2 с примесями других газов.
В заключение следует отметить, что углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется СО2 в твердом виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникать в удаленные от забоя скважин зоны карбонатного пласта, сохраняя свою активность. Кроме того, добавление СО2 в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.
ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА РАСТВОРАМИ ПОЛИМЕРОВ
Одна из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов - неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижением охвата пласта вытесняющим агентом. Идея использования полимеров для повышения эффективности заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкостей нефти и воды (ц0 = Цн/Цв) и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта. В качестве добавок к воде (загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей, равной 0,05-0,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в
виде длинных цепочек, клубков и спиралей. Полиакриламид - сополимер акриламида, акриловой кислоты и ее солей:
-СН2-СН-СН2—СН-СН2-СН-СН2- СН-СН2 I
III I
С--0С=оС=оС=о
Lок+NH2nh2+
—ch—сн2—
с=о
мн2
В щелочной воде амидные группы ПАА подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА:
-СН2-СН-СН2-СН
conh2 conh2
- СН2—CH - сн2 -сн -
conh2conh2COONaCOONa
conh2
conh2
COONa
COONa
Гидролизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя катионы. Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекул вещества (под влиянием кулоновских сил отталкивания между заряженными группами в цепи). Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повышению вязкости воды при малой концентрации ПАА.
Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА.
По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, т.е. зависимость между скоростью их течения и градиентом давления нелинейна. По характеру течения растворы полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидкости.
В значительной степени вязкость растворов полимеров зависит от состава и концентрации солей - добавка солей NaCl, СаС12, MgCl2, FeCl3 значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катиона интенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрациях полимера 0,5-1,0% вязкость раствора мало зависит от его минерализации. В качестве примера на рис. 99 приведен график зависимости вязкости раствора ПАА от концентрации полимера (измерения проведены с помощью стандартных капиллярных вискозиметров, поэтому значения вязкости условные).
Фильтрация растворов полимера в пористой среде характеризуется специфическими особенностями. Постоянный расход жидкости при стационарном перепаде устанавливается через длительное время - для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объемов раствора полимера. При этом проводимость пори-
Рис. 99. Зависимость условной вязкости раствора ПАА от концентрации полимера (по данным КазНИГРИ)
! - в дистиллированной воде, t = 30°С; 2 - в пластовой воде месторождения Каражанбас, / = 30°С (концентрация ионов Na, Са, Mg 1,40 г/100 г воды)
стой среды для раствора полимера уменьшается значительнее, чем можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязкостью воды. Степень проявления этого свойства принято оха- рактеризовывать фактором сопротивления (ФС) - отношением R подвижности воды (растворителя) к подвижности раствора полимера:
R = f^B
у У
где рв. цн и £в, ки - соответственно вязкость и проницаемость растворителя (воды)
и полимера.
В таком виде ФС учитывает влияние полимера на вязкость раствора и проницаемость пористой среды. Поэтому иногда из общего значения ФС выделяют ту часть, которая связана лишь с изменением проницаемости пористой среды под влия
RkRkук.ук.нием полимера:
Rk
Rk
у
к.
у
к.
По данным ВНИИнефть и КазНИГРИ, фактор сопротивления R при концентрации ПАА до 1% может достигать 100 и более, а при RK - 4. Считается, что фактор сопротивления - следствие адсорбции полимеров пористой средой и механического улавливания ею крупных молекул полимеров. Опыт показывает, что адсорбция полимеров необратима, т.е. сниженная проводимость пород сохраняется и после многократной замены раствора полимера чистой водой. Иначе говоря, фильтрация и в этом случае характеризуется наличием фактора остаточного сопротивления. Из-за сорбции полимера пористой средой фильтрация сопровождается отставанием фронта раствора, содержащего полимер, от водонефтяного контакта (ВНК), т.е. практически нефть непосредственно на фронте ВНК вытесняется из пористой среды водой, не содержащей полимера. При концентрациях полимера 0,5% количество сорбированного полимера достигает 0,8—1 мг/см3 породы.
Фактор сопротивления меньше проявляется при вытеснении нефти минерализованной водой. Увеличение pH раствора и наличие остаточной нефти также способствуют снижению ФС. Установлено, что после прекращения фильтрации новый процесс движения раствора полимера начинается при пониженной вязкости раствора.
В.М. Битовым и А.М. Полищуком предложена сорбционно-диффузионная схема проявления ПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущность ее заключается в том, что одна часть полимерного вещества адсорбируется и удерживается породой необратимо, а другая - сорбируется обратимо, скапливается при фильтрации вблизи сужений капиллярных каналов, вызывая дополнительное сопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионных процессов происходит рассеивание этих скоплений вещества, что сопровождается снижением сопротивления системы в первый период после начала новой фильтрации. Следовательно, механизм проявления полимеров связан с рядом эффектов, которые необходимо учитывать при описании гидродинамики процесса фильтрации растворов полимеров, - с изменением фазовой проницаемости системы в зависимости от насыщенности различными фазами, степени сорбции полимеров пористой средой, соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов.
Опыт показывает, что с увеличением концентрации полимера в растворе фазовая проницаемость пористой среды для смачивающей фазы уменьшается, а для углеводородной жидкости - возрастает (при концентрациях полимера до 0,05%).
По данным лабораторных опытов, нефтеотдача может возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15-20% (данные получены на линейных моделях с однородными пористыми средами).
На практике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт оторочку загущенной полимером воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным скважинам, объем ее должен быть подобран с учетом неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и раствора полимера. По данным ВНИИнефть (А.Т. Горбунов, С.Г. Пугачев, З.К. Рябинина), при Цо = 15 минимально необходимый объем нагнетаемой оторочки в расчете на однородный линейный пласт составляет 5-6 об.% обрабатываемого участка.
ЩЕЛОЧНОЕ И ТЕРМОЩЕЛОЧНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Водные растворы щелочей способны снижать поверхностное натяжение на границе с нефтью, содержащей природные ПАВ и нафтеновые кислоты. При этом существенно улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства воды. Щелочные воды способствуют повышению коэффициента охвата пласта заводнением.
Механизм проявления щелочей тесно связан с процессами их взаимодействия с нафтеновыми кислотами и другими составляющими нефтей и образованием в пластовых условиях новых ПАВ, которые в смеси с другими естественными ПАВ способствуют значительному снижению поверхностного натяжения нефти на границе со щелочной водой. Количество нафтеновых кислот изменяется в широких пределах - от долей единицы до 2,5%.
Считается, что основным критерием применимости растворов щелочей для повышения нефтеотдачи при заводнении залежей является степень снижения поверхностного натяжения о на границе с нефтью. С точки зрения роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред при различных условиях, по- видимому, более целесообразно оценивать пригодность растворов щелочей для повышения нефтеотдачи по уровню натяжения смачивания ocos0 (здесь 0 - угол избирательного смачивания).
Как было упомянуто, нефтеотдача коллекторов в некоторых случаях больше при низких значениях ocosO. Например, при вытеснении нефти из неоднородных пористых сред, в которых капиллярные процессы способствуют формированию водонефтяных смесей в зоне контакта воды и нефти, для нейтрализации их вредного влияния требуется снижение капиллярного давления (т.е. Gcos0) до значений, близких к нулю. При заводнении трещиноватых коллекторов с высокой проводимостью трещин целесообразно использовать воды с повышенным значением ocos0 для интенсификации процессов впитывания воды из трещин в нефтенасыщенные блоки, для усиления процессов массообмена под влиянием капиллярных сил и т.д.
Следует учитывать, что acosG не всегда снижается с уменьшением о в связи с улучшением смачивающих свойств воды (т.е. из-за возрастания cos0). Разумеется, при поверхностном натяжении, близком к тысячным долям мН/м, при любой смачиваемости значение асо$0 характеризуется соответствующими малыми величинами. Однако необходимо учитывать, что в зависимости от состава и свойств нефтей зависимость поверхностного натяжения о =/(С) нефти на границе с водой от концентрации С щелочи может быть различной, и не всегда при этом поверхностное натяжение снижается до значений, близких к нулю. На рис. 100 приведены зависимости поверхностного натяжения различных нефтей месторождений Азербайджана на границе с
Рис. 100. Зависимости поверхностного натяжения различных нефтей Азербайджана на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи
Продуктивная толща: нижний отдел свиты: 1 - ка- линская, 2 - подкирмакинская песчаная, 3 - кирмакинс- кая, 4 - подкирмакинская, 5 - подкирмакинская глинистая; верхний отдел свиты: б - балаханская, 7 - сабун- чинская, 8 - сураханская
растворами NaOH от концентрации щелочи. По данным американских исследователей, некоторые нефти, бедные кислотами, обладают значительным поверхностным натяжением (15-18 мН/м) на границе с растворами щелочи даже при концентрации последней, равной 1%. В связи с комплексным влиянием на нефтеотдачу реальных коллекторов смачивающих свойств вод и их поверхностного натяжения на границе с нефтью целесообразно принимать за один из основных критериев использования растворов щелочей для повышения нефтеотдачи в про
цессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы. Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод поцессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы. Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод посистемам трещин коллектора-высокое значение поверхностного натяжения раствора щелочи на границе с нефтью (при хороших их смачивающих свойствах) должно способствовать увеличению нефтеотдачи. Следовательно, целесообразность применения щелочных вод для заводнения определяется не только физико-химическими свойствами пластовых систем, но и их строением и механизмом планируемого метода увеличения нефтеотдачи.
цессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы. Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод по
цессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы. Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод по
При проектировании заводнения с использованием растворов щелочи необходимо также учитывать совместимость пластовых вод с нагнетаемыми в пласт растворами щелочей, степень их взаимодействия с породами коллектора. Опыт показывает, что существовенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью оказывают растворенные в пластовой воде соли. Ионы кальция, например, способствуют снижению эффективности действия щелочей. В присутствии поваренной соли (до 20 000 мг/л) количество щелочи, требуемой для снижения поверхностного натяжения, уменьшается с повышением концентрации NaCl в растворе. Но при этом следует учитывать, что воды с высоким содержанием поваренной соли обычно более
жесткие.
Нежелательными компонентами в нефти при заводнении с использованием щелочей являются газы H2S, СО2, которые способны связывать некоторое количество щелочей и уменьшать их концентрацию в растворе. Присутствие в породе гипса и ангидрита отрицательно сказывается на результатах заводнения вследствие растворения СаЗОд и выпадения из раствора осадков Са(ОН)2. Глинистые компоненты породы с высокой интенсивностью ионного обмена способствуют снижению концентрации NaOH в растворе вследствие его нейтрализации ионами кальция и магния. По данным лабораторных опытов, получен лучший результат в процессе нагнетания в модель глинистого пласта между нефтью и раствором щелочи буфера из раствора двууглекислой соды, который способствует предварительному связыванию (до подхода растворов щелочи) ионов кальция, выпадающего из раствора в составе карбоната кальция.
Степень взаимодействия щелочи с породой и потери ее в пласте на реакцию с минералами может быть приближенно оценена по следующей методике. Раздробленный керновый материал (500-600 г) экстрагируют, высушивают и помещают в
колонку длиной 40-45 см, специально оборудованную для фильтрации через пористую среду раствора щелочи. Породу под вакуумом насыщают дистиллированной водой и определяют объем пор (Vnop). Затем фильтруют через нее раствор NaOH заданной концентрации С (в мг/см3), измеряя pH раствора, выходящего из колонки. Когда pH входящего и выходящего из пористой среды раствора щелочи сравниваются, процесс фильтрации прекращают и измеряют объем V раствора, прошедшего через пористую среду к этому моменту.
Реакционная способность пород определятеся по формуле
R = 100VAC/P,
где Р - масса навески породы, г; R - расход щелочи, мг/100 г породы; ДС - изменение концентрации щелочи в фильтрате
Сравнительная дешевизна NaOH, небольшая концентрация (0,05-0,1%) в растворе, при которой достигается максимальное изменение физико-химических характеристик пластовой системы, непрерывные процессы образования новых систем ПАВ непосредственно на водонефтяном контакте - основные преимущества растворов щелочей по сравнению с ПАВ. По лабораторным данным, использование щелочных вод способствует увеличению коэффициента вытеснения на 15-20%.
При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 = цн / цв > 10 эффективность заводнения пласта сильно снижается. Поэтому при высокой вязкости нефти целесообразно использовать в процессе заводнения пласта горячие растворы щелочей, если физикогеологические условия это допускают. Горячая вода способствует значительному снижению соотношения вязкостей нефти и воды, она лучше смачивает поверхность горных пород и лучше отмывает их от нефти.
МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ
Как известно, нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются. Образование на контактах нефти и воды в пористых средах границ раздела приводит к возникновению многочисленных капиллярных эффектов, отрицательно влияющих на фильтрацию нефти и воды. Например, фильтрация в пористых средах многофазных систем (смесей нефти, воды и газа) сопровождается повышением сопротивления. Процесс вытеснения нефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем без ощутимого влияния на движение флюидов многочисленных границ раздела, если между нефтью и водой поместить оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводородных жидкостей, воды, ПАВ, растворимых в углеводородах, и стабилизаторов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракции С5+.
Нефтерастворимыми ПАВ являются нефтяные сульфонаты, алкиларилсульфона- ты, алкилфенолы. При концентрации в системе ПАВ выше критической они находятся в растворе в виде нефтеводяных агрегатов (мицелл), способных поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. Строение мицелл зависит от количественного состава компонентов и их свойств. На рис. 101 приведены схемы строения мицелл с водяной и нефтяной основой. У мицеллы с водяной основой внешней фазой является нефть. Молекулы ПАВ полярной частью (кружочки на рис. 101,а) обращены к воде, а углеводородными цепями - к нефти. Несмотря на содержание в таком мицеллярном растворе до 95% воды, он хорошо смешивается с нефтью, ибо внешней фазой даже при большой концентрации воды в системе оказывается нефть.
Аналогично мицеллярные растворы с водяной внешней фазой (см. рис. 101,6) состоят из ПАВ, полярная часть молекул которых (кружки) обращена к внешней водной фазе, а углеводородные цепи - к углеводородной (внутренней) основе. Даже при
213
Рис. 101. Схема строения мицеллРис. 101. Схема строения мицеллналичии значительных количеств нефти в системе такой мицеллярный раствор (с водяной внешней фазой) хорошо смешивается с водой. Мицеллярные растворы способны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу (ядро). При этом размеры мицелл возрастают, и в некоторый момент наступает обращение фаз - внешней фазой становится вода, а внутренней - нефть.
Рис. 101. Схема строения мицелл
Рис. 101. Схема строения мицелл
Внешне мицеллярные растворы представляют собой однородные прозрачные или полупрозрачные жидкости (размеры мицелл КГ^КГ6 мм). Считается, что по реологическим свойствам они относятся к ньютоновским жидкостям.
Вязкость мицеллярных растворов с нефтяной внешней фазой вначале возрастает с увеличением содержания воды в системе и может достигать 100 мПа • с при содержании воды до 40-45%. Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождается инверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.
В зависимости от состава и свойств компонентов мицеллярных растворов закономерности изменения вязкости от водосодержания могут быть другими. Соли, при
сутствующие в воде, снижают вязкость растворов, что используется для регулирования их вязкости. Состав солей влияет на устойчивость мицеллярных растворов, что должно быть учтено при выборе ПАВ и других их составляющих. Мицеллярные растворы устойчивы только при определенных концентрациях солей.
Упомянутые свойства мицеллярных растворов способствуют при их нагнетании в пласт значительному повышению эффективности выстеснения нефти из коллектора. На практике оторочки мицеллярных растворов продвигаются по пласту водой, загущенной полимерами, и водой. Минимальный объем оторочек для однородных пористых сред составляет 4-5 об.% обрабатываемого участка.
По лабораторным данным, мицеллярные растворы способны вытеснять до 50-60% нефти, оставшейся в пласте после обычного его заводнения. Благоприятные результаты получены даже при водонасыщенности пород до применения мицеллярных растворов, достигающей 70 об.%. Недостаток этих растворов - их чрезвычайная дороговизна из-за большого расхода ПАВ и других компонентов. Для получения необходимых свойств мицеллярных растворов доля ПАВ в системе как минимум должна быть 9-15%, спирта - 4-5%.
ТЕРМИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ
Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР были начаты в 30-е годы А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброваем.
Нагнетание в пласт горячей вводы вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. Механизм проявления тепла, однако, более сложен, чем можно представить на основании упомянутого перечня тепловых эффектов.
Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры, и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя образуется зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды наблюдается в основном в водный период эксплуатации пласта.
Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в горячей зоне, а в дальнейшем и сопротивлений всего обрабатываемого участка. При этом повышаются темпы отбора нефти. Со временем прогреваются и включаются в разработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты холодной водой.
Таковы установившиеся представления о механизме увеличения нефтеотдачи при нагнетании в пласт горячей воды. В действительности этот механизм, по-видимому, значительно сложнее. Важнейшие детали процесса взаимодействия горячей воды с нефтенасыщенным коллектором еще не изучены.
Большой недостаток исследований тепловых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи заключается в использовании в качестве моделей пластов однородных пористых сред. О том, как проходит процесс вытеснения нефти при нагнетании в неоднородный коллектор горячей воды, пока можно высказывать лишь более или менее правдоподобные догадки. В этом случае, вероятно, возможны более сложные зависимости нефтеотдачи от условий нагнетания теплоносителя, чем при обработке теплом однородных пород. При контакте горячей или теплой воды с нефтенасыщенной породой понижается вязкость нефти, улучшаются условия смачиваемости, возрастают интенсивность и роль процессов капиллярнбго перераспределения жидкостей.
Если уменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, то интенсификация капиллярных процессов пропитывания на фронте вытеснения может отрицательно влиять на нефтеотдачу некоторых видов неоднородных пород, т.е. при введении тепла в неоднородную породу в ней могут происходить процессы, оказывающие противоположное влияние на нефтеотдачу. Результат будет зависеть от того, какой из этих процессов воздействует на нефтеотдачу в большей степени. Проявление упомянутых особенностей неоднородных пород при тепловой обработке следует ожидать при низких температурах теплоносителя в пласте (до 80-85°С). Если температура прогрева неоднородного пласта высокая, значительное понижение вязкости нефти, а также другие процессы, происходящие во время контакта горячих теплоносителей с нефтью, по-видимому, так же как и в однородных породах, будут способствовать увеличению нефтеотдачи коллекторов. Для уточнения технологии обработки пласта горячей водой необходимы дальнейшие исследования специфики этого процесса в условиях неоднородных пород.
Как мы уже видели, на нефтеотдачу пласта при нагнетании горячей воды влияет большое число факторов и учет влияния каждого из них затруднителен. Приближенными методами расчета нефтеотдачи учитывается только зависимость вязкости нефти и воды от температуры. По расчетным данным, при нагнетании горячей воды (170°С) прирост нефтеотдачи достигает 16-17% при высокой начальной вязкости нефти (250- 300 мПа • с) и продолжительности процесса не менее 8-10 лет. Для нефтей с вязкостью 151 и 32,6 мПа • с соответствующие приросты нефтеотдачи составят 8-11 и 4-5%.
Если в пласт нагнетается водяной пар, схема распространения тепла в коллекторе и процесс вытеснения нефти более сложны, чем при движении в нем горячей воды. Схематический график распределения температуры в пласте при нагнетании в него перегретого водяного пара приведен на рис. 102. Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура (конец зоны 7) снижается до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом давлении). На нагрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования, и далее пар конденсируется. В этой зоне температуры пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного Пара, пока используется вся скрытая теплота парообразования. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. Нефть вытесняется (зона 4) остывшим конденсатом. Часть теплоты, как и в случае нагнетания
Рис. 102. Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него параЗоны: / - перегретого пара; 2 - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсатаРис. 102. Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него параЗоны: / - перегретого пара; 2 - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсатаРис. 103. Схема процесса виутрипластового горения (по А.Б. Шейнману, Г.Е. Малофееву, А.И. Сергееву)Распределение: а - температуры; б - нефтенасыщенности; в - водонасыщенности; / - зона пластовой температуры; Г - область с увеличенным содержанием нефти; 2 - зона предварительного повышения температуры; 2* - область конденсации паров воды; 3 - зона испарения; 3' - область испарения воды; 4 - зона термохимических реакций; 5 - зона горения; 6 - зона регенерации тепла; 7 - содержание коксаРис. 103. Схема процесса виутрипластового горения (по А.Б. Шейнману, Г.Е. Малофееву, А.И. Сергееву)Распределение: а - температуры; б - нефтенасыщенности; в - водонасыщенности; / - зона пластовой температуры; Г - область с увеличенным содержанием нефти; 2 - зона предварительного повышения температуры; 2* - область конденсации паров воды; 3 - зона испарения; 3' - область испарения воды; 4 - зона термохимических реакций; 5 - зона горения; 6 - зона регенерации тепла; 7 - содержание кокса
Рис. 102. Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него пара
Зоны: / - перегретого пара; 2 - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсата
Рис. 102. Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него пара
Зоны: / - перегретого пара; 2 - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсата
Рис. 103. Схема процесса виутрипластового горения (по А.Б. Шейнману, Г.Е. Малофееву, А.И. Сергееву)
Распределение: а - температуры; б - нефтенасыщенности; в - водонасыщенности; / - зона пластовой температуры; Г - область с увеличенным содержанием нефти; 2 - зона предварительного повышения температуры; 2* - область конденсации паров воды; 3 - зона испарения; 3' - область испарения воды; 4 - зона термохимических реакций; 5 - зона горения; 6 - зона регенерации тепла; 7 - содержание кокса
Рис. 103. Схема процесса виутрипластового горения (по А.Б. Шейнману, Г.Е. Малофееву, А.И. Сергееву)
Распределение: а - температуры; б - нефтенасыщенности; в - водонасыщенности; / - зона пластовой температуры; Г - область с увеличенным содержанием нефти; 2 - зона предварительного повышения температуры; 2* - область конденсации паров воды; 3 - зона испарения; 3' - область испарения воды; 4 - зона термохимических реакций; 5 - зона горения; 6 - зона регенерации тепла; 7 - содержание кокса
горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того., на распределение температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного и перегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя, наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснении нефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше теплоты, чем вода.
Рассмотрим процессы, происходящие в пласте при извлечении нефти с помощью виутрипластового горения, и схему его осуществления. Горная порода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразное горючее с высокой степенью зольности (95-85%). Сущность метода заключается в том, что это горючее поджигается и его горение поддерживается нагнетанием в пористую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом).
Нефть поджигается через скважину при помощи различных средств (электрических и огневых горелок, химическими методами). Предварительно разогретая порода далее нагревает движующийся через нее окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которой поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается в глубь пласта. Горячие продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть. Процесс автотермический, т.е. продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения (типа кокса). Механизм горения и передвижения его очага при этом следующий.
В области горения можно выделить несколько зон, в которых углеводороды находятся в различном состоянии. На рис. 103 показана схема процесса внутрипластового горения.
В зоне предварительного нагрева (с температурой не менее 100°С) конденсируются вода (пластовая, связанная, реакционная) и продукты испарения нефти, поступившие из последующих, более горячих зон. Из сконденсировавшихся паров воды может образоваться оторочка горячей воды, которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. В зоне испарения с температурой 150-200°С проходит перегонка нефти в потоке горячих газов и паров воды. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. В следующей зоне протекают термохимические процессы (крекинг, окислительный пиролиз и газификация), в результате которых из тяжелой нефти выделяется кокс, отлагающийся на стенках поровых каналов и взаимодействующий с неизрасходованным кислородом в зоне горения. Кислород здесь частично расходуется также на горение углеводородных паров и газов. Тепло, выделяемое в процессе горения, аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потоку окислителя.
Суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.
Успешному осуществлению внутрипластового горения способствуют равномерность распределения нефти в пористой среде, высокие проницаемость и пористость. Более устойчивые очаги горения возникают в породе с тяжелыми нефтями, обладающими повышенным содержанием коксового остатка.
Горючим является также газ. Но процесс может проходить и при дегазированной нефти. Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. При значительной нефтенасыщенности пород нефть из пласта должна быть вытеснена газом настолько, чтобы была возможна циркуляция окислителя.
Тепловая волна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющей два ниспадающих крыла с максимальной точкой между ними, соответствующей температуре очага горения. По лабораторным данным, она достигает 550-600°С. Фронтальное крыло температурной кривой характерно для процесса горения кокса и частично - нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносом продуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды, а также за счет теплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода, охлаждающаяся постепенно движущимся здесь окислителем. По данным лабораторных экспериментов, длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров.
Скорость движения волны зависит от плотности потока окислителя и концентрации в нем кислорода и может изменяться от единиц до десятков метров в сутки. С увеличением содержания кислорода в окислителе скорость перемещения очага горения возрастает.
По данным А.Б. Шейнмана, Г.Е. Малофеева и А.И. Сергеева, масса коксоподобного материала, расходуемого на горение, составляет 1-2% массы породы. При меньших его количествах (в случае маловязких легких нефтей) организовать процесс без дополнительного ввода в пласт горючего (в виде смеси газа с окислителем) не удается. Количество оставшегося коксового остатка зависит от вязкости и плотности нефти, температуры очага горения, плотности потока окислителя. С увеличением температуры в зоне термических реакций количество образующегося горючего материала
Рис. 104. Распределение температуры при противоточном процессе внутрнпластового горения
Зоны: I - холодная; II - кондуктивного нагрева; III - горения; IV - нагретая, за фронтом горения; / - нагнетательная скважина; 2 - эксплуатационная скважина; 3 - направление движения окислителя; 4 - направление перемещения очага горения; 5 - температурный профиль
уменьшается. По расчетным и экспериментальным данным, коэффициент нефтеотдачи в пластах с легкими нефтями при этом методе может достигать 80-85%, а в пластах с тяжелыми нефтями - более 70%.
До сих пор мы рассматривали основной прямоточный вариант этого метода (т.е. фронт горения был направлен в сторону движения потока окислителя). Процесс возможен и при противоположном движении фронта горения (противоточный вариант). Схема распределения температуры при противоточном процессе показана на рис. 104.
В этом случае температура пласта начинает повышаться в зоне // за счет теплопроводного распространения тепла из зоны горения. Здесь происходят процессы испарения нефти и воды. В зоне /// сгорает часть легких фракций нефти. Количество их зависит от плотности потока окислителя. Оставшаяся часть нефти в этой зоне испаряется и разлагается, и через горячую зону IV газообразные продукты поступают в скважину.
При рассмотренном варианте прямоточного внутрнпластового горения скорость перемещения фронта горения значительно опережает скорость переноса тепла воздухом из выжженной зоны вследствие низкой теплоемкости воздуха. Поэтому значительные запасы тепловой энергии в этой зоне теряются через подошву и кровлю пласта. Процесс становится более экономичным, если в зону горения подается в определенных соотношениях воздух с водой (влажное горение). При этом из-за высокой теплоемкости воды скорость конвективного теплопереноса водовоздушной смесью возрастает, потери теплоты позади фронта горения сокращаются, количество необходимого воздуха на осуществление процесса снижается в 2-3 раза по сравнению с сухим процессом горения. При сухом горении расход воздуха на 1 т добываемой нефти, по данным практики, колеблется от 400 до 3000 м3.
По данным ВНИИнефть, водовоздушное отношение должно находиться в пределах 0,0004-0,002 м3/м3. При сверхвлажном горении (когда водовоздушное отношение достигает 0,002-0,01 м7м3) нагрев, испарение воды и накопление тепла происходят в одной и той же зоне, перемещаемой вследствие нагнетания вместе с воздухом воды. При сверхвлажном горении окисление углеводородов протекает при более низких температурах (200-250°С) по сравнению с влажным и сухим горением.
Опыт показывает, что при нагнетании в нефтесодержащий пласт окислителей могут протекать процессы низкотемпературного окисления (при 100-250°С), которые отличаются от рассмотренных тем, что в связи с пониженной температурой они могут охватывать значительные зоны пласта в более короткие сроки. При длительных подачах окислителя в пласт в больших количествах наступает самопроизвольное воспламенение нефти.
Метод внутрнпластового горения может быть использован в коллекторах различного типа, в том числе и в карбонатных отложениях. Под воздействием температуры до 700°С карбонаты разлагаются незначительно.
Бакинскими исследователями (Р.М. Мехтибейли, З.А. Султановым) установлено, что при внутрипластовом горении часть окислителя может теряться на взаимо-
действие с породой, что значительно увеличивает удельную потребность окислителя. По их данным, количество окисляющихся компонентов в некоторых породах месторождений Азербайджана составляет в пересчете на коксовидное условное топливо 15-18 кг/м3, что должно учитываться при проектировании процесса (расхода окислителя). В зоне горения расход воздуха на сгорание 1 кг топлива (кокса) составляет обычно 10-12 м3.
УСЛОВИЯ ВЗАИМОРАСТВОРИМОСТИ УГЛЕВОДОРОДОВОТОРОЧКИ С НЕФТЬЮ И ГАЗОМ
Сущность метода заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая проталкивается более дешевым агентом - сухим или жирным газом. Более эффективно процесс протекает при использовании жирных газов. Воду для этой цели нагнетать нежелательно в связи с большими потерями легких углеводородов, остающихся в смеси с водой в пласте.
Минимально необходимый объем оторочки - это такой объем, когда при продвижении до добывающей скважины она 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 необходмо 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 вытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, чтобы в пластовых условиях они находились в жидком состоянии. При вытеснении нефти пропаном или бутаном они присутствуют в пласте в жидком состоянии, если пластовая температура ниже их критических температур, а пластовое давление выше упругости их паров. 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.
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. 63). Смесь представляет собой гомогенную среду, если ее параметры расположены на критической кривой или выше нее. 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. 63 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 нефти 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 максимальными давлением и температурой, при которых углеводороды (бинарная смесь) полностью переходят в однофазное состояние. Считается, что условие смешивания ото-
Рис. 105. Критические кривые бинарных и тройных смесей метана с различными углеводородами
рочки из сжиженных углеводородных газов с метаном соблюдается, если давление в пласте поддерживается выше критического при пластовой температуре. 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. 63). На рис. 105 показаны критические кривые тройных смесей: метан-н-бутан-декан, метан-н-пентан-этан и смесей природного газа с бутаном для различных соотношений С- х2 /(х2 + х3), где х2 и х3 - концентрации тяжелых компонентов, входящих в состав второго компонента. На рис. 105 приведены также критические кривые бинарных смесей метана с индивидуальными углеводородами.
А.С. Беликовским, 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:
^кртах =О,ОО353(М2)2 + 2,13Ш2, (УШ.9)
(УШЛО)(УШЛО)Гкр.тах =0,683(7кр.2 +82)0,9936М2 -0,82,
(УШЛО)
(УШЛО)
где рКр.тах - максимальное давление критической кривой, Па; М2 - молекулярная масса нормального парафинового углеводорода, составляющего смесь с метаном; Ткр тах - температура, отвечающая давлению ркр.тах, °C; Ткр 2 - критическая температура нормального парафинового углеводорода, составляющего смесь с метаном, °C.
При давлении в пласте выше ^кр тах оторочка находится в однофазном состоянии при любой температуре. Если состав оторочки сложный, вместо молекулярной массы
?9П
М2 индивидуального компонента необходимо в формулы (VIIL9) и (УШ. 10) подставить значения эквивалентной молекулярной массы тяжелых компонентов Мэкв.
Необходимое давление, при котором наступает вытеснение оторочки метаном в условиях смешивания1 фаз, может оказаться высоким и неприемлемым для условий воздействия.
Давление в системе, когда нефть вытесняется 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 пластовые температура и давление критические (критический состав). При выборе такого состава углеводородов условно принимается, что промежуточная зона, образуемая 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. 58). Допустим, что кривая 1 на рис. 106 отвечает составу вытесняющего газа, а кривая 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 кривыми 3-6 и соответствующей критической кривой, соединяющей критические точки К] (состав сжатого газа) и К2 (состав оторочки). С увеличением доли сжатого газа в смеси образуются системы, которые в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии (кривые 5 и 6). С уменьшением доли сжатого газа в смеси возникают системы, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии (кривая 4).
Как следует из рис. 106, при пластовой температуре Тпл максимальное давление, когда смесь может разделиться на две фазы, близко к критическому давлению для смеси (кривая 3). Пластовая изотерма - критическая для данной смеси. Следовательно, чтобы происходил процесс вытеснения, давление в пласте должно быть выше критического давления (точка Кз 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 при полном смешивании 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 (см. гл. IV).
Рассмотрим подбор критического состава смеси, состоящего из d моль сжатого газа и (1 - d) моль оторочки углеводородов, с помощью треугольной диаграммы тройных смесей (рис. 107). По линии АВ откладывается содержание метана в смеси, а по линии АС - промежуточного компонента (этана или смеси этана с пропаном). В этих координатах составу смеси отвечает точка D. Отрезок DE или DF характеризует состав остальных компонентов (Сз+ 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 темпе-
Рис. 106. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газуРис. 107. Состав тройных смесейРис. 106. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газуРис. 107. Состав тройных смесейРис. 108. Зависимость критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового рядаРис. 108. Зависимость критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового рядаРис. 109. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении1 - кривая раздела фаз (граница двухфазной области); 2 - связывающая линия; 3 - двухфазная область; 4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 - газ; 6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данных давлении и температуре в критической точке; 9,10 - критические составы, смешивающиеся с нефтью (9) и газом (70)Рис. 109. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении1 - кривая раздела фаз (граница двухфазной области); 2 - связывающая линия; 3 - двухфазная область; 4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 - газ; 6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данных давлении и температуре в критической точке; 9,10 - критические составы, смешивающиеся с нефтью (9) и газом (70)
Рис. 106. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газу
Рис. 107. Состав тройных смесей
Рис. 106. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газу
Рис. 107. Состав тройных смесей
Рис. 108. Зависимость критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового ряда
Рис. 108. Зависимость критической температуры от молярного содержания метана в его бинарных смесях с углеводородами нормального парафинового ряда
Рис. 109. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении
1 - кривая раздела фаз (граница двухфазной области); 2 - связывающая линия; 3 - двухфазная область; 4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 - газ; 6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данных давлении и температуре в критической точке; 9,10 - критические составы, смешивающиеся с нефтью (9) и газом (70)
Рис. 109. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении
1 - кривая раздела фаз (граница двухфазной области); 2 - связывающая линия; 3 - двухфазная область; 4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 - газ; 6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данных давлении и температуре в критической точке; 9,10 - критические составы, смешивающиеся с нефтью (9) и газом (70)
ратуре. Координаты ее можно определить по точкам К' и К", 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
ллл
на рис. 108. Для определения критического состава смеси (метана и компонентов С2+, содержащихся в сжатом газе при пластовой температуре), т.е. для определения координат точки К", на рис. 108 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, составленной из метана и компонентов С2+, содержащихся в оторочке (т.е. координаты точки К").
ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Ранее были рассмотрены свойства нефтегазовых смесей, в частности явления обратного, или ретроградного, их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов, при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70-100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м3 в нормальных условиях для растворения 1 м3 нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.
Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать за счет испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается такой же.
Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие неф:,и, газов высокого давления нефтеотдача больше, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.
При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений при вытеснении нефти газом пользуются диаграммами (рис. 109) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов - любая точка в пределах диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения трех групп компонентов: метана Сь углеводородов от этана С2 до гексана С6 и гептана С7. Вершины треугольников соответствуют 100%-ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Линия 1 на диаграмме является кривой раздела фаз, ограничивающей двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится
к жидкой фазе, верхний - к газовой. Они соединяются в точке 8, которая характеризует состав смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчивается в точках на кривой состава насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.
Смеси, соответствующие точкам в области 5, представляют газ, в области 6 - нефть. Смеси в области правее и ниже кривой раздела фаз относятся к критическим смесям и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. В области 10 в смеси содержится меньшее количество тяжелых компонентов С7+. Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными в области 5. В области 9 в смесях содержится меньше метана С], и смешиваются они с углеводородами в области 6.
Уже упоминалось, что в зависимости от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда выносятся сравнительно небольшие количества промежуточных компонентов (С2-С6).
Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С2-С6). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ подвергаются существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и в некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого конденсируются в пластовых условиях и переходят в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. ПО). В таком случае нефть вытесняется газом, если отсутствуют мениски на разделе фаз, и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100%.
Пусть жирный газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки /-/ на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С2- С6, и состав ее характеризуется точками 2, 3 и т.д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным, и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.
Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. 111 приведена диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при температуре 71 °C и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникновение взаимо- растворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа. Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном - обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытеснение происходит при рпл = 14,06 МПа и t = 71°С. т.е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит
Рис. НО. Схема образования критических условий вытеснения нефти при нагнетании в пласт газов, богатых тяжелыми компонентами
1-1, 2-2,3-3 - пути перехода смеси из одного состояния в другое при взаимодействии нагнетаемого газа с нефтью; пояснения в тексте
Рис. 111. Диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при t = 71 °CС],С2 - критические точки; С^Е^, С2Е2 - отрезки, характеризующие предельные составы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 МПаРис. 111. Диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при t = 71 °CС],С2 - критические точки; С^Е^, С2Е2 - отрезки, характеризующие предельные составы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 МПа
Рис. 111. Диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при t = 71 °C
С],С2 - критические точки; С^Е^, С2Е2 - отрезки, характеризующие предельные составы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 МПа
Рис. 111. Диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при t = 71 °C
С],С2 - критические точки; С^Е^, С2Е2 - отрезки, характеризующие предельные составы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 МПа
25% (точка Е]). С увеличением пластового давления эти условия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7% - точка Е^).
Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняют разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Предложенные приближенные способы можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод
225225О.М. Ермилов и др.
225
225
оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан + высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти.
Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный отечественными инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа. Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.
ДОБЫЧА
И ПОДЗЕМНОЕХРАНЕНИЕГАЗА
ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ
РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ
Газовая промышленность в России зародилась более 150 лет назад. Первый газовый завод в России был построен в Санкт-Петербурге в 1831 г. Светильный газ на этом заводе получали путем сухой перегонки каменного угля. В Москве первый газовый завод был построен в 1865 г. Москву в 1890 г. освещали 6000 газовых фонарей. В 1891 г. в Великобритании светильный газ вырабатывался на 594 заводах, а общая длина газопроводов составляла 35 тыс. км. Светильный газ в больших объемах производился в Германии, США, Франции и Канаде. В России в том же 1891 г. светильный газ вырабатывался на 210 газовых заводах, из них только 30 производили газ для освещения 24 городов. Остальные "заводы" были маломощными газогенераторными установками. Они вырабатывали газ для освещения 157 фабрик и 23 железнодорожных вокзалов. В 1891 г. в России было произведено 54 млн м3 газа. Д.И. Менделеев с горечью отмечал, что вся газовая промышленность России по своему размеру меньше газовой промышленности одного Берлина. Потребление газа в быту было весьма ограниченным. Только 2700 квартир в Москве в 1913 г. и 3000 квартир в Петербурге в 1914 г. снабжались газом. В Москве в 1917 г. искусственный газ для приготовления пищи и горячей воды подавался в 11 000 квартир, а выработка светильного газа составляла 17 млн м3. Однако в начале XX в. газовое освещение постепенно было вытеснено электрическим.
В дальнейшем развитие промышленности природных газов привело к тому, что в 1994 г. природный газ подавался более чем в 2 млн московских квартир. Годовое потребление газа превышало 18 млрд м3. В 1994 г. удельный вес природного газа в топливно-энергетическом балансе города составил 85%, годовое потребление газа возросло до 30,5 млрд м3 (около 90 млн м3/сут).
Производство и использование светильного газа в течение свыше 100 лет имело огромное значение для будущего развития промышленности природных газов. В дореволюционной России этой промышленности практически не было, несмотря на большие объемы газа, добывавшегося вместе с нефтью.
В феврале 1902 г. на промысле Бакинского нефтяного общества в Сураханах из скв. 1 с глубины 204 м был получен фонтан газа с дебитом 57 тыс. м3/сут при давлении на устье скважины 1,4 МПа. Сураханское газовое месторождение стало первым промышленным газовым месторождением в России.
В дореволюционной России не было построено ни одного магистрального газопровода. Первый в мире магистральный газопровод "Benson Folly" был построен в США в 1879 г. Его длина составляла 160 км, диаметр 300 мм.
Несмотря на отсутствие научных основ разработки нефтяных месторождений как единого целого, отечественные инженеры и ученые сделали крупные открытия, предложили оригинальные методы расчетов и технические способы эксплуатации месторождений, которые значительно опередили зарубежную мысль и практику. Первая в мире нефтяная скважина была пробурена в России в 1856 г. полковником Новосильцевым в пос. Кудако Краснодарского края, а в США - в 1859 г. В 1888 г. Д.И. Менделеев опубликовал статью "Будущая сила, покрящаяся на берегах Донца", в которой впервые в мире теоретически обосновал возможность подземной газификации каменного угля. ВТ. Шухов первый в мире дал обоснование и основные расчеты сооружения и эксплуатации нефтепроводов.
В 1902 г. И.Н. Стрижов впервые в мире высказал идею о закачке газа в нефтяной пласт для поддержания пластового давления с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи. Впервые в мире он в 1936 г. ввел понятие о расширительно-грузовом, или, как его стали называть, упруговодонапорном, режиме эксплуатации пласта, общепринятом в настоящее время. В 1937 г. И.Н. Стрижов предложил шахтную разработку нефтяных месторождений, в 1946 г. высказал предположение о существовании газовых залежей в твердом газогидратном состоянии, в 1947 г. предложил способ превращения нефтяных месторождений в однофазные газоконденсатные и добычи пластового сырья из последних при постоянном пластовом давлении для увеличения коэффициента нефтеотдачи.
В 1914 г. проф. М.М. Тихвинский предложил способ закрытой газлифтной эксплуатации скважин. Под названием "газлифт" этот способ был применен в США лишь спустя 10 лет. В начале XX в. на бакинских нефтяных промыслах были проложены газопроводы диаметром 410 мм и длиной в несколько километров. Газопровода такого большого диаметра в то время не было ни в одной другой стране. Приоритет в строительстве газопроводов наибольшего диаметра (1420 мм) Россия сохраняет и в настоящее время.
После Октябрьской революции был положен конец кустарным методам разработки нефтяных залежей и нерациональному уничтожению природного газа. Наряду с другими отраслями начала развиваться и газовая промышленность.
Уже в первый период восстановления нефтяной промышленности страны была не только поставлена, но и практически решена задача рационального использования нефтяного газа. Начались работы по герметизации нефтяных скважин и улавливанию нефтяного газа. На нефтяных промыслах появились сепараторы для отделения газа от нефти, компрессорные станции для перекачки газа на газобензиновые заводы. Отбензиненный газ все шире стали применять для бытовых нужд, использовать в промышленности в качестве топлива, закачивать в нефтяные залежи для поддержания давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи. С открытием газовых месторождений строились магистральные газопроводы, газобензиновые заводы, заводы по производству сажи.
В 1940 г. в стране было добыто 3392 млн м3 природного газа, построен первый магистральный газопровод Дашава-Львов длиной 68 км, диаметром 200 мм. С 1943 г. население и промышленность Саратова получали природный газ по газопроводу Елшанка-Саратов длиной 43 км, диаметром 300 мм. В 1943 г. введен в эксплуатацию магистральный газопровод Бугуруслан-Куйбышев длиной 140 км, диаметром 300 мм. В Куйбышеве значительная часть заводов была переведена на природный газ. В 1946 г. закончено строительство крупного по тому времени магистрального газопровода Саратов-Москва длиной 800 км, диаметром 300 мм. Подача в Москву 474,5 млн м3 газа в год заменила привоз свыше 1 млн м3 дров, 650 000 т подмосковного угля, около 150 000 т керосина и больше 100 000 т мазута в расчете на год.
В 1948 г. построен газопровод Дашава-Киев длиной 500 км, диаметром 530 мм, а в 1951 г. он продлен от Москвы и достиг общей длины 1300 км.
Открытие нескольких месторождений природного газа в Дагестане (Дагестанские Огни, Дузлак, Берекей, Мелитопольское), на западе Украины (Угерское, Дашавское, Опарское и др.), в Саратовской области (Ешланское), и Коми АССР (Седь-Иольское) означало создание серьезной базы. Сооруженные к тому времени магистральные газопроводы, газобензиновые и сажевые заводы положили начало дальнему транспорту газа, его переработке и использованию.
В развитии отечественной газовой промышленности можно выделить четыре этапа.
Первый этап (1940-1955 гг.) - зарождение газовой промышленности и создание необходимых предпосылок для быстрого ее развития в последующие годы. Добыча газа возросла с 3 млрд м3 в 1940 г. до 9 млрд м3 в 1955 г. Этот этап развития газовой
промышленности характеризовался сравнительно небольшими годовыми объемами добычи газа и его приростов. Например, за 1945-1955 гт. среднегодовой прирост добычи газа составлял 570 млн м3.
Второй этап (1956-1972 гг.) ознаменовался созданием новой отрасли народного хозяйства - газовой промышленности. Для него характерны высокие темпы развития. Добыча газа возросла с 12 млрд м3 в 1956 г. до 221 млрд м3 в 1972 г., среднегодовой прирост добычи газа составил 12,3 млрд м3.
Третий этап (1973-1992 гг.) характеризовался резко возросшими темпами роста добычи газа. В 1984 г. СССР вышел на первое место в мире по добыче газа. В эти годы магистральные газопроводы стали сооружаться из труб диаметром 1020-1420 мм, давление транспортировки газа возросло до 7,5 МПа.
В эти годы в газовой промышленности стали широко использоваться достижения научно-технического погресса: увеличились диаметры колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) до 168 мм и эксплуатационных колонн скважин до 214 мм, а дебиты скважин - до 1 млн м3, скважины на площади газоносности размещались по кустовому способу. Стали сооружаться установки комплексной подготовки газа к транспортировке по магистральным газопроводам (УКПГ) большой единичной производительности - до 24 млрд м3/год, использовались блочно-комплексное автоматизированное оборудование большой единичной производительности и ЭВМ.
В третий этап началась опытно-промышленная разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) с большим содержанием углеводородного конденсата в газе с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа в пласт, разработка ГКМ, содержащих сероводород, вступили в эксплуатацию крупнейшие по запасам месторождения природного газа - Медвежье, Уренгойское, Оренбургское, Ямбург- ское, Астраханское. В пределах бывшего СССР была создана и успешно эксплуатировалась единая система газоснабжения (ЕСГ). Она включала в себя: 1) источники газа - свыше 200 газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений; 2) систему магистральных газопроводов с наибольшими в мире диаметрами (1420 мм) общей протяженностью свыше 214 тыс. км; 3) 226 компрессорных станций общей мощностью силового привода более 45,4 млн кВт; 4) свыше 46 подземных хранилищ газа; 5) 6 газоперерабатывающих заводов.
Четвертый этап развития газовой промышленности - после 1992 г. 1 июня 1992 г. Президентом РФ изданы указы о непрерывном развитии топливно-энергетической базы и прежде всего газовой промышленности, как основы топливоснабжения народного хозяйства и валютных поступлений в бюджет России.
В Указе "Об обеспечении деятельности единой системы газоснабжения страны" (ЕСГ) (Газовая пром-сть. 1992. №4. С. 1) говорится, что ЕСГ является исключительно федеральной собственностью, организация управления которой осуществляется на контрактной основе. В целом ЕСГ передается по контракту Государственному газовому концерну (ГГК) "Газпром" в полное хозяйственное ведение с целью обеспечения: 1) надежного газоснабжения потребителей РФ и поставок газа за ее пределы; 2) координации производственно-хозяйственной деятельности подопечных подразделений; 3) проведения единой научно-технической политики реконструкции и развития ЕСГ; 4) государственного контроля за ее функционированием.
ЕСГ Российской Федерации включает в себя: 1) источники газа - свыше 70 газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений; 2) системы магистральных газопроводов с наибольшим в мире даиметром (1420 мм) общей протяженностью более 140 тыс. км; 3) 157 компрессорных станций с общей мощностью силового привода 30 млн кВт; 4) 40 подземных хранилищ газа; 5) 4 газоперерабатывающих завода.
ГГК "Газпром" построил и эксплуатирует 185 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, на которых ежедневно заправляются природным газом более 60 тыс. автомобилей. '
5 ноября 1992 г. Президент РФ издал Указ № 1333, по которому ГГК "Газпром" преобразовался в Российское акционерное общество (РАО) "Газпром" (Газовая пром-сть. 1992. № 12. С. 1). РАО "Газпром" - это 23 газодобывающих и газотранспортных предприятия, организации, занимающиеся импортно-экспортными операциями, предприятия информатики и связи, производственно-диспетчерское управление, два ведущих научно-ислледовательских института и другие организации. В РАО "Газпром" работает 360 тыс. человек. В России открыто 704 газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений, из которых в разработку вовлечено 290, подготовлено к промышленному освоению 58. в стадии разведки находится 209, в консервации -147 месторождений.
20 уникальных месторождений с запасами свыше 500 млрд м3 каждое содержат 74,9% разведанных запасов России, 115 крупных месторождений с запасами от 30 до 500 млрд м3 - 22,3%, 69 средних с запасами от 10 до 30 млрд м3 - 1,5% и 475 мелких месторождений с запасами до 10 млрд м3 каждое содержат 1,3% разведанных запасов.
В России находится самое крупное в мире по запасам газа Уренгойское газоконденсатное месторождение (запасы свыше 6 трлн м3).
Потенциальные запасы газа в России оцениваются в 216 трлн м3, что составляет около 60% мировых запасов. Доказанные запасы газа в РФ составляют 54,4 трлн м3, или 35% мировых.
Следует также отметить основные этапы развития газовой науки и учебно-педагогической деятельности. Значительный вклад в развитие газовой промышленности, в дело подготовки кадров инженеров-газовиков, в издание книг о добыче, транспортировке, переработке и использования природного газа в первые годы становления газовой промышленности внесли профессора Г.А. Саркисьянц, М,Х. Шахназаров, И.Н. Стрижов, А.С. Смирнов и др. Г.А. Саркисьянц в 1925 г. начал читать курс "Газовое дело" в Азербайджанском нефтяном институте им. М. Азизбекова. В 1929 г. М.Х. Шахназаров основал в Азербайджанском институте нефти и химии кафедру "Газовое дело" и возглавлял ее до 1960 г. Он не только читал лекции, но и опубликовал в 1927, 1933 и 1934 гг. первые книги по добыче газа, его использованию и газоснабжению городов.
И.Н. Стрижов и И.Е. Ходанович в 1946 г. выпустили книгу "Добыча газа", в которой не только обобщался опыт газовой промышленности США, но и развивался применительно к условиям России. Эта книга служила ценным пособием для газовиков в течение продолжительного этапа развития газовой промышленности страны.
А.С. Смирнов написал книги "Транспорт и хранение газа" (1950), "Добыча и транспорт газа" (1957), "Транспорт и хранение газа" (1962), "Технология углеводородных газов" (1946), "Сбор и подготовка нефтяного газа на промысле" (1971), которые были настольными книгами нескольких поколений газовиков и студентов.
ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯИ ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССАВ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Природный газ по сравнению с другими видами топлива имеет значительные преимущества. Основными из них являются следующие (в ценах 1985 г.).
Коэффициент фондоотдачи в добыче газа в 6 раз выше, чем в добыче каменного угля и нефти (табл. 35).
Производительность труда в добыче газа в 55 раз выше, чем в добыче каменного угля, и в 6 раз выше, чем в добыче нефти (см. табл. 35).
Себестоимость добычи газа в 33 раза меньше себестоимости добычи каменного угля.
Фондоотдача и производительность труда при использовании различных видов топлива
Топливо
Коэффициент фондоотдачи, т. у. т./ЮОО р.
Производительность труда, т. у. т. на 1 работающего
Природный и нефтяной газ29621 000
Нефть483 300
Каменный уголь48380
Примечание. Здесь т. у. т. - тонн условного топлива. Условным называется топливо, при сгорании 1 кг которого выделяется 29 307,6 кДж (7000 ккал) теплоты.
Удельные капитальные вложения в добычу и транспорт газа в 1,7 раза ниже, чем в добычу и транспорт нефти, и в 3,37 раза ниже, чем в добычу и транспорт угля.
При использовании природного газа в качестве топлива повышается производительность труда в использующих его отраслях промышленности.
Применение природного газа в металлургической промышленности повышает производительность труда на 10%, экономит 15% кокса, снижает себестоимость чугуна и стали.
Использование газа вместо пылеобразного угля в отражательных медеплавильных печах снижает удельный расход топлива на 25% (а вместо мазута - на 10-15%). При этом производительность печей повышается на 10-12%, потери меди снижаются на 17%.
С применением природного газа в 1990 г. производилось 93% чугуна, 59% мартеновской стали, 49% проката черных металлов, 72% метанола, 95% минеральных удобрений, почти 100% огнеупоров и стекла.
Переход на железнодорожном и водном транспорте с твердого топлива на жидкое и газообразное повысил провозную и пропускную способность железных и водных трасс, снизил стоимость перевозок, повысил производительность труда.
Использование газа в качестве топлива облегчает автоматизацию производственных процессов, труд рабочих, улучшает санитарно-гигиенические условия, способствует очищению воздушных бассейнов над городами.
Исключительное значение приобрели нефтяной и природный газы в качестве сырья для химической промышленности. Из углеводородных компонентов нефтяного и природного газов получают этан, этилен, полиэтилен, этиловый спирт, ацетилен, пропан, пропилен, полипропилен, пластические массы, бутан, бутилен, изобутилен, бутадиен, синтетический каучук, бензол, толуол, ксилолы, формалин, азотные удобрения, ядохимикаты, ацетон, растворители, фенол, фенолформальдегидные смолы, фенолформальдегидные пресс-порошки, пластификаторы, искусственные волокна, серу, технический углерод и многое другое. Продукты переработки газа с успехом заменяют стекло и сталь, шерсть и шелк, дерево и зерно.
Для производства 1 т синтетического каучка требуется около 2 т этилового спирта, или 9 т зерна, или 22 т картофеля, или 30 т сахарной свеклы, или всего 5 т сжиженных газов.
Из газовых конденсатов можно получить: 1) ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы); 2) светлые нефтепродукты (бензин, лигроин); 3) низшие олефины (этилен, пропилен); 4) сырье для синтетического каучка (изобутан, изопентан).
Химическое направление переработки газовых конденсатов имеет большие преимущества по сравнению с топливным: 1) снижаются затраты на производство продукции; 2) возрастает производительность труда.
Затраты на производство 1 т суммарных ароматических углеводородов (бензол, толуол, пара- и ортоксилол и этилбензол) из углеводородного конденсата методом непосредственной экстракции сокращаются на 44 и 26% по сравнению с каталитическим риформингом бензиновых фракций нефтей соответственно парафинового и нафтенового оснований.
За 1970-1975 гг. в составе газовой промышленности создана и успешно развивается новая высокоэффективная газохимическая подотрасль. В феврале 1974 г. была введена в эксплуатацию первая очередь Оренбургского газового промысла и газоперерабатывающего завода, в сентябре 1975 г. - вторая очередь.
В 1983 г. введен в эксплуатацию крупнейший в мире газопровод Уренгой-Помары- Ужгород диаметром 1420 мм, протяженностью 4450 км, с годовой пропускной способностью свыше 30 млрд м3. Рабочее давление транспортировки газа равно 7,5 МПа. На газопроводе сооружено 40 компрессорных станций с общей мощностью силового привода 3 млн кВт. Общие капитальные вложения в строительство газопровода составили 7,6 млрд р.
Развитие газовой промышленности в 1996-2010 гг. будет характеризоваться следующими особенностями: еще большим удалением газовых месторождений (например, север Тюменской области) от основных районов потребления газа в Европейской части страны; комплексным использованием давления пластового газа и входящих в его состав компонентов (этана, пропана, жидких углеводородных газов, стабильного конденсата, сероводорода) в качестве сырья для нефтехимической промышленности, производства меркаптанов, гелия; более широким использованием ЭВМ и АСУ в процессах добычи, транспортировки и переработки природных газов; разработкой и использованием винтовых компрессоров на промысловых ДКС; началом строительства подземных хранилищ воздуха, широкомасштабной добычей углеводородного конденсата из валанжинских отложений месторождений севера Тюменской области; применением в промышленных масштабах поддержания пластового давления при разработке газоконденсатных месторождений. В табл. 36 приведены оценочные данные по добыче природного и нефтяного газа в России до 2010 г.
Таблица 36
Оценочные данные по добыче природного и нефтяного газа в России до 2010 г. (в млрд м3)
Годы
2000
2005
2010
Добыча газа
735-755
785-820
840-860
В ближайшей перспективе складывается следующая ситуация добычи газа в России. Введены в разработку новые месторождения на севере Тюменской области - Юбилейное, Комсомольское и Ямсовейское. Намечается начать разработку месторождений газа на п-ове Ямал: Бованенковского, Харасавейского, Крузенштерновского. Поскольку доля газоконденсатных, а также сероводород- и этансодержащих газов в общих запасах в перспективе увеличивается, принципиально новым направлением развития газовой промышленности в XXI в. должно стать создание газохимических комплексов на базе разработок геологически сложных глубокозалегающих месторождений.
До 2010 г. планируется строительство шести ниток магистральных газопроводов с п-ова Ямал в Европейскую часть России диаметром 1420 мм на давление 7,5 МПа общей протяженностью свыше 15 000 км.
В период перехода к рыночным отношениям в России предстоит решать также сложные задачи научно-технического прогресса. В отрасли к основным из них можно отнести следующие.
Совершенствование существующих и создание новых математических моделей фильтрации реальных многокомпонентных природных смесей в пластах неоднородного строения с комплексным использованием уравнения состояния реальных газов и ЭВМ в расчетах.
Разработка новых технологических процессов промысловой обработки и комплексной переработки природных газов с получением из них этана, пропана, жидких газов, стабильного конденсата, серы, меркаптанов, гелия и других ценных компонентов по безотходным энергосберегающим технологиям.
234
Создание научных основ проектирования и эксплуатации промысловых дожимных компрессорных станций с использованием винтовых компрессоров при низких давлениях газа.
Совершенствование научных принципов создания, развития и эксплуатации единой газоснабжающей системы страны на основе оптимизационных методов.
Разработка новых способов транспортировки пластового сырья, содержащего парообразную воду, сероводород и СО2, на газоперерабатывающие заводы по герметизированной однотрубной системе.
Реконструирование имеющихся и создание новых типов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий большой мощности на базе использования комбинированных аппаратов, модульного принципа исполнения автоматизированных технологических установок комплексной подготовки газа.
Разработка математических моделей и комплекса программ для машинного (на ЭВМ) проектирования, исследования, оптимизации и контроля за работой поверхностного оборудования газодобывающего предприятия на базе микропроцессоров.
Создание научных основ проектирования и эксплуатации подземных хранилищ воздуха для выравнивания колебаний потребления электроэнергии с комплексным использованием давления воздуха, кислорода и теплоты продуктов сгорания.
Разработка широкой программы строительства горизонтальных скважин на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа.
Глава IX
СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой С„Н2„+2, а также неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов и может достигать 17-40.
Метан (СН4), этан (С2Нб) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Т = 273 К) являются реальными газами. Пропан (С3НК), пропилен (С3Н6), изобутан (/-С4Н]0), нормальный бутан (n-C4Hw), бутилены (C4HS) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжимаемых, сжиженных) углеводородных газов. Углеводороды, начиная с изопентана (/-С5Н12). при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С]8НЗХ), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Ниже приведены составы сухого газа, сжиженных газов и газового бензина:
Смесь Сухой газ Сжиженный газ БензинСмесь Сухой газ Сжиженный газ БензинКомпоненты
Смесь Сухой газ Сжиженный газ Бензин
Смесь Сухой газ Сжиженный газ Бензин
Метан, этилен, этан
Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилены
Изопентан, нормальный пентан, амилены, гексан
Природные газы подразделяются на три группы.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов.
Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропанбутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
Содержание компонентов (в об.%) в природных газах, добываемых из чисто газовых месторождений
Таблица 37
Месторождение
СН4
C2Hh
с3н8
с4ы10
С5Н12+
N2 + R**
СО2
Относительная плотность
Северо-Ставропольское
98,90
0,29
0,16
0,05
—
0.40
0.20
0,56
Медвежье*
98,78
0,10
0.02
-
1.00
0.10
0,56
Уренгойское*
98,84
0,10
о.оз
0,02
0.01
1,70
0.30
0,56
Шатлыкское
95,58
1.99
0,35
0.10
0.05
0.78
1,15
0.58
Сеноманская залежь.
* Инертные газы (гелий, аргон, криптон, ксенон).
Содержание нефтяных газов (в об.%), добываемых из нефтяных месторождений
Месторождение
СН4
СА
с3н8
С4НЮ
Qh12+
n2 + r
со2
Относительная плотность
Бавлинское
35,0
20,7
19,9
9,8
5,8
8,4
0,4
1,181
Ромашкинское
38,8
19,1
17,8
8,0
6,8
8,0
1,5
1,125
Самотлорское (Б-8)
53,4
7,2
15,1
8,3
6,3
9,6
0,1
1.010
Узеньское (XIII)
50,2
20,2
16,8
7,7
3,0
2,3
-
1.010
Таблица 39
Содержание природных газов (в об.%), добываемых из газоконденсатных месторождений
Месторождение
СН4
С2Нб
с3н8
с4ню
с5н12+
n2 + r
СО2
Относительная плотность
Вуктыльское
74,80
8,70
3,90
1,80
6,40
4,30
0,10
0.882
Оренбургское*
84,00
5,00
1,60
0,70
1,80
3,5-4,9
0,5-1,7
0,68-0,70
Ямбургское (БУ-8)
Уренгойское
89,67
4,39
1,64
0,74
2,36
0,26
0,94
0,713
БУ-8
88,28
5,29
2,42
1,00
2,52
0,48
0,01
0,707
БУ-14
82-27
6,56
3,24
1,49
5,62
0,32
0,50
0,813
Астраханское**
47,48
1,92
0,93
0,66
3,08
1,98
21,55
1,063
* 1,3-5% H2S.
** 22,5% H2S.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат включает большое число тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.
В табл. 37-39 приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Искусственные газы получают из твердых топлив в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Основные физико-химические свойства предельных (парафиновых) углеводородов приведены в табл. 40.
ГАЗОВЫЕ СМЕСИ
Плотность газов
Под плотностью или объемной массой тела понимают отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. В качестве единиц измерения плотности в СИ принимают килограмм на кубический метр (кг/м3).
Плотность газа ро (в кг/м3) в нормальных физических условиях (при 0,1013 МПа
237
Таблица 40
Физико-химические свойства алканов
Показатель
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Нормальный бутан
Изопентан
Нормальный пентан
Гексан
Химическая формула
СН4
С2Н6
с3н8
ГС4Н10
/ьС4Н10
'С5Н12
п-С5Н12
с6н14
Молекулярная масса
16,043
30,070
44,097
58,124
58.124
72,151
72,151
86,178
Массовое содержание углерода, %
74,87
79,96
81,80
82,66
82,66
83,23
83,23
83,62
Газовая постоянная, Дж/(кг К)
521
278
189
143
143
115
115
96
Температура плавления при 0,1013 МПа, °C
-182,5
-172,5
-187,5
-145
-135
-160,6
-129,7
-95,5
Температура кипения при 0,1013 МПа, °C Критические параметры
-161,3
-88,6
-42.2
-10,1
-0,5
+28
+36,2
+69
температура, К
190,7
306,2
369,8
407,2
425,2
461
470,4
508
давление абсолютное, МПа
4,7
4,9
4,3
3,7
3,8
3,3
3,4
3,9
плотность, кг/м3
162
210
225,5
232,5
225,2
-
232
-
удельный объем, м3/кг
0,0062
0,0047
0,0044
0,0043
0,0044
-
0,0043
-
Плотность газа при 0,1013 МПа и 0°С, кг/м3
0,717
1,344
1,967
2,598
2,598
3,220
3,220
3,880
Относительная плотность газа по воздуху
0,5545
1,038
1,523
2,007
2,007
2,488
2,488
2,972
Удельный объем газа при 0,1013 МПа и 0°С, м3/кг
1,400
0,716
0,510
0.385
0,385
0,321
0,321
0,258
Плотность в жидком состоянии при Ткип и 0,1013 МПа, кг/м3
Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа и 273 К, Дж/(кг • К)
416
546
585
582
600
625
637
664
газа при постоянном давлении ср
2220
1729
1560
1490
1490
1450
1450
1410
газа при постоянном объеме cv
1690
1430
1350
1315
1315
1290
1290
1272
Отношение теплоемкостей газа Cp/Cv при 273 К
1,310
1,198
1,161
1,144
1,144
1,121
1,121
1,113
Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг
570
490
427
352
394
357
341
341
Теплота плавления при 0,1013 МПа, кДж/кг
60,8
95,2
80,1
77,6
75.5
70,9
46,3
151,5
Теплопроводность при 273 К, Вт/(м • К)
0,299
0,0181
0,0148
0,0135
0,0133
0,0128
0,0128
-
Октановое число
125
125
125
99
91
—
-
-
Показатель
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Нормальный бутан
Изопентан
Нормальный пентан
Гексан
Теплота сгорания при 0,1013 МПа и 288 К, МДж/кг высшая
55,7
52
49,9
49,5
49,5
49,3
49,3
48,7
низшая
50,2
47,4
46,4
45,7
45,7
45,4
45,4
45,2
Теплота сгорания при 0,1013 МПа и 288 К, МДж/м3 высшая
37,3
66,2
93,9
121,7
121,7
150
150
178,2
низшая
33,6
60,4
86,3
108,6
108,6
134
134
158,5
Количество воздуха для сжигания газа м3/м3
9,54
16,67
23,82
30,97
30,97
38,11
38,11
45,26
кг/кг
17,22
16,10
15,65
15,43
15,43
15,30
15,30
15,21
Температура самовоспламенения в воздухе, °C
537
472
466
405
405
309
309
247
Теоретическая температура горения, °C
1830
2020
2043
2057
2057
2080
2090
2090
Пределы воспламенения, об. % нижний
5,3
2,9
2,1
1,9
1,9
1,4
1,4
1,2
верхний
15
15
9,5
9,1
9,1
7,8
7,8
7,5
Объем газа после испарения жидкости, приведенный к
442,1
311,1
272,9
229,4
237,5
204,6
206,6
182
0,1013 МПа и 273 К, м3/м3
Коэффициент динамической вязкости при 273 К и
10,3
8,3
7,5
6,9
6,9
6,2
6,2
5,9
0,1013 МПа, мкПа • с
Критический коэффициент сжимаемости zKp
0,290
0,285
0,277
0,283
0,274
0,268
0,269
0,264
Критический молярный объем Укр, см3/моль
99,5
148
200
263
255
308
311
368
Ацентрический фактор со
0,013
0,105
0,152
0,192
0,201
0,208
0,252
0,290
и 273 К) можно определить по его молекулярной массе М:
р^МЩАХ.(IX. 1)
Если плотность газа задана при 0,1013 МПа, то пересчет ее на другое давление (при той же температуре) для идеального газа проводится по формуле
р = р()р/0,Ю13,(IX.2)
где р - давление, МПа.
Часто для характеристики газа применяют относительную плотность его по воздуху при нормальных условиях, т.е. при 0,1013 МПа и 273 К:
А() = р()/1.293.(IX.3)
Коммерческие расчеты в газовой промышленности проводятся при стандартных физических условиях (0,1013 МПа и 293 К).
Состав газовой смеси
Газовые смеси (как и смеси жидкостей и паров) характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Объемный состав газовой смеси примерно совпадает с молярным, так как объемы 1 кмоль идеальных газов при одинаковых физических условиях по закону Авогадро имеют одно и то же численное значение, в частности при 273 К и 0,1013 МПа - 22,41 м3.
Для характеристики газовой смеси надо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность (в кг/м3) или относительную плотность по воздуху.
Если известен молярный состав смеси (в %), то средняя молекулярная масса вычисляется по формуле
Мсм = (у^ + у2М2 + ... + y„Mn)/100, (IX.4) где У]. у2...., у„ - молярные (объемные) концентрации компонентов. %; Мь Мъ.... М„ - молекулярные массы компонентов.
Если задан массовый состав смеси (в %), то ее средняя молекулярная масса вычисляется по формуле
где ун у2,.„, gn - массовые концентрации компонентов, %.
Плотность смеси рсм (в кг/м3) определяют, пользуясь вычисленной средней молекулярной массой Мсм, по формуле, аналогичной (IX. 1):
рсм = Мсм/22,41.(IX.6)
Относительную плотность смеси определяют по формуле
Асм = рсм/рв = рсм/1,293,(IX.7)
где рсм и рв - плотности смеси и воздуха соответственно при 273 К и 0,1013 МПа.
Содержание тяжелых углеводородов в смеси
Для полной характеристики природного газа необходимо знать содержание в нем тяжелых углеводородов. Принято считать, что в газе три фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин, причем последний для подсчета ресурсов принимается состоящим из 1/3 бутана и 2/3 пентана (по массе).
Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых углево- 240
(IX.8)(IX.8)дородов (в г/м3) определяется по формуле A = 10gpCM=10yp,
(IX.8)
(IX.8)
где g - массовое содержание данного тяжелого углеводорода в газе, %; рсм - средняя плотность природного газа, кг/м3; у - молярное содержание данного тяжелого углеводорода в газе, %; р - плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м3.
После определения содержания в газе отдельных компонентов пересчитывают содержание в нем н-бутана и газового бензина. При этом считают, что в газовый бензин целиком переходят пентан и высшие, а также часть нормального бутана, по величине равная половине содержания пентана вместе с высшими.
П р и м е р. По данному массовому составу газа требуется определить содержание в нем пропана, бутана и газового бензина в г/м3. Массовый состав газа (в %): метан 19,50; этан 11,80; пропан 37,95; изобутан 2,35; н-бутан 12,05; пентан и высшие 8,15; азот 7,30.
Решение. Для определения средней плотности газа сначала по формуле (1Х.5) найдем среднюю молекулярную массу газа
МсмМсм1Мо+22^+2^+1Уо+А!1+2^.=1оо,з.и=32.15. 16,04 30,07 44,10 58,12 12,15 28,02)
Мсм
Мсм
Средняя плотность газа по формуле (IX.6)
рсм = 32,15/22,41 = 1,43 кг/м3.
Содержание тяжелых углеводородов определяем по формуле (IX.8), г/м3:
пропан - 10 • 37,95 • 1,43 = 542,
изобутан - 10 • 3,25 • 1,43 = 46,5,
н-бутан - 10 • 12,05 ■ 1,43 = 172,
пентан + высшие - 10 ■ 8,15 • 1,43 = 117.
Итого 877,5.
Следовательно, газового бензина (пентан целиком) и н-бутана (по величине, равной половине пентана) в составе газа будет 117+ 117/2 = 175,5 г/м3. Остаток н-бутана в смеси: 172 - 117/2 = 113,5.
Количество изобутана и пропана в смеси остается прежним (соответственно по 46,5 и 542 г/м3).
Ответ. Всего тяжелых углеводородов в смеси содержится 877,5 г/м3 (175,5 + 113,5 + 46,5 + 542).
Парциальное давление и парциальный объем компонентав смеси идеальных газов
Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объемов. Это означает, что каждый газ в смеси идеальных ведет себя так, как если бы он в данном объеме был один.
Парциальное давление компонента газовой смеси представляет собой то давление, которое он оказывает при удалении из объема, занимаемого смесью, остальных компонентов при неизменных первоначальных объеме й температуре.
Под парциальным объемом понимается объем, который имел бы данный компонент смеси газов, если бы из нее были удалены остальные компоненты при условии сохранения первоначального давления и температуры.
Аддитивность парциальных давлений выражается законом Дальтона
p = Lph(DC9)
где р - общее давление смеси газов; р; - парциальное давление /-го компонента в смеси.
pj р-nJ N = у,,(IX.10)
или
Pi = У1Р^Pi = У1Р^(IX. И)
Pi = У1Р^
Pi = У1Р^
241
где и, - число молей /-го компонента в смеси; N - общее число молей смеси; у, = n^N - молярная доля /-го компонента в смеси.
Парциальное давление компонента в смеси идеальных газов р; равно произведению его молярной доли в смеси у,- на общее давление смеси газов р.
Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой смеси выражается законом Амага
V = ^.(IX. 12)
где V - общий объем смеси; щ - парциальный объем /-го компонента в смеси
Mi/V = ni/N = yi.(IX.13)
или
Щ = уДЛ(IX. 14)
т.е. парциальный объем компонента в смеси идеальных газов равен произведению его молярной доли в смеси у, на общий объем смеси газов V.
ЖИДКИЕ СМЕСИ
Состав и характеристика жидкой смеси
Состав жидкой смеси характеризуется массовыми или молярными концентрациями компонентов.
Средняя молекулярная масса жидкой смеси определяется по формулам (IX.4) и (IX.5).
Средняя плотность жидкой смеси рсм (в кг/м3) определяется по формуле
Цр, Рг Pj Ч Р, Р2Цр, Рг Pj Ч Р, Р2+ хп ^пРи+ хп ^пРи(IX. 15)(IX. 15)
Цр, Рг Pj Ч Р, Р2
Цр, Рг Pj Ч Р, Р2
+ хп ^пРи
+ хп ^пРи
(IX. 15)
(IX. 15)
где gx, &ъ—, gn - массовые содержания компонентов жидкой смеси. %; ад. а2,..., хп - молярные содержания компонентов жидкой смеси, %; Мх, М2,..., Мп - молекулярные массы компонентов; Мсм - средняя молекулярная масса жидкой смеси; рн р2,..., р„ - плотности компонентов жидкой смеси, кг/м3.
Объем паров при испарении жидкости
Объем паров, получаемый при испарении жидкого углеводорода (в нормальных физических условиях), можно подсчитать по формуле
(IX. 16)(IX. 16)VH=G/p0=22,41G/M,
(IX. 16)
(IX. 16)
где М - молекулярная масса углеводорода; р0 - плотность паров углеводорода при 0,1013 МПа и 273 К; G - масса жидкого углеводорода, кг.
Если имеется смесь жидких углеводородов, то объем паров подсчитывается по формуле (IX.6) с подстановкой вместо М средней молекулярной массы смеси испарившихся углеводородов Mcw
Пример. Определить объем паров после испарения 80 кг смеси следующего массового состава (в %): пропана 70, бутана 30.
Решение. Сначала определим среднюю молекулярную массу смеси по (IX.5):
МсмМсм_20_ + _3q = 47.5 44,097 58,124)_20_ + _3q = 47.5 44,097 58,124)
Мсм
Мсм
_20_ + _3q = 47.5 44,097 58,124)
_20_ + _3q = 47.5 44,097 58,124)
Объем паров находим по (IX. 16): VH = 22,41-80/47,5 = 37,8 м3.
АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.
Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение простого или сложного вещества. В качестве таких параметров используются давление, объем и температура.
Менделеев и Клапейрон предложили следующее уравнение состояния идеальных газов:
pV = GRT,(IX. 17)
где р - абсолютное давление, Па; V - объем, м3; G - масса вещества, кг; Т - абсолютная температура, К; R - удельная газовая постоянная, Дж/(кг • К).
Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимаемым газом, и между молекулами которого отсутствует взаимодействие.
С термодинамической точки зрения идеальным называется газ, для которого справедливо равенство
(dE/dV>7 = 0,(IX. 18)
где Е - внутренняя энергия парообразования (в Дж/моль), или газ, для которого коэффициент сверхсжимаемости реального газа
z=pVI(GRT) = 1.(IX. 19)
Экспериментальная проверка уравнения (IX. 17) показала, что изменение свойств реальных газов нельзя описать зависимостью (IX. 19).
Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил учесть собственный объем молекул газа и силы их взаимного притяжения посредством введения дополнительных членов в уравнение Менделеева-Клапейрона:
(p+A-\^-b) = RT,(IX.20)
где V = V/G - удельный объем газа, м3/кг; а - константа сцепления молекул, Па м6/кг2; b - поправка на собственный объем молекул, м3/кг.
В уравнении (IX.20) слагаемое a/в2 выражает внутреннее давление, которое является как бы равнодействующей сил притяжения всех молекул в объеме V. Оно прибавляется к внешнему давлению.
Ван-дер-Ваальс нашел, что поправка b на собственный объем молекул, имеющих шарообразую форму, равна учетверенному объему молекул.
Уравнение (IX.20) - приближенное. Коэффициенты а и b в действительности являются сложными функциями объема, температуры, формы молекул газа.
Используя соотношения для критического состояния вещества
(dp/dV^-^p/dV2^ =0,(IX.21)
Рис. 112. Зависимость упругости насыщенных паров чистых веществ от температуры
1-Ш - области фазового состояния
нашли, что коэффициенты аиЬ выражаются следующими соотношениями через критические давление ркр и температуру Ткр;
« = 2ТГ^2 /(64^р); 6 = RT,p l^p^-. (IX.22)
R = pvu= (1,033 • 9,81 • 104 ■ 22,41)/273 = = 8314,3 Дж/(моль • К).
Критическая температура чистого вещества - это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы еще могут
сосуществовать в равновесии, или та температура, при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. При более высокой температуре существование жидкой фазы невозможно.
Давление паров вещества при критической температуре называется критическим давлением, а объем вещества, отнесенный к 1 моль или к еди
нице массы вещества, называется критическим удельным объе
мом.
На рис. 112 изображена зависимость давления (упругости насыщенных паров) от температуры для чистого вещества.
Уравнение состояния Ван-дер-Ваальса точнее, чем уравнение (IX. 17), описывает изменение свойств реальных газов при давлениях до 10 МПа и температурах от 283 до 293 К, но оно не может численно описывать изменение свойств многокомпонентных смесей месторождений природных газов.
Прогресс науки и техники потребовал разработки более точного уравнения состояния природных газов, способного правильно описывать изменение их свойств при давлениях до 100 МПа и температурах до 573 К в процессах добычи газа и при давлениях до 20 МПа и низких температурах (до 93 К) в процессах переработки природных газов. В решении этой проблемы выявились два направления:
введение поправочного коэффициента z, учитывающего отклонение реального газа от идеального, в уравнение состояния идеального газа (IX. 17), т.е. pV = zGRT,
добавление в уравнение состояния идеального газа большего числа констант и уточнение зависимости констант а и b от различных параметров (Ткр, Т, со); так появились уравнения состояния Битти-Бриджмена с пятью константами, Бенедикта- Вебба-Рубина с восемью константами и др.
Рассмотрим подробнее два этих направления. Д. Браун и Д. Катц на основании изучения результатов своих экспериментальных измерений коэффициента отклонения реальных газов от закона идеального газового состояния (коэффициента сжимаемости, сверхсжимаемости) z установили, что если приведенные параметры различных природных газов одинаковы (рпр, Тпр), то они находятся в соответствующих состояниях, при которых их физические свойства (z, р и др.) одинаковы, т.е. z = z(pnp, Тпр).
Приведенными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, абсолютная температура, объем, плотность, коэффициент отклонения) больше или меньше критических:
ЫР= Р'Р^ Tw = TITKp; V„p = V/VKp, р„р=р/ркр; z„p = z/zKp.
Реальные природные газы являются физическими смесями множества углеводородных и неуглеводородных компонентов, простых и сложных газов. Молекулы
(IX.23)(IX.23)(IX.24)(IX.24)простых газов имеют сферическую форму (метан, гелий, аргон, криптон, ксенон и др.), молекулы сложных газов и жидкостей - несферическую. Для простых газов силы притяжения, действующие вдоль линии, соединяющей центры сферических молекул, пропорциональны расстоянию в шестой степени. Для сложных газов и жидкостей силы притяжения (или отталкивания) между различными группами молекулярных пар нельзя представлять лишь одной силой притяжения между центрами молекул. Для учета других, нецентричных сил вводится ацентрический фактор (0. Он - третий после приведенного давления и приведенной температуры параметр, оценивающий меру отклонения коэффициента сжимаемости природных газов от его значения, определяемого классической двухпараметрической теоремой соответственных состояний, т.е. по рпр и 7|ф:
(IX.23)
(IX.23)
(IX.24)
(IX.24)
^ ^Рпр’ ^пр’ ®)
^см ^О^Рпр’^пр)"^! (Рпр’^пр^см’
(IX.25)(IX.25)где z0(p„p, 7пр) - коэффициент сжимаемости простого газа, определяемый р1ф и 7пр; 7|(рнр, Тпр) - поправка к обобщенному коэффициенту сжимаемости сложных газов и жидкостей, являющаяся функцией только приведенных давления и температуры; щсм - ацентрический фактор смеси газов (для простых газов со = 0);
(IX.25)
(IX.25)
Ием = £т- /=1
Здесь со, - ацентрический фактор ьго компонента в смеси. Часто он определяется по формуле Эдмистера:
if'g—/if'g—/7 Рат /7 Рат /25£i-l .Т\1 кип /25£i-l .Т\1 кип /(IX.26)(IX.26)
if'g—/
if'g—/
7 Рат /
7 Рат /
25£i-l .
Т
\1 кип /
25£i-l .
Т
\1 кип /
(IX.26)
(IX.26)
где рат - атмосферное давление; Ткип - температура кипения компонента при атмосферном давлении.
Ацентрический фактор для многих веществ изменяется в пределах от 0 до 0,4 (см. табл. 40).
Отношение абсолютной критической температуры компонента к абсолютной температуре кипения (при нормальных физических условиях) зависит от типа углеводородов - парафиновых, нафтеновых или ароматических. Для углеводородов гомологического ряда метана (парафиновых) это отношение можно определить, например, по корреляционной зависимости Г.Р. Гуревича, полученной им в результате математической обработки табличных (измеренных) значений 7кр ( и 7КИП:
(IX.27)(IX.27)Ткр/Гкии = 2,1898 - 0,1735(7кр.,/100) + 0,006854(Ткр.(/100)2, где 540 7кр.,775 К, 372 < 7КИП 625 К.
(IX.27)
(IX.27)
Для углеводородов различного строения (парафиновых, нафтеновых и ароматических), входящих в состав остатка С7+ (до С15), Бергман, Тек и Катц получили следующие корреляционные зависимости критического давления, критической температуры и ацентрического фактора от нормальной температуры кипения:
парафиновые углеводороды
(IX.28)(IX.28)7кр.н = (734,9 + 1,20617-0,32984 • Ю"3^)/!^;
(IX.28)
(IX.28)
/\р. „ = 0,00689(573,011 - 1,137077 + 0,131625 • lO^T2 - 0,85103 • Ю^Г3);(IX.29)
(IX.30)(IX.30)(0п = 0,14 + 0,9 • 10 3Г + 0,233 • Ю^Т2,
(IX.30)
(IX.30)
i де T = 1.87кип - 459,67; 7КИИ и 7кр „ измеряются в К, ркр п - в МПа; нафтеновые углеводороды
Ткр. н = (616,56 + 2,60777-0,3801- КГ2 72 +0,2544- 1(Г573)/1.8;(IX.31)
ркрн =0,00689(726,414-1,32757+0.9846-10~37'2 -0,45169-10^(IX.32)
со,, =й)„-0,075;(IX.33)
co„(Cs) = 0,26; сон(С9) = О,27: сон(С10) = 0,35;(IX.34)
ароматические углеводороды
7кра =(749.2 + 1.70177-0.15843-10”?72 +0.82358-10"67?)/1.8:(IX.35)
/?кр а = 0,0068911184,514 -3.446817+0.45312 • 10"2 72 - 0.23416 10-5 73);(IX.36)
соа =юн-0,1.(IX.37)
Критическая температура, критическое давление и ацентрический фактор остатка С7+ при известном групповом составе определяются по правилу аддитивности:
Q = А„С„ + ХНСН + Ха<2а '(IX. 3 8)
где Q - определяемое свойство остатка (7кр. ркр, (0); Qu, 2„. Qa - известное свойство групповой фракции (например. 7кр „, 7крн, 7кр а) при нормальной температуре кипения фракции; л„, лн, за - молярные доли соответственно парафиновой, нафтеновой и ароматической фракции в остатке С7+.
Для смесей газов приведенным параметром называется отношение действительных давления, температуры, объема, плотности и коэффициента отклонения к псевдо- критическому (среднекритическому) параметру:
Pup. см ~ Р ^ Ркр. см ’ ^iip. см — ^ / 7кр. см, V„p см — V / VKp см,
п =11Х-39)
Pup. см Р ' Ркр. СМ ’ '-пр. СМ ^'^-кр. см'
где псевдокритические (среднекритические) параметры смесиркрсм, 7крсм, VKp см, ркр.см, -кр ем вычисляются по какому-либо правилу, чаще всего по правилу аддитивности Кэя.
Аддитивностью называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных долей компонентов в смеси на свойства этих компонентов:
11пп
Ркп. см — X?/Ркр. i' '4р. см — Х}/4р. / ’ 4р. см — X)г^кр , • /=1
>1п
Ркр. см ~ Xj/Ркр.Гкр см — Х.\’кр. I-(IX.40)
/=|1=1
где у, - молярная доля /-го компонента в смеси газов; ркрл, 7кр„ Укрл, ркр.„ zKpj- - критические давление, абсолютная температура, молярный объем, плотность и коэффициент отклонения /-го компонента смеси соответственно; п - число компонентов в смеси.
Критические давление, температура, молярный объем, плотность, коэффициент сжимаемости г и другие величины приведены в табл. 40 или вычисляются по зависимостям, приведенным в работе [67].
Во многих случаях состав природных углеводородных газов определяется не полностью, а до бутана (СдНю) или гексана (С6Н14) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток (или псевдокомпонент) С5+ (или С7+). Моле- 246
(IX.41)(IX.41)кулярную массу остатка можно определить двумя методами: 1) рассчитать по компонентному составу остатка, если он известен; 2) измерить на криоскопе по уменьшению температуры замерзания бензола при добавлении остатка. Этот метод называется криоскопическим.
(IX.41)
(IX.41)
5+ G, I At )
где МС5+ - молекулярная масса остатка; GK - масса остатка, добавляемого в водонасыщенный раствор бензола; G6 - масса водонасыщенного раствора бензола; А? - уменьшение температуры замерзания бензола при добавлении остатка (стабильного конденсата), °C.
0,1 KJ0,1 KJ(IX.42)(IX.43)(IX.42)(IX.43)Псевдокритические параметры (в МПа и К) такого остатка (С7+) при известном групповом составе можно определить по измеряемым величинам - его молекулярной массе Mq1+ и относительной (по воде) плотности рс?+ по формулам
0,1
KJ
0,1
KJ
(IX.42)
(IX.43)
(IX.42)
(IX.43)
Ркр.С7+
/\1/2
^=(353,5 + 22,354/'")^-
I и, о )
(при 100 ^ Мс?+ ^ 240 и 0,70^ рс?+ ^ 0,95).
При наличии данных о температурной разгонке остатка и его групповом составе псевдокритические параметры остатка или его фракций можно определить по корреляционным зависимостям псевдокритических параметров от средних температур кипения фракций по формулам (1Х.28)-(1Х.37).
Если состав газоконденсатной смеси неизвестен, а измерена ее относительная плотность по воздуху Дсм, псевдокритические параметры смеси при 0,56 Дсм 1 можно рассчитать по уравнениям
Ркр.см =0,1(55,3-10,4^"), МПа; (IX.44)
(IX.45)(IX.45)Т„ = 12+238Д'", К.
(IX.45)
(IX.45)
При наличии в составе природного газа сероводорода (менее 5 об.%) критические параметры смеси можно вычислить по формулам
Ткрсм = 125,64+113АСМ + 1,97>-h2s. К:(IX.46)
Ркр.см=0,1(51,95-10,87Дсм+0,762уН2$), МПа,(IX.47)
где yH2S - содержание H2S в смеси газов, об.%.
Таким образом, коэффициент сверхсжимаемости природной углеводородной смеси zCM можно определить графически, зная приведенные параметры рпрсм и Тпрсм (рис. 113), или рассчитать по алгоритму и программе, составленным в 1961 г. Сей- римом:
6 6
гсм = Х ^AijPi(x)Pj№^^
1=1 ;=1
где Ац - 36 числовых коэффициентов; р^х), pj^) - полиномы от аргументов
х = (2рпр - 15)/14,8; у = (2Тпр - 4)/1,9.(IX.49)
247
Рис. 113. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенных абсолютных давления и температуры
По программе Сейрима zCM можно вычислять с погрешностью, не превышающей ±5% истинного значения, в довольно широком диапазоне приведенных давлений и температур: 0,01 рпр 20; 1,05 Тпр 3.
Сравнение вычисленных значений коэффициентов сверхсжимаемости газоконденсатных смесей, содержащих углеводороды различного строения (парафиновые, нафтеновые и ароматические), с данными экспериментальных измерений показало, что присутствие нафтеновых и ароматических углеводородов (до 10 об.%) практически не влияет на изменение коэффициента сверхсжимаемости zCM.
При наличии неуглеводородных компонентов в составе природного газа (N2. СО2, H2S) следует вводить поправку в рассчитанное значение zCM по правилу аддитивности:
-см = Уа-а + (1 - Va)Zy, (IX.50) где уа - молярная доля азота в смеси газов; za, zy - коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов соответственно.
248
а l^<V + b")а l^<V + b")4V-b)=RT.4V-b)=RT.(IX.51)(IX.51)
а l^<V + b")
а l^<V + b")
4V-b)=RT.
4V-b)=RT.
(IX.51)
(IX.51)
Рис. 114. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры
На рис. 114 показаны зависимости коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры.
При решении задач, связанных с добычей, транспортом, хранением и переработкой природных газов, наиболее употребимы различные модификации двухконстантного уравнения состояния Редлиха-Квонга и восьмиконстантного уравнения Бенедикта-Вебба-Рубина. Уравнение состояния Редлиха-Квонга, предложенное в 1949 г., записывается следующим образом:
Для определения коэффициента сверхсжимаемости z компонента природного газа из уравнения Редлиха-Квонга его преобразуют к виду
z3-z2 + z(a2 + b2p-bjp-a2bp2 =0,(IX.52)
где
« = 0,4278Тк2р5 /^Г2’5;(IX.53)
/; = 0,08677;р/ркрГ.(IX.54)
Для расчета коэффициента сверхсжимаемости смеси природных компонентов константы асм и Ьсм вычисляют по определенным правилам.
Сравнение результатов расчета коэффициента сверхсжимаемости z по уравнению (IX.52) с данными экспериментальных измерений показало, что погрешность вычислений не превышает ±2% при 0,01 ^ рпр 12 и 1,05 Тпр ^ 1,6.
Уравнение состояния Пенга-Робинсона, предложенное в 1975 г., широко используется для расчетов. Оно позволяет наиболее точно определять объем, состав и плотность жидкой фазы, а также калорические и термодинамические свойства газоконденсатных смесей:
(IX.55)(IX.55)RTа(Т)
(IX.55)
(IX.55)
V-b V(V+b)+b(V-b)
или
z3 - (1 - B)Z2 + (А - ЗВ2 - 2B)z - (АВ - В2 - В3) = О,(IX.56)
где
(IX.57)(IX.57)А = а(Г)р/(/?2Т2); B = bp!(RT).
(IX.57)
(IX.57)
Мартин в 1979 г. показал, что все модификации двухконстантного, или кубического относительно объема газа, уравнения можно выразить в одной обобщенной форме:
z3 +[(Ш] + m2-l)B-l]z2 +[A + m,m2B2 -(/И] + m2)(B+l)]z-
(IX.58)(IX.58)-[AB+m1w2B2(B-l)] = 0,
(IX.58)
(IX.58)
Справочные и расчетные параметры компонентов смеси
Компонент
И
дкр,.МПа
Apr К
। V ,. см?/моль
-кр. /
СН4
16,04
4,58
190.7
99.5
0.290
ОД
30,07
4,86
306
148
0,285
ОД
44.09
4,34
369,8
200
0.277
<-С4Ню
58,12
3.72
407.2
263
0.283
»-С4Ню
58,12
3.57
425.2
255
0,274
ОДс
72.15
3.28
461
308
0.268
«-QsH^
72,15
3,30
470.4
311
0,269
О>Нц
86,17
2,96
508
368
0,264
(ОДб
100,20
2,70
540.3
426
0.259
n2
28,02
3,46
126,1
90.1
0.291
со2
44.01
7.496
304.2
94
0,274
H2S
34,08
8,89
373.6
95
0,268
Н2О
18,02
22,565
647.45
56
0,230
Компонент
0),
Содержание компонента у,, мол. дол.
у/Уф,.МПа
ОД/-к
СН4
0,013
0,8255
3.7900
157,50
ОД
0.105
0,0901
0.4380
27,55
од
0,152
0.0462
0.2050
17.06
'-С4НЮ
0,192
0.0074
0.0275
3.02
одню
0,201
0.0126
0.0450
5.35
zC5Hi2
0,208
0,0032
0,0105
1,47
/гС5Н12
0.252
0,0022
0.0073
1.03
ОД4
0,290
0.0038
0.0113
1.93
С7Н16
0,352
-
-
—
n2
0,040
—
-
—
со2
0,420
0,0080
0.0676
2,74
H2s"
0,100
-
—
Н2О
0,348
-
—
1= 1.0000
L = 4.6022
21 = 217,65
где
А = I f Xj^Aji; В = £ XjBj; А^ = (1 - 5 /;)(А,А, )а5;
Bi = ^в/ Аф. / z ^PJ; А} = Qa ^[ф у / Tup j;
5,; - коэффициенты парного (или бинарного) взаимодействия; для уравнения Редлиха- Квонга тх = 0, т2 = 1, для уравнения Пенга-Робинсона тх = 1 + V2. т2 = 1 - V2.
Значения коэффициентов QB/(T) и ^/(Л определяются по формулам:
для уравнения Редлиха-Квонга
^в / ~ ^0 в ’ ^а ( = ^0 а Лр. t ’
для уравнения Пенга-Робинсона
QB , = Q()n; Qa ,=Ц)а[1 + (0.37464 + 1,54226(0, -0.26992(0“ )(1 - Т^Х-
250
Коэффициенты Qo в и Qo а определяются для критических условий из уравнений (IX.51) и (IX.55) по правилу (IX.21). Для уравнения Редлиха-Квонга QOa = 0,42748, Q()B = 0,08664; для уравнения Пенга-Робинсона QOa = 0,45723; QOb = 0,077796.
Пример. Определить коэффициент отклонения природной газоконденсатной смеси г от закона идеального газового состояния тремя методами: 1) по графикам Брауна-Катца, 2) по программе Сейрима, 3) по уравнению состояния Редлиха-Квонга.
Исходи ы е ^ данные. Объемный состав смеси (в %): СН4 - 82,55; С2Н6 - 9,01; С3Н8 - 4,62; i-C4H10 - 0,74; и-С4Н10 -1,26; z-C5H12 - 0,32; и-С5Н12 - 0,22; С6Н14 - 0,38; СО2-0,90; р = 13,6 МПа; Т = = 310,9 К; R = 82,057 см3 ■ кг/(моль • см2 • К). Экспериментально определенное значение z3 = 0,7495. Необходимые для расчетов критические параметры компонентов смеси и вычисления приведены в табл. 41.
Р е ш е н и е. рпр = 13,6/4,6 = 2,95; Тпр = 310/217,65 = 1,43; 1) по графикам Брауна-Катца (см. рис. 113) zr = 0,749; 2) по программе Сейрима zc = 0,75; 3) по уравнению состояния Редлиха-Квонга
а = (0,4278 ■ 217,652’5) / (46 ■ 310,92’5) = 3,8 ■ 10"3;
/? = (0,0867-217,65)/(46-310,9) = 1,32 КГ3;
{аг-Ь1р-Ь]р = 0,305; аV = 0,0926;
? - Г + О,305z - 0,0926 = 0; zpK = 0,754.
Расчет плотности природного газа,стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
Плотность природного газа в газовой фазе можно определить по формуле
Рд, tРд, tО Wb№ ^от'О Wb№ ^от'(IX.59)(IX.59)
Рд, t
Рд, t
О Wb
№ ^от'
О Wb
№ ^от'
(IX.59)
(IX.59)
Плотность стабильного углеводородного конденсата С5+ (в кг/м3) можно определить непосредственным измерением, расчетом по известному составу, по его молекулярной массе Мс^ или коэффициенту преломления и^°, используя формулу Крега
(IX.60)(IX.60)(IX.61)(IX.61)1030Мг
(IX.60)
(IX.60)
(IX.61)
(IX.61)
Мс +44,29
или формулу ВНИИгаз
pCs+ = (1,90646^°-1,96283) 103.
Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно определять различными методами.
По графо-аналитическому методу Катца и Стен- дин г а сначала определяется плотность жидкости (в кг/м3) при стандартных условиях по формуле
Рот = WiMi) / W^i I р,).(IX.62)
/=1 z=i
Здесь хь М, и р( - соответственно молярная доля, молекулярная масса и плотность z-го компонента соответственно.
Далее определяются поправки к вычисленной плотности при стандартных условиях на давление Дрр и температуру Дрг. Плотность насыщенной жидкости при заданных давлении и температуре определяется из выражения
Рр. 1 = Per "*"^Рр ~ Apr(IX.63)
Аналитический метод расчета по приведенной плотности. Приведенная плотность рпр определяется по корреляционной зависимости ее от среднекритического коэффициента сжимаемости zCK или от рир и Тир нестабильного конденсата. Аналитический метод является универсальным, поскольку расчет проводится по приведенным параметрам.
(IX.64)
Здесь рпр - приведенная плотность; VKp; - критический молярный объем /-го компонента в смеси.
Приведенную плотность по среднекритическому коэффициенту сжимаемости нестабильного углеводородного конденсата определим по формуле Викса:
(IX.65)(IX.65)Р„р = 1.20+(5,563-11,03^ )(1-Тлр )0A«+0JI.
(IX.65)
(IX.65)
Здесь zCK - среднекритический коэффициент сжимаемости нестабильного углеводородного конденсата
^СК ~ 5j-V/^Kp.(IX.66)
где zKp ( - критический коэффициент сжимаемости /-го компонента, который можно взять из табл. 40 или определить по формуле Ганна и Ямады:
zKpJ = 0,2918 - 0,0928(0,;(IX.67)
Г„р - приведенная температура нестабильного углеводородного конденсата:
т;,р = Т/1(х,Т ,), 0,3 Тпр 0,99.(IX.68)
Критический молярный объем /-го компонента найдем из выражения
^р.;=гкр.(^кр.(/Ркр.(-(IX.69)
Для расчетов рпр можно воспользоваться эмпирической формулой, полученной С.М. Лютомским в результате обработки экспериментальных данных для насыщенных конденсатам залежей Уренгойского месторождения (пласты БУ13и БУ14):
рпр= 2,83-0,14(/?пр / 7^) при Аф/Т;,р^5,(IX.70)
рпр = 1,465 + 0,133(рпр/7;р) при рпр/Гпр>5,(IX.71)
где р„р и Тпр - приведенные давление и температура насыщенного конденсата. Сравнение этих эмпирических зависимостей с данными экспериментальных измерений для других газоконденсатных месторождений показало, что плотность нестабильного конденсата в диапазоне давлений 5-30 МПа и температур 260-360 К определяется по формуле (IX.64) с погрешностью, не превышающей ±3%.
Порядок расчета плотности нестабильного углеводородного конденсата следующий:
Ркр. С7+ ~^ ^кр. С7+^ ^кр. С7+ ^ ^кип ®С7+^ ^кр. С7+ —^ Ак ^ ^кр. С7+
К:. кр —Ркр. см ~^кр. смРпр ~^ ^пр ~^ Рпр —Х(-^г^/ ) —Рр. t •
Исходные данные и результаты расчета плотностинестабильного углеводородного конденсата
Компонент
л-
xiPspj
-S^KpJ
-^кр. i
хМ
СН4
0,22006
10,08
41,90
21,90
0,0640
3,52
С2Нб
0,02130
1,03
6,51
3,15
0,0061
0,64
С3НК
0,01270
0,54
4,70
2,54
0,0035
0,56
/-С4ню
0,01240
0,46
5,04
3.26
0,0035
0,72
л-С4НИ)
0,00815
0,47
3,47
2,08
0,0022
0,47
'-QsHio
0,00770
0,25
3,55
2,37
0,0021
0,56
"-С5Н10
0,00446
0,15
2,10
1,39
0,0012
0,32
0>н14
0,00783
0,23
4
2,88
0,0021
0,67
Сун^ + выс-
0,70523
9,41
546
705,23
0,1480
208,00
шие
n2
0,00017
0,06
0,02
0,01
0,0001
0
Сумма
1
22,68
617,29
744,81
0,2328
215,46
Пример. Определить плотность нестабильного углеводородного конденсата по приведенному давлению и температуре, используя зависимость приведенной плотности от критического коэффициента сжимаемости. Компонентный состав жидкого углеводородного конденсата в молярных долях при абсолютном давлении р = 1 МПа и абсолютной температуре Т = 399,8 К, критические параметры компонентов и результаты вычислений приведены в табл. 42;
МС7+=295; рс?+=0,8838.
Решение.
Ркр с?+ =0,1(3570/295)(0,8838/0,8) = 1,335 МПа;
7кр С7+ =(353,5 + 22,35-2951/2)(0,8838 / 0,8)1/2 = 775 К.
ТкР.с7+ z гкип = 2,1898 - 0,1735(775 /100) + 0,006854(775 /100)2 = 1,26;
(ОС.(ОС.= 3 1g 13,35 7[(1,26-1).= 3 1g 13,35 7[(1,26-1).-1=0,855;-1=0,855;
(ОС.
(ОС.
= 3 1g 13,35 7[(1,26-1).
= 3 1g 13,35 7[(1,26-1).
-1=0,855;
-1=0,855;
zKp с7+ = 0,2918 - 0,0928 • 0,855 = 0,21;
КР.с7+ =0,21-82,057-775/13,35 = 1000 см3/моль;
Тпр = 399,8 /617,29 = 0,647;
р,ф = 1,20 + (5,563 -11,03 • 0,2328)(1 - о,647)ОЖ2328+О'31 = 2,99;
p/v = 215,46 ■ 2,99 / 744,81 = 0,863 г /см3.
Вязкость газов
Вязкостью называется свойство жидкостей и газов, характеризующее сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой. Количественно взякость характеризуется значением Ц, называемым коэффициентом динамической вязкости. Вязкость углеводородных газов зависит от температуры и давления. Коэффициент динамической вязкости газа при различных давлениях и температурах необходимо знать для различных расчетов при движении газа в пласте, в скважине, в поверхностных газопроводах и оборудовании, в процессах теплопередачи, сепарации газа и нефти, очистки газа от твердой взвеси и др.
По закону Ньютона сила внутреннего трения, проявляющаяся при перемещении одного слоя жидкости или газа относительно другого, прямо пропорциональна градиенту относительной скорости перемещения и площади соприкосновения этих слоев.
Закон Ньютона математически записывается так:
F = yiS(dw/dx),(IX.72)
где р - коэффициент динамической вязкости; 5 - площадь параллельно перемещающихся слоев; dwidx - градиент скорости в направлении, перпендикулярном плоскости соприкосновения слоев.
В СИ F выражается в ньютонах (Н), 5 - м2, и- - в м/с, х - в м; р - в Н • с/м2, эта единица измерения называется паскаль-секунда (Па ■ с).
При расчетах часто применяют коэффициент кинематической вязкости, который равен коэффициенту динамической вязкости, деленному на плотность газа в рабочих условиях:
v = р/р.(IX.73)
В СИ коэффициент кинематической вязкости измеряется в м2/с.
Коэффициент динамической вязкости природных газов можно рассчитать по приведенным параметрам. Коэффициент динамической вязкости неполярных природных газов неизвестного состава можно рассчитать по приведенным параметрам, т.е. по корреляционной зависимости вязкости от приведенной плотности рпр при давлении меньше 5 МПа:
[(р - р0 )е + 10"4 ]1/4 = 0,10230 + 0,023364рпр + 0,05853Зр ^р -
-0,040758р3р + 0,0093324р4р,(IX.74)
где 0,1 < рир < 3; р, ро - коэффициенты динамической вязкости природных газов (в мПа • с) при р и/?о = 0,1013 МПа соответственно и заданной температуре Г,
г = Т*!Мтр™.(1Х.75)
При высоких давлениях (р > 5 МПа) коэффициент динамической вязкости газа можно рассчитать по формуле
(р - р0 )е = 10,8 • 10~5 (eL439p--p - е"'Д * *р"Р58),(IX.76)
где рпр - приведенная плотность.
Коэффициент динамической вязкости природных газов р0 при атмосферном давлении и различных температурах можно рассчитать по зависимости
= ро=О,О1О1/1/8-1,О71О~3М^2, мПа с(IX.77)
или
р0 =0,0101г1/8-5,76-Ю-3 Д1^2, мПа-c,(IX.78)
где t - в °C.
Погрешность расчета по формулам (IX.77) и (IX.78) при 12 ^ Мсм ^ 100 и 283 =5 Т =s 477 К не превышает ±5%.
Порядок расчета pp t следующий:
^см ^ Ркр ^ Рпр ~^ ^кр ~^ ^пр "~^ ^ ~^ W —> £кр —> Znp > Мсм —> 8 —> Pg —> Рр ,.
Рис. 115. Зависимость коэффициента динамической вязкости метана от давления и температуры
Рис. 116. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотости по воздуху от давления и температурыДсм:а-0,6; б - 0,7;в - 0,8; г - 0,9; д - 1Рис. 116. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотости по воздуху от давления и температурыДсм:а-0,6; б - 0,7;в - 0,8; г - 0,9; д - 1При содержании в природном газе более 5 об.% азота следует учитывать его влияние на вязкость газа по правилу аддитивности.
Рис. 116. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотости по воздуху от давления и температуры
Дсм:а-0,6; б - 0,7;
в - 0,8; г - 0,9; д - 1
Рис. 116. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотости по воздуху от давления и температуры
Дсм:а-0,6; б - 0,7;
в - 0,8; г - 0,9; д - 1
Нсм^аНа+О-УаЖу’№79)
где уа - молярная доля азота в составе смеси; ца и цу - коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов.
На рис. 115-117 показаны зависимости коэффициентов динамической вязкости метана, природных газов различной относительной плотности по воздуху и азота соответственно от давления и температуры.
Для разового определения коэффициента динамической вязкости природных газов неизвестного состава, но известной относительной плотности по воздуху (Асм) можно использовать номограмму С.Г. Ибрагимова (рис. 118).
Порядок расчета ц следующий:
^см ”^ /’кр —^ /пр^СМ ~^ Дпр ~^ Д'
Пример. Определить коэффициент динамической вязкости газоконденсатной смеси по номограмме СТ. Ибрагимова и расчетным методом при следующих исходных данных; р = 25 МПа; Т - 353 К; Дсм = 0,6.
5>гзкйстб, мПа-5>гзкйстб, мПа-Рис. 118. Номограмма для определения коэффициента динамической вязкости природных газов (составлена С.Г. Ибрагимовым)Рис. 118. Номограмма для определения коэффициента динамической вязкости природных газов (составлена С.Г. Ибрагимовым)= з te47^4“ 7 (1,626-1)= з te47^4“ 7 (1,626-1)-1 = 0,15;-1 = 0,15;znp = 0,935/0,244 = 3,83;znp = 0,935/0,244 = 3,83;Рис. 117. Зависимость коэффициента динамической вязкости азота от давления и температуры
5>гзкйстб, мПа-
5>гзкйстб, мПа-
Рис. 118. Номограмма для определения коэффициента динамической вязкости природных газов (составлена С.Г. Ибрагимовым)
Рис. 118. Номограмма для определения коэффициента динамической вязкости природных газов (составлена С.Г. Ибрагимовым)
= з te47^4
“ 7 (1,626-1)
= з te47^4
“ 7 (1,626-1)
-1 = 0,15;
-1 = 0,15;
znp = 0,935/0,244 = 3,83;
znp = 0,935/0,244 = 3,83;
рпр = 5,22/(1,8-3,83) = 0,756: Мсм = 0,6Мв = 0,6-28,97 = 17,4; е = 196,21/6 / (17,4|/2 • 47,842/3) = 2,41 / (4,16 -13,2) = 4.39 • 10" <
ц() =0,0101 -8О1/8-1,07-10~-17,41/2 =0,013 мПа с;
Р,=0.9|3.'0','11Г;[/«д= 0.019 мПа<
р 4,39 10~ЧJ
Коэффициент динамической вязкости углеводородного конденсата (в мПа • с) многих газоконденсатных месторождений при различных давлениях и температурах приближенно можно рассчитать по эмпирической формуле А.А. Муталибова, В.В. Шубина, А.Н. Абдурахманова:
(IX.80)
(при 30 г 200°С, 0,1 р 50 МПа).
Определение изобарной молярной теплоемкостиприродных газов
Удельной теплоемкостью называется количество теплоты, которое необходимо подвести к единице массы вещества, чтобы изменить его температуру на 1°. Для газов различают изобарную ср и изохорную cv удельные теплоемкости:
(IX.81)(IX.81)(IX.82)(IX.82)cp=(dQ/dT)p, cv=QQ/dT)v
(IX.81)
(IX.81)
(IX.82)
(IX.82)
где индексы у скобок означают: р = const и V = const. Согласно первому началу термодинамики, имеем
dQ = di - Vdp,
где Q - количество теплоты; V - объем системы; i - энтальпия;
В изобарном процессе (р = const) изменение количества теплоты системы равно изменению ее энтальпии:
(IX.84)(IX.84)(IX.85)(IX.85)dQ = di = cpdT
(IX.84)
(IX.84)
(IX.85)
(IX.85)
ср = (di/ dT)p.
Изобарная молярная теплоемкость идеальных газов с^р зависит от температуры. Зависимость молярной теплоемкости компонентов природных газов при атмосферном давлении и различной температуре приближенно можно выразить таким уравнением:
(IX.86)(IX.86)ср0 = 0,523(8,36 + 0,0089204/,■/4 кДж/(кмоль • К),
(IX.86)
(IX.86)
где t - в °C; М, - молекулярная масса углеводорода, являющегося компонентом природного газа (от метана до гептана включительно).
Погрешность расчетов по уравнению (IX.86) для углеводородов от СН4 до С5Н12 в интервале температур от -40 до +120°С не превышает ±5%, для углеводородов С6Н14-С7Н16 в том же интервале температур не более +10%.
Изобарная молярная теплоемкость неуглеводородных компонентов природных газов (азота, углекислого газа, сероводорода) равна примерно половине теплоемкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одинаковой температуре.
Например, изобарная молярная теплоемкость СО2 (М = 44) равна половине молярное теплоемкости пропана С3Н8 (М = 44), которая рассчитывается по уравнению (IX.86).
9 О.М. Ермилов и др. 257
Рис. 119. Зависимость изотермической поправки изобарной молярной теплоемкости Аср от приведенных абсолютных давления рпр и температуры Тпр
Изобарная молярная теплоемкость смесей идеальных газов определяется по правилу аддитивности:
срсм = X YiCpi = 0,523(8,36 + 0,00892г) X у^4 кДж/(кмоль • К),(IX.87)
<=1г=1
где у, - молярная доля /-го компонента в смеси; cpi - изобарная молярная теплоемкость /-го компонента.
Изобарная молярная теплоемкость реальных природных газов зависит от давления и температуры:
ср=ср^0 + ^сДрД\(IX.88)
где Дср(р, 0 - изотермическая поправка теплоемкости на давление (рис. 119).
258
Теоретически изотермическую поправку теплоемкости на давление можно определить, используя уравнение состояния реальных природных газовых смесей. Покажем, как это можно сделать, используя модифицированное Пенгом и Робинсоном уравнение состояния Редлиха-Квонга (IX.55). Приращение энтальпии реального газа по сравнению с идеальным описывается формулой
i-i0 = RT(z-l) +i-i0 = RT(z-l) +(IX.89)(IX.89)Тdt^^<2 + 2,4145
i-i0 = RT(z-l) +
i-i0 = RT(z-l) +
(IX.89)
(IX.89)
——7=1П
2^В(г-0,4145
Выполнив дифференцирование в (IX.89) с учетом (IX.55), получим для чистого компонента
/ - z0 = R/ - z0 = RГ(г-1)-2,087^р(1 + тК1 + т 1-Г(г-1)-2,087^р(1 + тК1 + т 1-, <2 + 2,4146)In (г-0,41457, <2 + 2,4146)In (г-0,41457(IX.90)(IX.90)
/ - z0 = R
/ - z0 = R
Г(г-1)-2,087^р(1 + тК1 + т 1-
Г(г-1)-2,087^р(1 + тК1 + т 1-
, <2 + 2,4146)
In
(г-0,41457
, <2 + 2,4146)
In
(г-0,41457
(IX.90)
(IX.90)
где z0 - энтальпия идеального газа.
Взяв частную производную от приращения энтальпии по температуре при постоянном давлении, определим приращение удельной изобарной теплоемкости реального газа ’
А _Э(/ - Zp)
(IX.91)(IX.91)^ср ср сРо -ур • р
(IX.91)
(IX.91)
Выполнив дифференцирование в (IX.91), с учетом (IX.90) получим
с, - с„0 = Дс, = l?jz -1 + т(^ + 2,08(1 + m^ х
+ 0,4145+ 0,41452-0,41452-0,4145— -2,4145г + 2,4145— -2,4145г + 2,4145/ч1/2т Т2 Т^кР 7/ч1/2т Т2 Т^кР 7, z + 2,4145In ( 2-0,4145, z + 2,4145In ( 2-0,4145(IX.92)(IX.92)
+ 0,4145
+ 0,4145
2-0,4145
2-0,4145
— -2,4145
г + 2,4145
— -2,4145
г + 2,4145
/ч1/2
т Т
2 Т
^кР 7
/ч1/2
т Т
2 Т
^кР 7
, z + 2,4145
In
( 2-0,4145
, z + 2,4145
In
( 2-0,4145
(IX.92)
(IX.92)
где частная производная (dz/dT)p вычисляется по уравнению (IX.98).
Приращение энтропии реального газа по сравнению с идеальным (S - Sq) = AS можно определить по уравнению
S-So = AS = ^—^-51п^.
(IX.93)(IX.93)0Т р
(IX.93)
(IX.93)
Выполнив математические операции по формуле (IX.93), с учетом (IX.90) получим
AS = RAS = R1п(г-5)-2,08т1п(г-5)-2,08тТтV кр 7ТтV кр 7yl/2'(m + l)-myl/2'(m + l)-mInIn2 + 2,41452 + 2,41452-0,4145 J Г2-0,4145 J Г(IX.94)(IX.94)
AS = R
AS = R
1п(г-5)-2,08т
1п(г-5)-2,08т
Тт
V кр 7
Тт
V кр 7
yl/2'
(m + l)-m
yl/2'
(m + l)-m
In
In
2 + 2,4145
2 + 2,4145
2-0,4145 J Г
2-0,4145 J Г
(IX.94)
(IX.94)
где 5» - энтропия идеального газа.
Для приближенных расчетов при 0,02 ^ рпр ^ 4 и 1,3 < 7пр < 2,5, характерных для добычи и транспорта газа, поправку Дср можно рассчитать с погрешностью, не превышающей ±10%, по формуле
Ас/? = 32,6рпр / Т^р кДж/(кмоль • К).
Изобарную молярную теплоемкость природного газа (в кДж/(кмоль • К)) можно рассчитать и по формуле, предложенной Л.М. Гухманом и Т.В. Нагаревой:
3,15 + 0,022037 - 0,149 ■ 10^ Т2 +3,15 + 0,022037 - 0,149 ■ 10^ Т2 +O,238M’J24> (7/100)5 08O,238M’J24> (7/100)5 084,1868.4,1868.(IX.95)(IX.95)
3,15 + 0,022037 - 0,149 ■ 10^ Т2 +
3,15 + 0,022037 - 0,149 ■ 10^ Т2 +
O,238M’J24> (7/100)5 08
O,238M’J24> (7/100)5 08
4,1868.
4,1868.
(IX.95)
(IX.95)
Для реальных природных газов разность изобарной и изохорной молярных теплоемкостей:
(IX.96)(IX.96)др} f dVA
(IX.96)
(IX.96)
или
(IX.97)
где (д:. / Э7пр)Рпр и (dz/ Эрпр)Г|р определяются из уравнения состояния Пенга-Робин
сона
6В2+ 2В-2А-——• а6В2+ 2В-2А-——• аz + ЗВ3+ 2В2-ЗАВ-z + ЗВ3+ 2В2-ЗАВ-7[3z2 + 2(В - l)z - ЗВ2 - 2В + А]7[3z2 + 2(В - l)z - ЗВ2 - 2В + А]/ xl/2АВт 7/ xl/2АВт 7
6В2+ 2В-2А-——• а
6В2+ 2В-2А-——• а
z + ЗВ3+ 2В2-ЗАВ-
z + ЗВ3+ 2В2-ЗАВ-
7[3z2 + 2(В - l)z - ЗВ2 - 2В + А]
7[3z2 + 2(В - l)z - ЗВ2 - 2В + А]
/ xl/2
АВт 7
/ xl/2
АВт 7
(IX.98)
(IX.99)(IX.99)ГдИ ^2 + Л " 6fi2 ~2B)^ + дВ3 + 2В2 - 2АВ p[3z2+2(В-l)z-3B2-2В +А]
(IX.99)
(IX.99)
= pV HRT\ A = apKR1T1\ B = bpЦНТ\ а0 5 = 1 +m[l-(7/7кр)1/2].(IX.100)
Полученные из уравнения состояния Пенга-Робинсона аналитические выражения частных производных (dz/dT)p и (dz/dp)T дают возможность строго математически определить значения температурного кт и объемного kv коэффициентов адиабаты, необходимых для расчета температуры и мощности в процессах адиабатического расширения и сжатия природных газов:
кт = 1 / <кт = 1 / <RTRT£ f dz )7уд7)£ f dz )7уд7)(IX.101)(IX.101)
кт = 1 / <
кт = 1 / <
RT
RT
£ f dz )7уд7)
£ f dz )7уд7)
(IX.101)
(IX.101)
(IX. 102)(IX. 102)
(IX. 102)
(IX. 102)
cp г(д7)
Для идеальных газов
ср -cv = AMR = 8,314 кДж/(кмоль • К).(IX. 103)
Определив ср по формуле (IX.97), можно найти коэффициент адиабаты природных газов к по формуле
(IX. 104)
Обработка результатов экспериментальных исследований газов Шебелинского, Южно-Советского, Майкопского и других месторождений показала, что вычитаемое в знаменателе можно выразить так:
A„R г+^Ддг/ЭТ".^A„R г+^Ддг/ЭТ".^= 3,57^/7;,р)= 3,57^/7;,р)(IX. 105)(IX. 105)
A„R г+^Ддг/ЭТ".^
A„R г+^Ддг/ЭТ".^
= 3,57^/7;,р)
= 3,57^/7;,р)
(IX. 105)
(IX. 105)
(IX. 106)(IX. 106)или
(IX. 106)
(IX. 106)
к = ср1\ср-ЗЛ1^/тД
Определение коэффициента Джоуля-Томсона
Дросселирование - расширение газа при прохождении через дроссель - местное гидравлическое сопротивление (вентиль, кран, сужение трубопровода и т.д.), сопровождающееся изменением температуры. Дросселирование - термодинамический процесс, характеризующийся постоянством энтальпии (/ = const).
В процессе дросселирования реального природного газа при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давления, клапан-отсекатель, колонны труб в скважине, неплотности в оборудовании промыслов уменьшается температура газа.
Изменение температуры газов и жидкостей при изоэнтальпийном расширении называется эффектом Джоуля-Томсона, а Е, часто называют коэффициентом Джоуля-Томсона.
е, =(дГ/Эр), =[Г(дУ/дТ)р - v\lc„.(IX. 107)
Остаточный объем газа То есть разность между объемами идеального (RT/p) и реального (V) газов:
V0 = RT/p-V,(IX. 108)
где То =f(p, Г).
Дифференцируя (IX.108) по Т при р = const и подставляя результат дифференцирования и Тиз (IX. 108) в (IX. 107), получим (в К/МПа)
(IX. 109)(IX. 109)^^[vo-rfavo/apj/cp
(IX. 109)
(IX. 109)
или
(IX. 110)(IX. 110)е = V^21V
(IX. 110)
(IX. 110)
РкрСр
где
(IX.lll)(IX.lll)ftP-P-V - 1.44[v0np - rnp(dVOnp /дГ„р)рпр], VOnp = Ч / V>p
(IX.lll)
(IX.lll)
Рис. 121. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского газоконденсатного месторожденияРис. 121. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского газоконденсатного месторождения
Рис. 121. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского газоконденсатного месторождения
Рис. 121. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского газоконденсатного месторождения
Рис. 120. Зависимость ДрПр, ^„р) от приведенных абсолютных давления рпр и температуры ГПр
Значение функции /(рпр,Тпр) можно определить по рис. 120 или рассчитать с погрешностью менее ±7% по корреляционной зависимости Л.М. Гухмана и Т.В. Нага- ревой:
/(Р„р,г„р) = г.ЗДЗТ^’* -0,071(рпр -0,8)
(IX. 112)(IX. 112)(при 1,6 Гпр ^2,1 и 0,8 ^ рпр 3,5).
(IX. 112)
(IX. 112)
Для реальных природных газов коэффициент Джоуля-Томсона можно, кроме (IX.110), выразить через коэффициент сверхсжимаемости газа z:
(IX. ИЗ)(IX. ИЗ)AMRT^ Г dz )
(IX. ИЗ)
(IX. ИЗ)
Е,- =— т—
срР W)
где (dz/dT)p можно определить из уравнения состояния реальных природных газов, например из уравнения состояния Пенга-Робинсона (IX.98).
262
Если Qz!dT)p > 0, е, > О, то газ в процессе дросселирования охлаждается. При (dz/dT)^ < 0, е, < 0 газ в процессе расширения нагревается. Если 0z/3T)p = 0, е, = О, имеем точку инверсии. В большинстве случаев газ в процессе дросселирования охлаждается, а жидкость нагревается.
Изменение температуры газа (жидкости) в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давлений на дросселе называется интегральным дроссель- эффектом. Он может вычисляться из соотношения
pi
^-^^jE/dp(IX. 114)
Р2
или определяться по энтальпийным номограммам, одна из которых изображена на рис. 121.
11 =3,57рУр4^1^2 ^р^пр!11 =3,57рУр4^1^2 ^р^пр!Приближенно конечную температуру газа в процессе дросселирования можно определить по формуле
11 =3,57рУр4
^1^2 ^р^пр!
11 =3,57рУр4
^1^2 ^р^пр!
0,005-10~3 In —+ 0,29-10~7(/?12-/?2)-209 10”7(P]-р2) , (IX. 115)
где Рпр = (А+Р2)/2ркр, ЕПр| — Ту / Ткр, Ср — ср(рПр,Тпр1).
Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона для природного газа изменяется от 2 до 4 К/МПа в зависимости от состава газа, падения давления и начальной температуры газа.
Для приближенных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона можно принимать равным 3 К/МПа. У жидкостей е( < 0, поэтому при дросселировании они нагреваются. Для наибольшего снижения температуры газа в штуцере необходимо удалять жидкость из газового потока до его поступления в штуцер.
Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона для нефти изменяется от 0,4 до 0,6 К/МПа, для воды оно составляет 0,235 К/МПа.
Пример. Определить молярную изобарную теплоемкость, коэффициент адиабаты, коэффициент дифференциального дроссель-эффекта для газа Шебелинского газоконденсатного месторождения при следующих давлениях и температурах: р = 15,6; 8; 6; 4; 2; 1 МПа; Т = 323, 283, 253 К. Объемный состав газа (в %): СН4 - 92; С2 Н6 - 4; С3 Н8 -1,1; С4Н10 - 0,52; С5 Н]2 - 0,26; СО2 - 0,12; М2 - 2.
Решение. Для р = 15,6 МПа, Г = 323 К
WCm = S.v(4 = 17,56; Дсм = Мсм/Мв = 0,606; ркр = 4,72 МПа; Ткр = 197К; рпр = 3,3; Гпр = 1,64;
= 3,15 + 0,022 • 323 - 0,149 ■ 10-4 • 3232— = 11,88;
р(323/100)5’08
к = 11,88/(11,88-3,57-3,31/4/1,64) = 1,327;
/(Рпр. ^пр) = 2,343 • 1,64'2'04 - 0,071(3,3- 0,8) = 0,72,
е,- =0,72 197/(11,88-4,72) = 2,53 К/МПа.
Результаты вычислений приведены в табл. 43.
Пример. Рассчитать конечную температуру газа /2 в конце процесса дросселирования газа Южно- Советского газоконденсатного месторождения и среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона при следующих исходных данных: рх = 8 МПа; Тх = 318,3 К; р2 = 6; 4; 3; 2; 1 МПа. Объемный состав газа (в %): СН4 - 82,76; С2Нб-9,68; С3Н8-3,23; С4Н10-1,29; С5Н12-0,42; C$H14- 0,14; СО2-2,48; Мсм = 9,88; р кр = = 4,67 МПа; Ткр = 208,5 К.
Решение. При р2 = 6 МПа
р = (8 + 6)/2 = 7 МПа; рпр = 7/4,67 = 1,5; Тпр1 = 318,3/208,5 = 1,53;
с = 3.15 + 0,022 ■ 318,3-0,149 • 10^ • 318,32 + .°’238.19,88 ™^.™ = 10,2;
1(318,3/100)5'08
р, МПа
Рпр
Т, К
^пр
СР
*0
Е/
15,6
3,30
323
1,64
11,88
—
1,33
0,25
8
1,70
323
1,64
10,19
1,32
1,32
0,34
6
1,27
323
1.64
9,77
1,31
1,31
0,37
4
0,85
323
1,64
9,38
1.30
1,29
0,40
р. МПа
Pup
т, К
Лф
СР
*0
£/
15,6
3.30
283
1,44
14,14
—
1,31
0,27
8
1,70
283
1,44
11,07
1,34
1,34
0,40
6
1,27
283
1,44
10,24
1,34
1,34
0,44
4
0,85
283
1,44
9,50
1,33
1,33
0,49
р, МПа
Рпр
Т, К
Лф
СР
*0
Е|
15,6
3,30
253
1,29
17,18
1,31
0,171
8
1,70
253
1,29
12,59
1,37
1,38
0,254
6
1,27
253
1,29
11,39
1,36
1,34
0,288
4
0,85
253
1,29
10,18
1,35
1,35
0,329
Рассчитанные и экспериментальные значения Ср, к и е,- природного газа Шебелинского месторождения
Таблица 43
—L = 0,005 ■ 10-3 • 2.31g— + 0,29 • 10"7(802 - 602) - 209 • 10-7 (80 - 60) =
318,3 Г] 10,2 1,53 L60J
= -2,58 ■ 0.336 • 10-3 /10,2 = -1 /11750;
73 =318,3 11750/12068 = 310К = 37°С;
Mp = tx -t2 = 45,3-37 = 8,3°С:
е, = 8,3/(8 - 6) = 4,15 К/МПа.
Результаты вычислений и данные экспериментального определения А?о приведены в табл. 44.
Использование аналитических выражений частных производных (dz / дТ)р и (dz / Эр)т позволяет строго математически рассчитывать изменение температур природных газов в изоэнтальпийном, изоэнтропийном и политропном процессах, т.е.
Таблица 44
Рассчитанные и определенные экспериментально разности температур при дросселировании газа Южно-Советского месторождения (pi = 8 МПа, Ty = 318,3 К)
Р2- МПа
^Р
^0
А
6
8,3
7.7
3,85
4,15
4
17,0
16,4
4,10
4,24
3
21,3
21.2
4,23
4,23
2
25,8
26,3
4,38
4,30
1
29,3
32,1
4,58
4,18
изменение температур природных газов в процессе дросселирования, охлаждения и сжатия в идеальных детандере и компрессоре.
Дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона (/ = const) вычисляют по формуле
ART2 (дАART2 (дА(IX. 116)(IX. 116)
ART2 (дА
ART2 (дА
(IX. 116)
(IX. 116)
(IX. 117)(IX. 117)Изменение температуры природного газа в идеальном детандере или компрессоре (5 = const)
(IX. 117)
(IX. 117)
др)$ срР . kdrj
Изменение температуры в общем случае в политропном процессе (ц = const)
эт)^Р).эт)^Р).AMRT £ + 7/У срР ПAMRT £ + 7/У срР П(IX. 118)(IX. 118)
эт)
^Р).
эт)
^Р).
AMRT £ + 7/У срР П
AMRT £ + 7/У срР П
(IX. 118)
(IX. 118)
где Т| - условный к.п.д. процесса (ц < 1 при сжатии газа в компрессоре и Т| > 1 при расширении газа в детандере).
В том случае, если ц = 1, из (IX.118) получаем выражение (IX.117) для изоэнтро- пийного процесса, при р -» ®о получаем выражение (IX. 116) для изоэнтальпийного процесса. Эффективность использования свободного перепада давления для охлаждения газа в детандере по сравнению с дросселированием его в штуцере можно рассчитать по уравнению
(IX. 119)(IX. 119)(ЭТ / ^s - 01 / Эр), = Ам№ / 0рр\
(IX. 119)
(IX. 119)
УПРУГОСТЬ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Насыщенный пар представляет собой двухфазную систему - смесь жидкости и пара с граничными условиями х = 0их = 1,гдех- паросодержание смеси. Состояние насыщенного пара вполне определяется давлением (или температурой) и паросодер- жанием.
На рис. 122 приведены кривые упругости паров углеводородов в полулогарифмических координатах. На рис. 123, а изображены зависимости объема жидкого и парообразного пропана от давления при неизменной температуре. При сжатии от точки М до точки А имеется перегретый (ненасыщенный) пар, и кривая в этом интервале имеет гиперболическую форму. В точке А пар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объема (участок АВ) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость, при дальнейшем сжатии будет резко повышаться давление при почти неизменном объеме. Горизонтальный участок АВ соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую. Величина этого давления называется упругостью насыщенных паров природного газа при температуре опыта и обозначаете^ Q. Чем ближе температура к критической, тем короче этот горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривую упругости паров, представляющую зависимость давления от температуры испарения данной жидкости (см. рис. 123, б).
Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Наблюдения показали, что упругость паров компонента повышается с увеличением общего давления. Это влияние ничтожно при
265
Рис. 122. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов
/ - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - изобутан; 5 - бутан; 6 - изопентан; 7 - пентан; 8 - изогексан; 9 - гексан; 10 - изогептан; 11 - гептан; 12 - октан; 13 - нонан; 14 - декан
Рис. 123. Зависимость давления от объема и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) 7", К: 1 -283; 2 -293; 3-303; 4 -313; 5 -323
низких давлениях (примерно до 1 МПа), а при высоких давлениях упругость паров резко увеличивается. У индивидуального углеводорода в чистом виде упругость паров есть функция только температуры Q = Дг\ У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры, и общего давления, т.е. Q =f(t,pCKf). По опытам Ларсона и Блека, проведенным со смесью аммиака, азота и водорода под общим давлением 5 МПа при 273 К, упругость насыщенных паров аммиака на 17% выше, чем при р = 0,1 МПа. При общем давлении 100 МПа упругость паров аммиака в 5 раз превышала его упругость в чистом виде.
Так как в данном случае имеются три переменные - давление смеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа равновесия (коэффициент распределения), представляющая собой отношение упру- 266
Рис. 124. Зависимость константы равновесия н-бутана при 289 К от общего давления
Рис. 125. Диаграмма состояния двухкомпонентной системы
гости паров индивидуального углеводорода Q к давлению смеси рсм, т.е.
K = Q!p^(IX. 120)
где К - константа равновесия.
Прологарифмируем равенство (ПС 120):
lgX = IgQ-lgpCM.(IX.121)
На рис. 124 показана зависимость константы равновесия н-бутана от давления при 290 К в логарифмических координатах. При низких давлениях зависимость константы равновесия от давления почти прямолинейна, так как упругость паров Q мало изменяется. При высоких давлениях увеличение упругости паров Q с повышением рсм становится значительным. Прямолинейная зависимость переходит в криволинейную. С повышением общего давления константа равновесия уменьшается медленнее, потому что сказывается увеличение упругости паров. Чем выше давление, тем быстрее растет упругость паров с повышением общего давления. Это выражается более крутым изломом кривой, приближающейся в некоторой точке к вертикали. Эта точка соответствует такому давлению, при котором увеличение упругости паров пропорционально повышению общего давления, т.е. когда числитель и знаменатель дроби в формуле (IX. 120) изменяются с одинаковой интенсивностью.
При очень высоких давлениях упругость паров увеличивается интенсивнее, чем общее давление. Это значит, что в области высоких давлений константа равновесия с повышением давления возрастает, т.е. жидкость становится более летучей.
Упругость паров жидкой смеси по закону Рауля зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его молярной концентрации на упругость паров в чистом виде, т.е.
Pi=xiQi-(IX. 122)
Сумма парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой смеси, т.е.
Рсм = А+Р2+--- +р„=х101+х2е2+...+хле„.(IX.123)
На рис. 125 показана диаграмма состояния двухкомпонентной системы. Здесь AD - линия парциальных давлений более летучего низкокипящего компонента (НКК). В точке А его концентрация и парциальное давление равны нулю, жидкость состоит из 267
одного высококипящего компонента (ВКК). ВС - линия парциальных давлений высококипящего компонента.
Для углеводородных смесей линии ,40 и ВС можно считать прямыми. CD - линия общего давления или упругости паров жидкой смеси, зависящая от состава смеси (в данном случае температура смеси неизменна).
Возьмем смесь с концентрацией низкокипящего компонента х (точка Е\ Парциальное давление низкокипящего компонента будет измеряться отрезком EG, а высококипящего - отрезком ЕЕ. Эти отрезки соответственно равны ЕН и HG. a EG + ЕЕ = ЕН.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВОВ ФАЗ РАВНОВЕСНЫХДВУХФАЗНЫХ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ
Процессы добычи, транспорта и переработки газа и нефти характеризуются фа- зовыми переходами, образованием жидкой фазы из парообразной, парообразной из жидкой, сосуществованием термодинамически равновесных или неравновесных паровой, жидкой и часто твердой фаз. При снижении давления в пласте и на забое неф тяной скважины ниже давления начала разгазирования при пластовой температуре образуется паровая фаза. Фазовые превращения в пласте происходят при разработке газоконденсатных залежей, при движении нефти и газоконденсатных смесей в скважинах, при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и разрушения нефтяных и газовых месторождений, кристаллогидратов углеводородных газов.
Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрессионных методах переработки газа и его транспорте сопровождаются фазовыми переходами. Фазовые переходы имеют место при выветривании сырого бензина или конденсата в емкостях.
При движении газоконденсатной смеси в пласте и промысловых сооружениях, когда скорость установления термодинамического равновесия между фазами смеси значительно превышает скорость изменения давления или температуры, паровая и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.
Если многокомпонентная многофазная неоднородная по форме, структуре и размерам молекул система, помещенная в замкнутое пространство, находится в термическом (без изменения температуры) и механическом (без изменения давления) равновесии, то и в этой системе возможен переход вещества из одной фазы в другую. Изменение числа молей п, любого компонента i в какой-либо однородной фазе / всей системы вызывает изменение изобарно-изотермического потенциала этой фазы
Gf = Uf-TSf + pVp (IX.124)
где Uf,StH Vf - внутренняя энергия, энтропия и объем однородной фазы соответственно.
Гиббс показал, что термодинамическое равновесие между фазами неоднородной системы наступает в том случае, когда изобарно-изотермический потенциал системы достигает своего минимального значения:
<ZG = О, (IX. 125)
где
G=£GZ. (IX. 126)
Таким образом, в условиях термодинамического равновесия происходит равновесный массообмен компонентов между фазами, т.е. количество каждого компонента. перешедшего из первой фазы во вторую за данный промежуток времени, равно количеству, перешедшему из второй фазы в первую за тот же промежуток времени.
268
В замкнутом объеме при термодинамическом равновесии масса или число молей каждого компонента в системе остаются неизменными.
Производная (ЭС,-/ дп^ v nt, т.е. приращение изобарно-изотермического потенциала данной фазы системы при увеличении данного вещества на единицу при постоянных энтропии, объеме и числе молей остальных компонентов лк, получила название "химический потенциал". Химическим потенциалом вещества ф называется удельный (в расчете на единицу массы) изобарно-изотермический потенциал
ф = / - Т5,(IX. 127)
где i и S - удельные (в расчете на единицу массы) энтальпия и энтропия соответственно.
Химический потенциал можно выразить через различные термодинамические функции, например
(Э<Р,/Эр)Л,к =(Э¥1Эп,)т.М№Я.(IX.128)
Для однокомпонентного чистого вещества производная химического потенциала по давлению равна молярному объему этого вещества
(д<р,о/аР)г = ^о.(1Х129)
Удельный массовый изобарно-изотермический (химический) потенциал ф обладает замечательным свойством - он позволяет рассчитать изменение характеристической функции любой системы при изменении количества вещества в системе.
При термодинамическом равновесии давления, температуры и химические потенциалы каждого компонента во всех фазах равны:
Р\=Р1 = ••• = Рп»
(IX. 130)(IX. 130)Т,=Т2= ... = Тп;
(IX. 130)
(IX. 130)
ф, = ф2 = ... =фп.
При невысоких давлениях и температурах справедливо уравнение Дальтона-Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах:
yiP = XiQn(IX.131)
где у,, X,- - молярные концентрации /-го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; р - давление паров смеси; Q, - упругость насыщенных паров /-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы.
Давление паров смеси над жидкостью в условиях термодинамического равновесия складывается из парциальных давлений компонентов, входящих в жидкость:
п
Р = М XiQi'(IX. 132)
Из уравнения равновесия (IX. 131) следует, что распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями.
При нарушении равновесия в системе вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами, которое происходит до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в паровой и жидкой фазах не сравняются.
Углеводороды, обладающие при данной температуре упругостью насыщенных паров Q большей, чем общее давление р системы, имеют более высокую концентрацию в паровой фазе, чем в жидкой, и, наоборот, углеводороды с давлением насы- 269
щенных паров меньшим, чем давление паров смеси, имеют более высокую концентрацию в жидкой фазе, чем в паровой. Следовательно, состояние углеводородов, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но и составом фаз.
Используя законы Дальтона-Рауля, зная температуру и давление, при которых находится смесь, по концентрации компонента в одной фазе можно найти его концентрацию в другой.
Действительно, пусть задан состав жидкой фазы
.V] + Л'2 + ... + Хп = 1,
где хъ хъ ..., хп - молярные концентрации соответствующих компонентов в жидкой фазе, дол.ед.
Пусть упругости насыщенных паров компонентов при заданной температуре 0Ь Qb Qn- Давление паров такой смеси по закону Рауля будет
P = xxQx + x2Q2+...xnQn
Р^хД,
где xxQx,x2Q2,...,xnQn - парциальные давления компонентов в жидкой фазе.
Определив давление паров жидкой смеси р, концентрацию всех компонентов в равновесной паровой фазе можно найти по уравнению
»= х&1 р.
Если известен состав паровой фазы, то состав равновесной жидкой фазы можно также определить, используя уравнение Дальтона-Рауля.
Пусть задан состав паровой фазы смеси
)) + У2+...у„ =1,
где У|О’г» •••> J« ~ молярные концентрации углеводородов в паровой фазе, дол.ед.
Определить общее давление в системе, как в предыдущем случае, нельзя, так как неизвестен состав жидкой фазы. Давление паров смеси по данным состава паровой фазы можно определить, исходя из следующего.
Для каждого компонента можно написать
x^^p/Qx, x2=y2p/Q2, xn=ynp!Qn.
Суммируя концентрации компонентов в жидкой фазе, получим
Отсюда давление паров смеси, если известен состав паровой фазы, можно определить из соотношения
(IX. 133)
Определив по этой формуле давление паров смеси р, концентрацию компонентов в
жидкой фазе находят из соотношения Xi = yiP/Qj.
Пример. Найти состав равновесной паровой фазы, если молярный состав жидкой фазы х следующий (в дол.ед.): СзН§-0,2; i-C4Hlo-O,3; и-C4Hw-0,5. Температура смеси 298 К.
Решение. Давление насыщенных паров компонентов при 298 К берем из таблицы или графиков (см. рис. 122): Сз = 0,92 МПа, 54/ = 0,37 МПа, ^ = 0,28 МПа. Определяем давление паров жидкой смеси (общее давление смеси) по формуле (IX. 132):
р = 0,2 ■ 0,92 + 0,3 • 0,37 + 0,5 • 0,28 = 0,184 + 0,111 + 0,140 = 0,435 МПа.
Концентрации компонентов в равновесной паровой фазе:
УЗ = хз^ / р = 0,2 • 0,92 / 0,435 = 0,184 / 0,435 = 0,423;
у4/ = *4 А/ / Р = 0,3 0,37 / 0,435 = 0,111 /0,435 = 0,255;
у4н = ^4нЙ4н / Р = °,5'0,28/0,435 = 0.140/0,435 = 0,322;
L У/=0,423+ 0,255+ 0,322 = 1.
Пример. Найти состав равновесной жидкой фазы, если молярный состав паровой фазы (в дол. ед.): С3Н8 - 0,6; 1-C4H1Q - 0,3; П-С4НЮ -0,1. Температура смеси 298 К.
Решение. Определяем давление паров смеси по формуле (IX. 133):
, / 0,60,30,1 ) _
р = 1 / н+ = 0,55 МПа.
1 '(о,92 0,37 0,28)
Концентрации компонентов в равновесной жидкой фазе:
х3 = узр/^ = О,65О,55 = 0,357;
x4i = y4ip I Qai = 0,81 • 0,55 = 0,455;
х4н=у4нр/е1н=0,36.0,55 = 0,198;
I л, =0,357+0,455+ 0,198 = 1.
Решение уравнений двухфазных многокомпонентных систем, при котором определяются только составы паровой и жидкой фаз, не позволяет определить их молярные доли, рассчитать материальный баланс работы сепараторов, конденсаторов, испарителей, разделительных колонн, процессов сжатия и охлаждения углеводородных газов.
УРАВНЕНИЯ ФАЗОВЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ
Рассмотрим многокомпонентную смесь заданного состава в молярных долях (Ет|у = 1), находящуюся в сосуде в двухфазном состоянии пар-жидкость при условиях термодинамического равновесия. Масса смеси остается постоянной. Давление смеси газов изменяется только за счет изменения объема сосуда. Температура смеси поддерживается постоянной.
Процесс изменения соотношения между фазами и переход компонентов смеси из одной фазы в другую при постоянных массе и составе смеси и изотермическом изменении давления называется контактной (однократной) конденсацией или контактным (однократным) испарением в зависимости от того, происходит конденсация компонентов из паровой фазы или испарение компонентов жидкой фазы при изменении давления. Общее число молей N исходной смеси, находящейся в данной емкости, равно числу молей паровой Nn и жидкой Мж фаз при давлении р и температуре t, т.е.
N = Nn*Nx.(IX. 134)
Число молей z-ro компонента распределяется между фазами следующим образом:
T\iN = yiNn+xiNx,(IX. 135)
где Т|;, у„ Xi - молярные доли z-ro компонента в исходной смеси, паровой и жидкой фазах соответственно.
Рис. 126. Зависимость Lx; о} молярной доли жидкой фазы LРис. 126. Зависимость Lx; о} молярной доли жидкой фазы LРазделим левую и правую части равенства (IX. 135) на А, т.е. напишем уравнение материального баланса распределения компонента в смеси для 1 моль смеси в сосуде
Рис. 126. Зависимость Lx; о} молярной доли жидкой фазы L
Рис. 126. Зависимость Lx; о} молярной доли жидкой фазы L
N N
д = У!= У^* х^(IX. 136)
N N
где V = NnJN и L = NJN - молярные доли соответственно паровой и жидкой фаз в сосуде; V + L = 1.
Подставив в уравнение (IX. 136) у, = К^х, иЬ =
= 1 - V, получим
-1) + 1];(IX. 137)
у, = ПД/[Ж,-1) + 1].(IX.138)
Замыкающие соотношения для составов смеси, паровой и жидкой фаз имеют вид ^Л, = 1, 2 у, = 1, 2^,- = 1.(IX.139)
Равенство (IX. 137) с учетом (IX. 139) принимает вид
n,/!V(K,-l) + l] + n2/[V(K2-1)+1)+. .. + V№,-1HI(КЛ40>
Решение уравнения (IX. 140) методом последовательных приближений (итераций) позволяет найти такое значение V, при котором сумма дробей в левой части равенства равна единице. Для нахождения искомого значения V можно использовать методы Ньютона, хорд или деления отрезка пополам.
Уравнения (IX. 137) и (IX.138) называются уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют определять концентрацию компонентов в фазах при заданных давлении, температуре, исходном составе смеси и константах фазовых равновесий.
Эти уравнения - фундаментальные уравнения прикладной термодинамики фазовых равновесий многокомпонентных смесей. Они лежат в основе расчета парожидкостного равновесия природных нефтяных и газоконденсатных смесей и аналитических методов их исследования.
Исследуем уравнение фазовых концентраций. Для этого построим зависимость 2х, от молярной доли жидкой фазы L (рис. 126). Из рис. 126 следует, что если при L = 0 "Ъч =v\\IK} + ту^Кч + ... + т\п/Кп < 1, то жидкая фаза в смеси отсутствует, смесь находится в однофазном газообразном состоянии (кривые 7 и 2). Если Xxj > 1 при L = 0, имеется жидкая фаза (кривая 3, L = L^. Когда Yx, = 1 при L = 1, вся смесь находится в однофазном жидком состоянии.
Уравнение 2х( = 2(Г|У^) = 1 (Е = 0) определяет кривую начала образования жидкой фазы, или кривую точек росы.
Уравнение ^у, =£('П/^/) = КУ = 0) определяет кривую начала образования паровой фазы из жидкой, или кривую точек кипения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНСТАНТ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯПО ДАВЛЕНИЮ СХОЖДЕНИЯ
Метод определения констант фазового равновесия по давлению схождения - один из наиболее известных, получивших широкое распространение в инженерной практике. Несмотря на то что этот метод эмпирический, его использование во многих случаях дает хорошие результаты. Он основан на хорошо известном факте схождения констант равновесия компонентов легких парафиновых бинарных углеводородных 272
смесей к единице при критическом давлении и данной температуре смеси. Константы равновесия компонентов в многокомпонентных смесях сходятся к единице только при критическом давлении и критической температуре смеси. При температуре смеси, отличной от критической, давление, при котором константы равновесия сходятся к единице, называется кажущимся давлением схождения. Константы равновесия имеют действительные физические значения лишь до давления перехода из двухфазного состояния в однофазное.
В основе метода определения констант равновесия по давлению схождения лежит экспериментально проверенное Хенсоном и Брауном в 1945 г. предположение о том, что константы равновесия компонентов, входящих в состав различных смесей, равны, если равны давления, температуры и давления схождения этих смесей.
Таким образом, константа равновесия компонента - функция давления, температуры и давления схождения, определяющего влияние составов паровой и жидкой фаз системы на константы равновесия компонентов. Несмотря на то что давление схождения есть функция компонентного состава обеих равновесных фаз, на практике принимают, что оно определяется или составом исходной смеси, или составом жидкой фазы при данном давлении.
Если известна молекулярная масса М^ и плотность остатка рс? , давление схождения (в МПа) приближенно можно рассчитать по следующим формулам: при 120 МС7 200
рсх =1,02(90 -18,1-IO"2t -0,423-10^ Г2)рсх =1,02(90 -18,1-IO"2t -0,423-10^ Г2)200200(IX.141)(IX.141)
рсх =1,02(90 -18,1-IO"2t -0,423-10^ Г2)
рсх =1,02(90 -18,1-IO"2t -0,423-10^ Г2)
200
200
(IX.141)
(IX.141)
при 90 < МС7 < 120
(IX. 142)(IX. 142)/[1,2 + 0,399- 10ч(Г-100)2].
(IX. 142)
(IX. 142)
По известному составу жидкой фазы давление схождения можно определить по формуле
рта = 356,06^ + «2^С2+ )(а3 + й4^)’143)
где Мс2+=МС2+/142,93; f = 7/310,66; а 1 = 0,12258886; а2 = 1,225988; а3 = = -0,12539303; а4 = 1,1242308; Г- в К; М - средневзвешенная молекулярная масса гипотетического компонента С2+. Средняя квадратическая погрешность аппроксимации выражения рсх = р^М^Д) составляет ±10%, коэффициент множественной корреляции равен 0,96. ппп
мс^=8i=xiMi!(IX.144)
i-C2i-C2г-С2
Здесь Mj - молекулярная масса 7го компонента; g, - массовая доля г-го компонента в псевдокомпоненте С2+.
Рассчитав каким-либо способом давление схождения смеси и задавшись значениями давления и температуры, константы фазового равновесия углеводородов и азота находят или по атласу констант Американской ассоциации газобензинового производства NGAA, или по таблицам констант равновесия СевКавНИИгаз.
При проведении расчетов на ЭВМ более удобна и компактна аналитическая форма представления констант фазового равновесия. Г.Р. Гуревич и Г.С. Степанова зависимости констант равновесия К^, Т, рсх) парафиновых углеводородов от метана до н-ундекана и азота аппроксимировали алгебраическими полиномами третьей степени.
Константы равновесия углекислого газа и сероводорода можно определить следующим образом:
/U/2
^со2 = (^сн Лс2н6) ’(IX. 145)
где Ксн^, Хс2н6 определяются по атласу констант, таблицам или полиному;
(IX. 146)(IX. 146)^h2s - 13,431086^ +а2^с2н6)(йз + а4^сщ8);
(IX. 146)
(IX. 146)
^с2н6 =^с2н6 /16,2588; КСзн8 = 2^ / 8,665 76; я, = 0,0016766885; «2 = 0,98323311; из = 1,0331174; а4=- 0,9008977.
Константы равновесия остатка Кс^ или Кс^ можно определить по формуле, зная
молекулярную массу Мс^ или М^^ и его относительную плотность рс?+ или Рс5+ (по воде):
К,- = к,К,- = к,гдегдет =т =К<К<кс,кс,\т\тX1/4Мс -Мс ]X1/4Мс -Мс ]I 50Рс, Здесь п ^ 5.I 50Рс, Здесь п ^ 5.xU4. Рех )xU4. Рех )(IX. 147)(IX. 147)(IX. 148)(IX. 148)
К,- = к,
К,- = к,
где
где
т =
т =
К<
К<
кс,
кс,
\т
\т
X1/4
Мс -Мс ]
X1/4
Мс -Мс ]
I 50Рс, Здесь п ^ 5.
I 50Рс, Здесь п ^ 5.
xU4
. Рех )
xU4
. Рех )
(IX. 147)
(IX. 147)
(IX. 148)
(IX. 148)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНСТАНТ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ КОМПОНЕНТОВРЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФОРМУЛЫДЛЯ ИДЕАЛЬНЫХ КОНСТАНТ
Идеальные константы равновесия компонентов природных газов не зависят от состава смеси и определяются на основе уравнений Дальтона и Рауля при равенстве парциальных давлений компонентов в смесях идеального газа и идеального раствора
р
Для смесей пропана, бутанов, пентанов и других компонентов законы Дальтона и Рауля справедливы до абсолютного давления 0,7 МПа и до температуры 66°С.
Д.Л. Катц с соавторами на основании обработки данных лабораторных исследований предложили формулу для определения констант равновесия, учитывающую различные формы взаимодействующих молекул через ацентрический фактор Питцера wf.
К, =К, =п 5,37(1 + И’,-)рп 5,37(1 + И’,-)р
К, =
К, =
п 5,37(1 + И’,-)
р
п 5,37(1 + И’,-)
р
В этой формуле показатель степени 5 принимался равным 0,125; 0,25; 0,5; 1 и одинаковым для всех компонентов независимо от давления и температуры.
В 1981 г. С.М. Лютомский на основании собственных многочисленных лабораторных экспериментов определил для каждого компонента смеси собственное значение 5 при изменении давлений от 2 до 20 МПа.
274
Для метана S = 0,7, для этана S = 0,125, для пропана 5 = 0,25, для бутанов 5 = 0,25, для диоксида углерода 5 = 0,5, для азота 5 = 0,5, для псевдокомпонента С5+ Sc = 2,14-0,539 • Ig-^S^, где рпр.с5+ = —— • Тф.Сз, = -„ ■-—. Во многих слу-
РкрСи
чаях 5с5+ = 0,852.
Он считал, что показатель степени 5 не зависит от давления и температуры.
В 1990 г. А.И. Ширковский предложил значение S для сероводорода:
если 4 >> 0,6, то
Т
"Р
5 = 0,25,
если 0,01 << 0,6, то
Т
лпр
5_.0,38
где р =, Г =—, и установил зависимость S от давления.
2^кР.,
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНСТАНТФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ КОМПОНЕНТОВ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ
Константой фазового равновесия, или коэффициентом распределения /-го компонента в паровую и жидкую фазы Кь называется отношение молярной доли /-го компонента в паровой фазе у( к молярной доле его в жидкой фазе х,
K^y-fx,.(IX. 149)
Термин "коэффициент распределения" не получил широкого распространения, более принят термин "константа фазового равновесия". Его нельзя признать точным, поскольку отношение уД действительно постоянно при фиксированных давлении и температуре лишь для идеальных растворов, т.е. когда это отношение не зависит от состава сосуществующих фаз. В этом случае константы фазового равновесия называются идеальными константами.
Константа фазового равновесия определяется экспериментальным и расчетным методами. Экспериментальный метод заключается в следующем. В сосуд высокого давления помещается исходная газоконденсатная смесь. В сосуде создаются определенные давления и температура и условия термодинамического равновесия фаз. При постоянных давлении и температуре в сосуде в специальные пробоотборники отбираются пробы паровой и жидкой фаз.
На хроматографе или другом приборе определяют молярные составы паровой и жидкой фаз (в %), делят молярные доли компонентов в паровой фазе на молярные доли этих же компонентов в жидкой фазе и получают таким образом константы фазовых равновесий компонентов при заданных давлении и температуре. Затем изменяют давление и температуру и получают константы фазового равновесия для других давлений и температур. На рис. 127 приведены экспериментальные константы фазового равновесия углеводородов, входящих в состав нефтей с малой усадкой.
На рис. 127 видно, что каждый компонент имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице: при давлении насыщенных паров ком-
275
Рис. 127. Константы равновесия углеводородов, входящих в состав нефтей с малой усадкой при г = 93.3°С/ - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - бутаны; 5 - пентаны; 6 - гексаны; 7 - остаток €5+ (гептаны + высшие)Рис. 127. Константы равновесия углеводородов, входящих в состав нефтей с малой усадкой при г = 93.3°С/ - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - бутаны; 5 - пентаны; 6 - гексаны; 7 - остаток €5+ (гептаны + высшие)
Рис. 127. Константы равновесия углеводородов, входящих в состав нефтей с малой усадкой при г = 93.3°С
/ - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - бутаны; 5 - пентаны; 6 - гексаны; 7 - остаток €5+ (гептаны + высшие)
Рис. 127. Константы равновесия углеводородов, входящих в состав нефтей с малой усадкой при г = 93.3°С
/ - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - бутаны; 5 - пентаны; 6 - гексаны; 7 - остаток €5+ (гептаны + высшие)
понентов (5 = р. точка А) и в точке их схождения к единице справа. Давление в этой точке называется давлением схождения. Если опыт проводили при критической температуре смеси, то давление схождения совпадает с критическим. При других температурах схождение будет лишь кажущимся. По данным Катца, кажущееся давление схождения при котором константы равновесия всех компонентов многих нефтей становятся одинаковыми и равными единице, составляет 35-34,5 МПа.
При низких давлениях и температурах константы равновесия углеводородов мало зависят от состава смеси. Константы равновесия в критической области (т.е. при высоких давлениях) можно найти экстраполяцией их действительных значений при малых давлениях, если известно давление схождения, которое в значительной степени определяется составом смеси.
(IX. 150)(IX. 150)Константу фазового равновесия метана при -243 ^ t ^ +533°С приближенно можно рассчитать по формуле
(IX. 150)
(IX. 150)
30,8 11 _ (126,6-Г) L _ (р-7)2рсх 1316,5 [(рсх-7)\
где р, рсх - в МПа.
Экспериментальное определение констант равновесия - сложный, требующий большого времени метод. Полученные значения констант равновесия можно использовать в расчетах парожидкостного равновесия лишь системы, использованной в экспериментах. При проведении исследований в бомбе высокого давления без пористой среды не учитывается влияние на константу равновесия поверхностных сил пористой среды, капиллярных сил, образования твердой фазы из раствора.
276
Константы равновесия, определенные экспериментально, нельзя использовать для другого состава исходной смеси. Следовательно, при эксплуатации газоконденсатных или нефтяных месторождений, когда состав продукции скважин изменяется непрерывно, необходимо было бы эксперименты для определения констант равновесия проводить также непрерывно, что практически невозможно.
Расчетный метод состоит в использовании уравнений состояния реальных газов для определения летучести компонентов смеси в паровой и жидкой фазах и в нахождении константы равновесия как отношения летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе. Понятие летучести в практику расчетов парожидкостного равновесия было введено Льюисом. Он предложил сохранить форму уравнения для химического потенциала /-го компонента шеей идеальных газов
9МП = 91ид(П + КТ\прь(IX.151)
но использовать его для вычисления химического потенциала реальных газов, заменив безразмерное давление /л на некоторую, зависящую от давления функцию fh названную им летучестью:
+(К.152)
С физической точки зрения летучесть есть "исправленная" упругость насыщенных паров компонентов идеальных растворов или "исправленное" парциальное давление компонентов идеальных газовых смесей.
Летучесть/представляет собой "исправленное" давление, после подстановки которого в уравнения идеальных газов или растворов они становятся пригодными для описания свойств реальных газов или растворов.
В этом случае летучесть при различных давлениях и температурах надо определять экспериментально для каждого реального газа. Для идеального однокомпонентного газа летучесть / равна давлению р, для смеси идеальных газов - парциальному давлению компонента, т.е./ = ур.
Коэффициент сжимаемости г и летучесть/связаны соотношением
]nL = ]L-ldp,(IX. 153)
Р о Р
или, приближенно, летучесть /равна произведению коэффициента сжимаемости г на давление паров смеси р, т.е.
/= zp.(IX.154)
При термодинамическом равновесии паровой и жидкой фаз имеет место равенство давлений, температур и химических потенциалов компонентов в фазах.
При равенстве фазовых давлений и температур химические потенциалы компонентов равны летучестям компонентов смеси в фазах.
Летучесть /-го компонента в равновесных паровой и жидкой фазах многокомпонентной смеси определяется уравнениями
1"—=—J Кгto(К.155)
лр ягго1 р)
= f (Чж-Кжо)*.(К.156)
xiJi ж 0 Ро
где/п/ж - летучести компонентов в паровой и жидкой фазах соответственно; р - давление смеси газов; / ж0 - летучесть чистого компонента при температуре смеси;
V, г, V; ж - молярные объемы /-го компонента соответственно в паровой и жидкой фазах; У,ж0 - молярный объем /-го компонента в чистом виде при риТ.
Отношение /• г и у,р в термодинамике фазовых превращений получило название коэффициента летучести \|/,, а отношение/ ж и х;/ж0 - коэффициента активности у,-.
^^ZrM’/P; У^Лж/^Лжо-(IX.157)
При термодинамическом равновесии между фазами/■ г =^ ж
K.-yJx^iW^iPY(IX.158)
Константу равновесия можно также определить из уравнения
к _ .ft-*.* xi _ х,р _ V< ж1
fir/У; fr/y,P Vir
Отношение /'■ ж/х( р тоже называется коэффициентом летучести компонента / в жидкой фазе. Подставляя уравнение состояния Редлиха-Квонга (IX.51) в (IX.155), получим расчетное уравнение для определения коэффициента летучести компонентов в газовой смеси
In= In V, = (^смУ1РIn= In V, = (^смУ1Р-!) A. L in^GM - hCMp)--!) A. L in^GM - hCMp)-^cm ^^i _ ^i^cm _ ^CM ^CM^cm ^^i _ ^i^cm _ ^CM ^CMIn 1In 1^м/^CM у^м/^CM у(IX. 160)(IX. 160)
In= In V, = (^см
У1Р
In= In V, = (^см
У1Р
-!) A. L in^GM - hCMp)-
-!) A. L in^GM - hCMp)-
^cm ^^i _ ^i
^cm _ ^CM ^CM
^cm ^^i _ ^i
^cm _ ^CM ^CM
In 1
In 1
^м/
^CM у
^м/
^CM у
(IX. 160)
(IX. 160)
где zCM - коэффициент сжимаемости смеси, определяемый из кубического уравнения
'■см ^см "*" ^см (^~ b Р Ь)Р & ЬР —0»
(IX. 161)
д2 =0 4278Т2’5 /о Т2’5-
(IX. 162)
/2 = 0,08677;р см/рКр .м^;
(IX. 163)
а2 =0,42787^^
(IX. 164)
Ь; =0,0867^,/^., Т;
(IX. 165)
^см — УЛА» ^см ~ ^Lyibi‘
(IX. 166)
Зная состав равновесной жидкой фазы Lr, = 1. можно определить новые значения цсм и Ьсм по формулам
«см^хд; bcM='Lxibi,(IX.167)
а также коэффициент сжимаемости zCM жидкой фазы и, наконец, коэффициенты летучести компонентов жидкой фазы.
Практика расчетов показала, что коэффициенты летучести компонентов паровой фазы по уравнению состояния Редлиха-Квонга в формуле (IX. 161) определяются правильно, в то время как коэффициенты летучести компонентов жидкой фазы определяются с большими погрешностями. Поэтому коэффициенты летучести компонентов жидкой фазы рассчитываются другими методами.
Коэффициенты летучести компонентов в паровой и жидкой фазах довольно точно рассчитываются по уравнению состояния Пенга-Робинсона.
Пример. Определить коэффициент летучести метана в паровой фазе газоконденсатной смеси по уравнению состояния Редлиха-Квонга при исходных данных, приведенных в табл. 41, если р = 13,6 МПа, 7 = 310,9 К; zCM = 0,754.
Решение. Определим коэффициенты а,- и bj для компонентов смеси по формулам (IX. 164) и (IX. 165).
Далее определим коэффициенты асм = 1^, Ьсм = ГуД и коэффициент летучести по формуле (IX. 160). Вычисленные значения а,, Ь, для компонентов и дсм, bw и а^ для смеси:
til = 5,76-Ю”2; 03 = 9,21-10""2; Оз = 12.510"2; л*-= 15,410~2; а4н = 15,8 10~2; ^ = 18,4-10‘2;
а5н =19 10~2; «6 = 22,1 10”2; ^ = 7,46-10'2;
Zs = 11,6 10"^; Д = 20,25 10"*; Д = 24,5-10"*; Д,-=31,6-10"*; 64н = 31,6-10"*; b5i = 37,9-10"*;
Дн =39,3-10"*; Z>6 =47*3 10"*; До2 = 11,63-10"*;
асм = 6,7252• IO”2(10 МПа)0’5; «2М = 45,2-10"*(10 МПа); Дм = 1,3668-10"3^- МПа;
In Vch4 = (0.754 -1) Д^Х - ln(0.754-1,3668 ■ 10"3 ■ 136)- [~x
4l,3oooluIjJooo 1U J
(2-5,7610"21,16• 10-3 Y , 1,3668 IO-3-136)
(6,7252 W2 1,3668-IO"3) (0,754 J
Vch4 =0,757.
АНАЛИТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МЕЖФАЗНОГО НАТЯЖЕНИЯПО СОСТАВАМ ЖИДКОЙ И ПАРОВОЙ ФАЗ
Расчет поверхностного натяжения (в Н/м) на границе раздела жидкой и паровой фаз чистых веществ можно провести по формуле Маклеода^Сагдена
а = [Л(рж-рп)]410-3,(К.168)
где П - константа, названная Сагденом парахором; рж, рп - молярные концентрации соответственно жидкой и паровой фаз, моль/см3.
Парахором (при малых плотностях паровой фазы рж > рп) называется относительный объем двух жидкостей с равным поверхностным натяжением. Он является аддитивной функцией атомов и групп в молекуле, практически независим от температуры.
Парахор индивидуальных компонентов гомологического ряда метана можно вычислить по значениям их молекулярной массы по формулам
= 30 +2,82Л/,(IX. 169)
(16^М,^114(С8Н18));
П.=189 + 1.43М,-(IX. 170)
(114 < Л/, ^ 170(С12 Н26)).
Парахор азота можно определить по формуле Z7N2 = 30 + 1,18MN2 = 63,1. Парахор жидкой или паровой смеси можно определить по их составам:
^.cm=Z^, или Ппсм=^Пг(IX.171)
Поверхностное натяжение (в Н/м) на границе раздела смесей можно определить по формуле
Сс„Ц1 WUAt-XP.Y 10-’,(К.172)
Результаты вычислений межфазного натяжения
Таблица 45
Компонент
П!
Л
л,рж • Ю3
у,
Ж.Ю3
(-Ж"
~.W ■ Ю3
^(.г,рж-
-ж)
с.
77
0.184
1,340
0.9604
1,940
-0,600
-0.0462
с2
108
0,041
0,298
0,0303
0.062
0,236
0,0254
С3
150
0,026
0.190
0,0055
0,011
0,179
0.0254
<-с4
181,5
0,014
0.104
0,0012
0,002
0,102
0,0185
и-С4
189,9
0.021
0.151
0,0011
0,002
0,149
0,0283
/-С5
225
0,023
0.170
0,0005
0.001
0.169
0,0380
,ьС5
231,5
0,019
0.144
0,0004
0,001
0,143
0,0331
С6
271
0.063 ‘
0,452
0,0003
0,001
0,451
0,1224
с?
312.5
0.098
0,714
0,0002
0
0,714
0,2231
С8
351,5
0.145
1.037
0,0001
1,057
0,3715
Су
370
0.146
1.069
1,069
0,3955
С|0
390
0.116
0,843
0.843
0,3287
с„
410
0,060
0.437
0,437
0,1792
С12
430
0.044
0.320
0,320
0,1376
I = 1,000
Z = 1,0000
1 = 1,8819
где хь у, - молярные доли компонентов в жидкой и паровой фазах соответственно; рж, рп - плотности соответственно жидкой и паровой фаз, моль/см3.
Поверхностное натяжение зависит от температуры и давления: чем выше температура (или давление), тем ниже коэффициент межфазного натяжения. При критических давлении и температуре он становится равным нулю.
Пример. Определить межфазное натяжение при следующих исходных данных: р = 4,3 МПа; Т = = 277.6 К; р'ж = 0,6894 г/см3: р^ = 0.0356 г/см3; Мж = 94.63; Ми = 17.525; рж = рж/Мж = 0.00729 моль/см3; р„ = 0,00203 моль/см3.
Составы жидкой и паровой фаз, парахоры и результаты вычислений приведены в табл. 45.
В результате о = (1,8819)4 ■ 10"3 = 12,5Ю~3 Н/м.
Глава X
ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ
ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60-80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.
Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.
Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.
На рис. 128 приведены схемы конструкций газовых и газоконденсатных скважин.
Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.
Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.
Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства
h = L-RT\n^-,(Х.1)
Рср^
а3755мм 375мм273vXа3755мм 375мм273vXввгг33755мм355мм 253мм 555мм 355мм 275мм 7Ч6мм755мм355мм 253мм 555мм 355мм 275мм 7Ч6мм2355м |^2355м |^552м552м7375м.7375м.25вмМ25вмМ255м255м225мм225мм7ЛО-555м7ЛО-555м3353м Ц-413353м Ц-41е355мм773мм\Z55MWi275м kb/е355мм773мм\Z55MWi275м kb/532м532м755м755мРис. 128. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газаа - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146-мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18)./- хвостовик; д - ПХГ 1; е - ПХГ 2Рис. 128. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газаа - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146-мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18)./- хвостовик; д - ПХГ 1; е - ПХГ 2Рис. 129. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн
а3
755мм 375мм
273vX
а3
755мм 375мм
273vX
в
в
г
г
3
3
755мм355мм 253мм 555мм 355мм 275мм 7Ч6мм
755мм355мм 253мм 555мм 355мм 275мм 7Ч6мм
2355м |^
2355м |^
552м
552м
7375м.
7375м.
25вмМ
25вмМ
255м
255м
225мм
225мм
7ЛО-555м
7ЛО-555м
3353м Ц-41
3353м Ц-41
е355мм773мм
\Z55MWi
275м kb/
е355мм773мм
\Z55MWi
275м kb/
532м
532м
755м
755м
Рис. 128. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа
а - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146-мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18)./- хвостовик; д - ПХГ 1; е - ПХГ 2
Рис. 128. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа
а - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146-мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18)./- хвостовик; д - ПХГ 1; е - ПХГ 2
/ широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 - шлипсы; 4,7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка
где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L-h); рср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине /г; рн - начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения, или приближенно по формуле
A = pBL/pcp^0,425L, (Х.2)
где рв - плотность пластовой воды.
Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей: 1) колонной головки; 2) трубной головки; 3) фонтанной елки.
Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.
На рис. 129 дана схема колонной головки на шлипсах. В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 7, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна. Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для: 1) освоения скважины; 2) закрытия скважины; 3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины. Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразо- вания и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.
Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.
На рис. 130 изображены трубные головки и фонтанные елки с тройниковой (а) и крестовиковой (6) елками. Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми
Рис. НО. Оборудование устья скважины
а - тройниковая арматура: 1,11 - фланцы, 2,9 - буферы. 3 - вентиль, 4 - манометр. 5 - задвижка. 6 - крестовина, 7,10 - катушки, 8 - тройник, 12 - штуцер; б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль, 5 - манометр, 6 - задвижка, 7, 9 - крестовины, 10 - тройник, 12 - штуцер, 13 - катушка, 14 - фланец
прокладками. Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.
Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании, неуравновешена. Применяется в особо 284
сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры. Разработан комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений (рис. 131). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБб-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства 285
Рис. 131. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин
/ - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка
при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм. боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 К соответственно, давление 21 МПа.
В России Воронежский механический завод в 1992 г. освоил производство оборудования устья скважины, удовлетворяющего мировым стандартам. Фонтанная арматура АФ6В. 1ОО/8О-7ОК3 может работать при давлении газа до 70 МПа, при температуре окружающей среды от -60 до +43°С, при объемном содержании сероводорода и диоксида углерода до 25% каждого.
ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА ГАЗОВЫХ СКВАЖИНПРИ ДОБЫЧЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА РАЗЛИЧНОГО СОСТАВА
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных 286
Рис. 132. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины
I - эксплуатационный пакер; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; б - ингибиторный клапан; 7 - аварийный срезной клапан; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик
(фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 132.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс;
шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравни
тельную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.
Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H2S, СО2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.
Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.
Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.
Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К).
Устройство для автоматического закрытия цент
рального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.
Аварийный срезной клапан КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи
723 О 5 6 7 65 70 77 72 73 70 75 75 77 7673 77 76 277 27 20 22 23 2775 26
Л
Рис. 133. Разобщитель (пакер) HRP-1 фирмы "Камко" (США)
проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (КО219/168-140).
Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от затрубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.
На рис. 133 дана схема пакера типа HRP-1 фирмы "Камко" (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками / и 45. На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 2/. На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 27 с корпусом пакера. В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.
Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением его из скважины предусмотрен механизм распакеровки, состоящий из разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной - через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ. Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 72 соединена с упорным кольцом 33 уплотнительного элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 77, а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом - пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41. В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4,10,13,15,30, а резиновые соединения закреплены винтами 3,25,28,36,44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35. После достижения пакером места посадки в скважине в колонну НКТ бросается шар 2 (рис. 134.), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 7 на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.
В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 133). Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него через втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21. При этом резиновые манжеты 77, 78 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заякоривание
28928910 О.М. Ермилов и др.
289
289
пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23-27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне.
Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора с вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы Я, и центральный канал пакера сообщается с затрубным пространством. Через него закачкой жидкости в затрубное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте разгрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 5, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12. упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26. поршень 27.
Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.
Фирма "Владо" во ВНИИгаз производит гидравлический пакер типа ПГ (ПГ-118- 50 и ПГ-140-50), технической особенностью которого является использование патентованной системы с запорным храповым механизмом и сдвоенными плунжерами. Такое конструктивное решение впервые дает возможность осуществить посадку и извлечение пакера гидравлическим способом без вращения или осевого перемещения колонны НКТ в месте установки пакера, что позволяет спускать в скважину одновременно два или более пакеров.
Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.
На рис. 135 дана схема клапана-отсекателя типа ОЗП-73. Забойный прямоточный отсекатель (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 75. К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге взаимодействуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсекателя в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 77 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 7 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.
Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 7 7 создается перепад давлений, усилие от которого перемещает штуцер 7 / с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к
Рис. 134. Пусковая пробка РЕ-5001 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло;4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифтыРис. 134. Пусковая пробка РЕ-5001 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло;4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифты
Рис. 134. Пусковая пробка РЕ-500
1 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло;
4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифты
Рис. 134. Пусковая пробка РЕ-500
1 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло;
4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифты
Рис. 135. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73
возрастанию перепада давлений на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давлений, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начинает перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3-5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с про
точкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника 1. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.
Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний- конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11 под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение "открыто". Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса б и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.
Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику; 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3-5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.
Саратовский филиал СКБ "Росгазавтоматика" разработал конструкцию клапана- отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (КО-219/168-140).
Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского мес-
10*10*291
10*
10*
Рис. 136. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении
/ - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100-380 м; 2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 - клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм; 4 - циркуляционный клапан типа "скользящая втулка" с внутренним диаметром 73 мм; 5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм
торождения имеет следующий состав (в об.%): сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта- Булак - 5,35 и 3,15; Оренбургского - 1,3-5 и 0,5-1,75 соответственно.
Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.
При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнитель
ные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.
Срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1-18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1-2 мес, фланцевых соединений - в течение 4-6 мес.
На рис. 136 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы "Камко" (США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной 100-380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затрубного пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия коррозионно-активных компонентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для предотвращения чрезмерного увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с внутренним диаметром 73 мм типа "скользящая втулка" для сообщения трубного пространства с затрубным; НКТ диаметром 127 или 114 мм.
Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.
Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных при геофизических исследованиях скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.
Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинной пробки.
Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в ТюменНИИгип- рогаз разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследований в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После этого хвостовик с помощью специального устройства вновь опускают вниз в его рабочее положение.
В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, получаемого при синтезе 2-метил,5-этилпиридина, имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, имеющую название РА-23, и многие другие: каталин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, "Биско", ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.
На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразо- вания типа КИГИК.
В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18-Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения.
Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними. ВНИИгаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 х 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 х 11Д и внутренней трубы 73 х 5,5Д. Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м К). Трубы Л Г1-168 х 73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.
Особое конструктурское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ "Нефтемаш", г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно выпускаются заводами в Азербайджане.
ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического и фациального состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор; 2) механической прочности пород; 3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу; 4) наличия газо-, нефте- и водоносных пластов в продуктивном разрезе; 5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности; 6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные 293
Рис. 137. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа
1 - бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 - переводник с левой резьбой; 3 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 - интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм; 5 - гравий; 6 - щелевой фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 - клапаны обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 - хвостовик диаметром 62,7 мм; 77 - забой
Рис. 138. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа7 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия; 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водойРис. 138. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа7 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия; 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водойгоризонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик (см. рис. 136). Когда газонасыщенный пласт представлен слабо сцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.
Рис. 138. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа
7 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия; 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой
Рис. 138. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа
7 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия; 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой
Наибольшее распространение в последнее время, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на подземных хранилищах газа (ПХГ), получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину спускают на НКТ забойное оборудование фильтра (рис. 137). Фильтровая часть узла забойного оборудования представляет собой трубу диаметром 100 мм, длиной 10,6 м, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10-12 мм, общая площадь которых составляет 15-20% площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5-1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.
На рис. 138 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц 1 мм проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть пласта. Качество намыва
гравия определяется по уменьшению массы колонны труб в скважине. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта, возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.
Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа "перматрол".
В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, карбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 139 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.
В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.
Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 75 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируется пакером 7.
Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.
Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, цементировочный агрегат / закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.
После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.
Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок - от 15 до 30 мин.
После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут, при 343, 333 и 323 К - 4, 8 и 14 сут соответственно.
Проверка результатов крепления призабойной зоны пласта проводится ее исследованием при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами применяется нефтяниками Азербайджана с 1958 г. В последующие годы он был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35-40% массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически не уменьшается и, что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.
Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293-303 К) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бензолсульфокислота (БСК).
Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо); 2) после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему порового пространства пласта с радиусом 1 м, в пласт закачивается теплый газ, что способствует повышению прочности смолы и упрощает освоение скважины после обработки; 3) обработка призабойной зоны смолой проводится без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с 295
Рис. 139. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта
/ - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи: 2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт: 3 - агрегат, подающий формалин: 4 - тройник- смеситель: 5 - заливочная головка: б - заливочные грубы диаметром 50-75 мм; 7 - пакер
породами цементирующего вещества пласта- коллектора (особенно с глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.
Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газо-, нефте- и водоносных пластов, разделенных
глинистыми пропластками, иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина
бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.
РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА
И ГЛУБИНЫ СПУСКА КОЛОННЫ НКТ В СКВАЖИНУ
Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (H2S, СО2, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины: 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.
Определение внутреннего диаметра колонны НКТ
Определим внутренний диаметр колонны НКТ D из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц заданного размера d и плотности рч.
Силу сопротивления среды (в Н) при падении в ней твердой частицы определим по закону Ньютона
R = qFprv2/2,(Х.З)
где ^ - безразмерный коэффициент сопротивления среды, ^ = ^(Re), Re - критерий Рейнольдса; F - площадь поперечного сечения частицы (полагая частицу сферической, имеем F = Kd1!^ где d - диаметр частицы); рг - плотность газа, кг/м3; 1) - скорость движения осаждающейся частицы, м/с.
Вес твердой частицы в газовой среде (в Н) выразится так:
G = 7ttZ3(p,, - рг) g/6.
В случае, если сила сопротивления среды R равна весу частицы в газовой среде G, 296
получим
v() =ЛЙ(рч -рг)^/(3^рг).(Х.4)
При малых Re (Re < 500) коэффициент сопротивления среды можно выразить из закона Стокса:
5 = Же = 24ц/(о(^Рг),
где ц - коэффициент динамической вязкости газа, Па с.
Подставив это выражение для ^ в (Х.4), получим (в м/с)
v() = ^(p,,-pr)/(18p).(Х.5)
В случае, если Re > 500, ^ не зависит от Re; ^ = 0,44. Подставив это значение £ в (Х.4). получим
и0 = 5,44^(рч -рг)/рг.(Х.6)
Полагая, что рч > рг (например, рч = 2500 кг/м3; рг = 50 кг/м3), с учетом
формулу для определения и» можно записать в следующем виде:
uf) -C^d^fT^.(Х.7)
Из формулы (Х.7) следует, что v() = "O^d, рч, z, Т,р).
Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Из уравнения притока газа к скважине
Л-p^AQ + BQ^(Х.8)
определим р3, соответствующее принятому значению Q, далее найдем ц по формуле р = t„- Ё(рк -р.^ и z3, затем по формуле (Х.7) можем определить Vo для заданного диаметра частицы d и далее - необходимый диаметр колонны НКТ D, принимая некоторый резерв скорости для надежности выноса частицы (vOp = l,2v0):
D = 3/4^^^(Х.9)
Обычно рч = 2500 кг/м3, d = 0,1 мм, v() = 1-3 м/с.
При заданных диаметрах колонны НКТ D и выносимых частиц породы d изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых частиц с забоя скважины определяется методом итераций (последовательных приближений).
При выносе капель жидкости с забоя скважины на поверхность их размер и форма изменяются при изменении температуры и давления. Повышение давления в области проявления прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению (сохранению) размера капли, увеличение температуры - к уменьшению размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.
Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение о, уменьшению размера, дроблению капли - скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от безразмерного числа Вебера. Экспериментально определено, что максимальный диаметр жидкой частицы сохраняется до We = 30:
We = ^d^ga).(Х.10)
Используя результаты опытов Хинза. Тернер с соавторами получили выражение скорости, необходимой для выноса частицы жидкости движущимся потоком газа без ее дробления:
т>0 = ^^/(у^).(X. 11)
Предположим, что о и уг мало влияют на Do. Учитывая (Х.Н), запишем формулу Тернера
в» = 5,73(45 - 0,0455р.3)1/4р;1/2,(Х.12)
где и0 - в м/с; р3 - забойное давление, 0,1 МПа (кгс/см2).
Промысловые экспериментальные исследования показали, что коэффициент в формуле (Х.12) следует увеличить примерно в 2 раза. С учетом этого расчетная формула имеет вид
v(lm,„ = 10(45 - 0,0455рэ)1«р;1'2.(Х.13)
Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:
xZmin - л ^Omin -•
4 Т3р^
Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (Х.8), с учетом зависимости г = z(p3, Т3) методом последовательных приближений определим р3 для заданного диаметра колонны НКТ и затем DOmin и 5min.
Температуру, давление, скорость потока и фазовое состояние газожидкостного потока в скважине можно измерить прибором ТДСП 12, разработанным в УкрНИИгаз.
Во время разработки месторождения при уменьшении пластового давления диаметр колонны фонтанных труб увеличивают, колонны малого диаметра извлекают из скважины и заменяют колоннами большего диаметра. В завершающий период разработки при отсутствии поступления воды и твердых взвесей в скважину возможна эксплуатация скважин по металлической обсадной колонне.
Пример. Определить минимально необходимую скорость и дебит газа, необходимые для полного выноса жидкости с забоя скв. 58 пласта БУ-14 Уренгойского газоконденсатного месторождения при следующих исходных данных: рк = 31,5 МПа (абсолютное): Тн - 377 К: А = 43-10“2 сут МПа/тыс. м3: В = 3,0910"7 (сут-МПаГ/(тыс. м3)2; D = 0,0625 м: о = 20 103 Н/м: рс.+ = 0,742: z() = 1; сн = 0,938; р^ = 0.1 МПа.
Решение.
п,,п4 357 1 0,938133
Подставив это значение 5min в уравнение притока газа к скважине, получим
99000 - р; =43-10'3 2,32 1О3 /г2(45 - 0,0455р3 )1/4 + 3,09-1О”9 ■ 5,38 ■ 106 (45 - 0.0455р3 )|/2 р,.
Подбором определим р3 = 30,82 МПа, DOmin = 1.32 м/с. 5min = 96 тыс. м3/сут.
Определение глубины спуска колонны НКТв скважину
На рис. 140 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыльского газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта - рис. 140, б, в интервале перфорации - рис. 140, а. в). Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отра- 298
Рис. 140. Схема положения башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторожденийа - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, А/ = 7,6 м; скв. 31, А/ = 101 м; б - скв. 3, А/ = 357 м; в - скв. 21, А/ = 332 мРис. 140. Схема положения башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторожденийа - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, А/ = 7,6 м; скв. 31, А/ = 101 м; б - скв. 3, А/ = 357 м; в - скв. 21, А/ = 332 м
Рис. 140. Схема положения башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторождений
а - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, А/ = 7,6 м; скв. 31, А/ = 101 м; б - скв. 3, А/ = 357 м; в - скв. 21, А/ = 332 м
Рис. 140. Схема положения башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторождений
а - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, А/ = 7,6 м; скв. 31, А/ = 101 м; б - скв. 3, А/ = 357 м; в - скв. 21, А/ = 332 м
Рис. 141. Схематический разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт
I-IV - пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости; 1 - жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 - башмак колонны НКТ; 3,4- кровля и подошва пласта соответственно
ботку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и за- трубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
На рис. 141 приведен схематический разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из / и частично из // пачек, поскольку III и IV пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В I и II пачках наблюдается наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае / и II пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из III и IV пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.
Положение башмака колонны НКТ в скважине.влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах
месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (Н - Ь) в скважине при Q = 860 тыс. м3/сут:
(Х.15)(Х.15)h = 19.5-0,2121/,
(Х.15)
(Х.15)
где / = (Я - Ьу\00/Н, %; Н - толщина пласта, м; h - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.
Из зависимости (Х.15) следует, что максимальная высота песчаной пробки hmax = = 19.5 м при I = 0 (h = Н\ т.е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта, и Л = 0 при / = 92% (/? = 8% от Ну т.е. когда башмак колонны НКТ на 8% от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации.
Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения
0.03415Д(Ь-А)
(Х.16)(Х.16)н + p^gh = p3.
(Х.16)
(Х.16)
где р п и рз - измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и на забое скважины соответственно; А - относительная плотность затрубного газа по воздуху; с, Т - соответственно средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; L - глубина скважины; рж - плотность жидкости на забое скважины; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве.
Высоту столба жидкости в колонне НКТ Л] (в м) можно определить по уравнению Ю.П. Коротаева
где Q - расход газа в рабочих условиях (р3, tj, м3/с; Кх - экспериментальный коэффициент. Кх =0.5 м/с; D - внутренний диаметр НКТ, м; L - длина колонны НКТ, м.
П р и м е р. Определить высоту столба жидкости в колонне НКТ hv если фонтанные трубы в скважине спущены до нижних отверстий интервала перфорации; L = 700 м; Q = 61.6 10 3 м3/с.
Расчет по формуле (Х.17) дает hx = 28,5 м.
Погружение башмака колонны НКТ в скважине можно определить из условия равенства скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне (ъв = пн).
Полагая известными дебиты газа, приходящиеся на единицу длины интервала перфорации в верхней и нижней частях пласта qH и фн, длины верхнего /„ и нижнего (Я - /в) интервалов, получим
ЦЖ = (Н - l^ qH/FK,
где
Л^Ж^-ПрМ; Гк=лО2/4; q„! q. = К, / К. = К.
Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ (вв = цн), чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра (т>нкт > 4™)» чтобы высота столба жидкой или песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной (/?ж —э 0).
СПОСОБЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ
С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится ига поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатона- сыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.
Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.
Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные з скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.
Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на забое скважины можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.
Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или специальными исследованиями.
Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены "концентрацию пенообразователя" (в пересчете на активное вещество) следует принять равной 1,5-2% объема закачиваемой жидкости, а стабилизатора пены - 0,5-1%. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора - КМЦ-500. Степень аэрации а = QJQ^ (при нормальных условиях) примерно равна пластовому давлению (при р = 10, 20 МПа и более а = 120, 160, 200 и более). Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное
устройство - аэратор (типа "перфорированная труба в трубе"). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданной а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2-3 л/с.
Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.
Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2-4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко.
Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.
Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое должна при этом достигать 3-6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.
Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63-76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25-37 мм осуществляется тремя способами: вручную либо автоматами, установленными на поверхности или на забое скважины. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.
Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.
Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.
Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.
Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2-0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.
При минерализации вод менее 3-4 г/л применяется 3-5%-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15-20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки "Дон", "Ладога", Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5-2 см или стержни длиной 60-80 см, которые затем подают на забой скважин.
Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут это количество уменьшается.
Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300-400 л растворов сульфонола или порошка "Новость" приводил к увеличению дебитов в 1,5-2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10-15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10-30%, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63-76 мм при глубинах скважин до 2500 м.
Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.
Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действует сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и в затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в затрубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.
В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа "летающий клапан". В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом - "цилиндром", а сам он выполняет роль "поршня".
Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1-3 м/с) и падения (2-5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.
При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2-0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще нельзя применить либо их эффективность резко падает.
Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.
ОДНОВРЕМЕННАЯ РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯДВУХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
Многие газовые и газоконденсатные месторождения много пластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной.
Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экономические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.
Выбор объектов для ОРЭ двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов. Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.
Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.
Для разобщения пластов в скважине при их ОРЭ применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.
Для ОРЭ двух пластов одной скважиной на глубине 2000-3000 м и более в СсвКавНИПИнефть разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.
Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной (рис. 142) состоит из гидравлического переключающего устройства (ГНУВ) Г и шлипсового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ. Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник /. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром d = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении. На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространств, т.е. для перевода поршня из нижнего положения в 304
Уs «
О
о
\
\
N)
ч
ZZZZZZ**ZZZZZZ^.
Ч
: g со w*? к» «й№ м ?К?%« JC^OK^J vTzz^zzz^zzzz^wyz^#z^^^ »№i»»;<zTTT^^™!toc№i ■■■■I
w"OTz5««fZfzz i \5O«ifi«№rZZZ#^
Ss ize № »> ^ :•»:♦:*>»<•>:•:<♦> ^^^^ kxx;
верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.
После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление на 6-7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение - устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее^крайнее положение - устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ.
Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома. Узбекгазпрома.
Глава XI
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Газовые скважины исследуются для получения прямых и косвенных данных о геолого-физических параметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового оборудования.
Прямые данные о породах и насыщающих пласт жидкостях и газах получают в результате отбора образцов пород (керна) в процессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях.
Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных пород вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают в результате геофизических, газогидродинамических и термодинамических исследований.
Промысловые исследования газовых и газоконденсатных скважин позволяют определять: 1) геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта газ-вода; 2) коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта; 3) прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважины; 4) состав и физико-химические свойства газа и жидкостей; 5) условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность; 6) гидродинамические и термодинамические \ словия работы ствола скважины; 7) фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудовании; 8) начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.
Все исследования газовых скважин делятся на первоначальные, текущие и специальные.
Первоначальные исследования ведутся на разведочных скважинах в процессе разведки месторождения и его опытно-промышленной эксплуатации. Цель этих исследований - наиболее полное использование прямых и косвенных методов для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, условий накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность, гидродинамических, термодинамических условий работы ствола скважины.
Все эти данные используются для установления условий отбора газа на забое скважины, технологического режима эксплуатации скважин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи; для составления проектов опытно-промышленной эксплуатации; для проектирования систем промышленной разработки и эксплуатации; для определения методов добычи, переработки и использования конденсата.
Текущие исследования проводятся во всех добывающих скважинах, как правило, раз в год. Цель исследований - получение данных о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определе- 307
ния мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар, определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи.
Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановив- шихся режимах работы скважин.
Они позволяют определять: 1) условно-статические пластовые давления; 2) зависимость дебита газа от разности квадратов давлений; 3) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В; 4) приведенный радиус скважины; 5) радиус полусферической каверны у перфорационного канала; 6) просветность забоя; 7) работающий интервал пласта на забое скважины; 8) запасы газа в удельном объеме дренирования скважины; 9) коэффициент качества вскрытия пласта; 10) коэффициент гидравлического сопротивления колонны НКТ; 11) коэффициенты теплопередачи горных пород разреза скважины.
Специальные исследования проводятся в добывающих и наблюдательных скважинах в газо- и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.
Цели исследований следующие: 1) определение положения контакта газ-вода при помощи геофизических методов в наблюдательных скважинах; 2) установление эффективности мероприятий по увеличению дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин; 3) исследование сообщаемости различных пластов, установление направления и расходов перетоков работающих интервалов в разрезе забоя скважин; 4) определение интервалов возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах и разработка мероприятий по обеспечению нормальной эксплуатации скважин и поверхностного оборудования промыслов.
Данные специальных исследований скважин и пластов используются для контроля, регулирования системы разработки, улучшения технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа.
ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА
ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды. В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений, который после усовершенствования был принят в США в качестве официального. В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин.
Они предложили одночленную степенную формулу притока газа к забою скважины
Q = ClpVp\Y, (XI. 1)
графический метод определения "постоянных" уравнения Сип, а также метод нахождения абсолютно свободного дебита скважины.
Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместное распространение и используется до настоящего времени.
В 1948 г. В.А. Евдокимова разработала метод определения геолого-физических параметров пористой среды (£ и w) по данным специальных исследований газовых скважин при неустановившихся режимах. Она доказала зависимость показателя степени скобки п от Re, а также зависимость коэффициента С от времени исследований:
и = n(Re\(XI.2)
В 1950 г. И.А. Чарный и в 1951 г. Е.М. Минский ввели в практику обработки результатов исследований газовых скважин двучленную формулу зависимости градиента давления от скорости фильтрации, аналогичную по форме предложенной ранее формуле Форхгеймера:
^ = ^и+р*ръ2.(XI.3)
dR к
Е.М. Минский на основе обработки экспериментальных данных Фенчера, Льюиса и Бэрнса предложил структуру и численное значение коэффициента р*, приближенные значения которых долгое время не позволяли использовать коэффициент фильтрационного сопротивления В для определения параметров пористой среды.
Параметры пористой среды определяли по коэффициенту А в формуле стационарного притока газа к забою скважины
pVp^AQ + BQ2.(XI.4)
А.И. Ширковский в результате обработки данных экспериментальных исследований получил зависимость р* (в 1/м) от отношения klm, пропорционального "среднему" радиусу поровых каналов:
p* = 63 106/№)3/2.(XI.5)
Эта зависимость позволяет определять по данным исследований скважин, используя коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, многие важные параметры пористой среды: коэффициенты абсолютной проницаемости ко и открытой пористости т^, объем связанной воды SB, начальную газонасыщенность ан, коэффициенты извилистости ^ и формы X, удельную поверхность F, поскольку объем связанной воды, структурный коэффициент в формуле удельной поверхности, удельная поверхность пористой среды также зависят от отношения klm.
Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых скважин внесли Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, Э.Б. Чекалюк, С.Н. Бузинов, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др.
В последнее время шире стали использоваться данные термометрии скважин для определения технического состояния забоя и ствола скважин, термических свойств горных пород, фильтрационных параметров пористой среды. Измерив скважинными термометрами установившуюся температуру на забое скважины, работающей с постоянным дебитом, или изменение температуры газа на забое при остановке скважины, можно определить коэффициент проницаемости, истинную скорость движения газа на забое скважины, просветность забоя, число работающих перфорационных отверстий и радиус их полусферических каверн, коэффициенты теплопередачи торных пород.
С 1967 г. начал успешно применяться новый метод исследования газовых скважин, названный шумометрией.
С помощью скважинного шумомера можно: 1) выделять работающие интервалы в продуктивной толще, перекрытой НКТ; 2) определять места и направление движения
309
газа в цементном камне за обсадными колоннами; 3) устанавливать интервалы и интенсивность выноса пластового песка потоком газа; 4) отбивать границу раздела газ-жидкость в скважине; 5) определять характер притока газа в скважину (одно- или двухфазный), структуру потока газа по колонне НКТ.
Исследование газовых скважинпри установившихся режимах
На рис. 143 изображена технологическая схема обвязки устья газовой скважины с приборами и оборудованием при текущих исследованиях. Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.
Перед исследованием скважину продувают в течение 15-20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время составляет 2-3 ч.
В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку.
В ДИКТ устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.
Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.
По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТ рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.
По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТ рассчитывают давление на забое скважины.
2 2
Строят графики зависимости (рк - p^)!Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
Рис. 143. Схема расположения оборудования и приборов при проведении текущих исследований газовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического течения газа
/ - диафрагменный измеритель; 2 - манометры: 3 - породоулавливатель; 4 - термометры
Исследование газовых скважинпри неустановившихся режимах
Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.
При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время. Например, при t = 0 закрывают задвижку на работавшей струне. Далее в фиксированные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины.
При исследовании скважин скважинными манометрами и термометрами после закрытия скважины получают данные об изменении во времени давления и температуры на глубине установки приборов.
Приборы для измерения давления,температуры и расхода газа
При исследованиях скважин для измерения давления газа на головке скважины, в затрубном пространстве и в узле измерения дебита газа применяются пружинные показывающие манометры типа МО и МТИ класса точности 0,2-0,35.
Для измерения давлений газа на забое и различных глубинах в скважине используются скважинные манометры двух типов: 1) с местной записью измеренного давления на специальном диаграммном бланке, находящемся в манометре; 2) с дистанционной передачей сигнала датчика о величине измеренного давления на поверхность по геофизическому бронированному кабелю во вторичную аппаратуру, которая расшифровывает принятый сигнал и записывает его.
Для измерения давлений газа в скважинах с местной записью применяются скважинные прецизионные манометры нормального ряда МГН-1 пружинно-поршневого типа, разработанные в институте ВНИИКАнефтегаз, геликсные скважинные манометры МГН-2, МГГ-2У, дифференциальные скважинные манометры ДГМ-4, "Самотлор-l", "Селигер-1".
Пружинно-поршневые скважинные манометры типа М-57 выпускаются фирмой "Лойтерт" (ФРГ), геликсные - фирмами "Амерада" и "Кастер" (США).
Манометры спускают в скважину на стальной проволоке диаметром 1,6-2,5 мм через специальный прибор, герметизирующий устье скважины во время спуска, называемый лубрикатором. Скважинные приборы спускают в скважину и извлекают из нее при помощи лебедки, смонтированной на автомашинах. Диаметр скважинных манометров 32-36 мм, длина 1500-1800 мм, масса 10-15 кг, пределы измерения давлений - от 0 до 100 МПа. Погрешность измерения давления газа составляет +(0,1-0,4%) максимального значения шкалы. Для определения работоспособности, чувствительности и погрешности скважинные манометры тарируются при помощи грузовых образцовых поршневых манометров типа МОП-250.
Дифференциальные скважинные манометры отличаются большой точностью и чувствительностью. Они способны регистрировать изменение давления с точностью до ±0,001 МПа. Для измерения температур на устье скважины используются максимальные стеклянные термометры с ценой деления 0,1 °C. Для измерения температуры газа на забое и в стволе скважины используются скважинные компенсационные термометры нормального ряда ТГН-1 тапа "Сириус" с местной регистрацией температуры, разработанные в институте ВНИИКАнефтегаз на базе геликсных манометров МГН-2, а также термометры ТГБ1М, ТЭГ-36 и др.
Скважинный биметаллический регистрирующий термометр ТГБ1М имеет пределы измерений от 293 до 443 К, погрешность измерения составляет ±2,5°С.
Наибольшее распространение в газовой промышленности получили образцы скважинных приборов с дистанционной регистрацией измеренной величины (давления, расхода и температуры газа) - "Пласт-Г', "Гелий-1"; "Дебит-1", комплексная лаборатория "Глубина".
Для измерения расхода газа используют различные приборы в зависимости от давления, состава газа, диаметра трубопровода, типа скважины (разведочная, добывающая) и метода использования газа - ДИКТ, ДП-430 и др.
При исследовании разведочных и некоторых добывающих скважин при использовании ДИКТ расход газа определяется по преобразованной формуле Сен-Венана
А V Тг
где Q - расход газа, тыс. м3/сут; Т, р - соответственно абсолютная температура (в К) и давление (в МПа) газа перед диафрагмой; А, Ас - относительная плотность соответственно жирного и сухого (отсепарированного) газа по воздуху; z - коэффициент сжимаемости жирного газа при р и Т; С - коэффициент, зависящий от диаметра калиброванного отверстия диафрагмы. Он определяется по таблицам [30] или рассчитывается по формулам
С = 0,189^ (ДИКТ с а = 50 мм);(XI.7)
С = 0,184J2 (ДИКТ с D = 100 мм);(XI.8)
где d - диаметр отверстия диафрагмы, мм.
При измерении расхода газа дроссельными расходомерами в случае исследования скважин с выпуском газа в газопровод (при некритическом истечении газа, т.е. р-^ > 0,55 /?]) можно использовать формулу
Q = А р\ / ^ АТ] 2],(XI.9)
где С] = CI 1,14, а коэффициент С берется из Инструкции по исследованию скважин [30] или вычисляется по формулам (XI.7), (XI.8):
gr = GrKGr + GK) = Ас/А,
где ^ - массовая доля сухого (отсепарированного) газа в потоке; Gr, GK - массовый расход сухого газа и углеводородного конденсата соответственно.
Если через диафрагму ДИКТ движется газоконденсатная смесь с содержанием углеводородного конденсата до 70 см3/м3, коэффициент С в формуле для расчета расхода газа можно определить по корреляционной зависимости, полученной А.К. Кор- мишиным с соавторами:
CCM = 2,71103J + 1774 103J2-(4,16-102J2-l,352)p,(XI.10)
где d - в м; р - в МПа.
При подстановке Ссм в формулу (XI.6) получаем дебит сухого газа. Для определения расхода газоконденсатной смеси к дебиту сухого газа следует прибавить расход углеводородного конденсата, переведенного в парообразное состояние.
Если во время исследования скважины давление на забое скважины не измерялось, его можно вычислить по измеренному затрубному давлению на устье скважины и весу неподвижного столба сжатого газа в затрубном пространстве или по измеренному буферному давлению с учетом веса подвижного столба газа и потерь давления на трение и турбулентность потока в колонне НКТ.
В первом случае используют формулу барометрического нивелирования Лапласа- 312
Бабине
0,03415AL
(XI.11)(XI.11)Р, = p3Ve ;т
(XI.11)
(XI.11)
где pvv - абсолютное статическое давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа; А - относительная плотность затрубного газа по воздуху; L - глубина скважины, м; Т - средняя по длине температура газа в затрубном пространстве, К, Т =(Т3 +7^)72; z - коэффициент сверхсжимаемости газа при рйТ, р = -^лрзЖ
Вычисления проводятся по методу последовательных приближений по схеме
р^Т ^z(p„J)^ р3^р = (р3+р3^
Если разность рз - рз < Е имеет заданную погрешность, расчет прекращается и р^ принимается за истинное забойное давление.
Забойное давление можно определить также по следующим формулам:
р3 = p3t + 0,03415AL / Т;(XI.12)
(XI.13)(XI.13)-я °г2^пр) ,
(XI.13)
(XI.13)
p = ^^-dp = J^фПр+ J ^Фпр, 0 Р 0 Рпр0,2 Рпр
где рпр - приведенное давление, равное отношению рабочего давления к среднекрити- ческому рпр = р/ркрхм.
Значения р для различных значений приведенного давления и температуры приведены в работе [30].
Забойное давление по измеренному буферному давлению можно вычислить, например, по формуле Г.А. Адамова
.—2^-2
(XI.14)(XI.14)Р, = 1 рУ$ + 1,377ХЦ-(ем - 1)е2.
(XI.14)
(XI.14)
Vd
Здесь Т = (Тб + Т3)/2,7^ - температура газа на буфере скважины, К; X - коэффициент гидравлического сопротивления шероховатых фонтанных труб; d - внутренний диаметр фонтанных труб, см; Q - расход газа по колонне НКТ, тыс. м3/сут.
Ориентировочно X определяется по таблице из работы [30] или более точно по данным исследования скважины при измерении забойного и устьевого давлений:
25 = 0,0683A|L/(zT),
где Т = (Т3 + 7^) / 2; А] - относительная плотность движущегося газа по воздуху.
На рис. 144 показаны графики зависимости X = X(Q), полученные экспериментально при исследовании скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении.
При отборе сероводородсодержащего газа из пласта по колонне НКТ, оборудованной забойным клапаном-отсекателем, с изолированным от пласта при помощи пакера затрубным пространством, при наличии хвостовика в фильтровой части пласта (см. рис. 136), непосредственное измерение статического или динамического забойного давления часто невозможно из-за отсутствия малогабаритных скважинных манометров в коррозионно-стойком исполнении.
Динамическое забойное давление приближенно можно рассчитать по формуле
Рз = Ри + Арко + ^Рх?
где рн - давление газа в НКТ на выходе из клапана-отсекателя, оно рассчитывается
313
Рис J 44. Зависимости Л = Х( Q). полученные при исследовании скважин Оренбургского месторождения с диаметрами НКТ 127 (/) и 114 (2) мм
^^Кл-ТЙ^^ёТё)7),(XI.15)^^Кл-ТЙ^^ёТё)7),(XI.15)по формуле Г.А. Адамова по известным значениям Q, р^Ь^Хр, ^рко, Арх - потери давления в клапане-отсекателе и хвостовике соответственно;
^^Кл-ТЙ^^ёТё)7),(XI.15)
^^Кл-ТЙ^^ёТё)7),(XI.15)
где рк - давление газа на входе в клапан-отсекатель из хвостовика, Па; Q - дебит газа, м3/сут; С - коэффициент штуцера клапана-отсекателя; при d = 33,4 мм, С = 34 802 м3/(Па • сут).
Давление газа на входе в клапан-отсекатель
(XI. 16)(XI. 16)Рк = Рн +^QIC?/рн.
(XI. 16)
(XI. 16)
Зная рк, давление на забое (на входе в башмак НКТ) р^ определим по формуле Г.А. Адамова по известным значениям Q, Lx, Хх.
Формула (XI. 16) справедлива при движении сухого газа через сменный штуцер ЗКО при рн/рк < 0,8.
Для более точного определения давления газа на забое скважины (на входе газа в башмак колонны НКТ), покрытия внутренней поверхности хвостовика пленкой жидкого ингибитора коррозии без остановки скважины при ее эксплуатации с малыми дебитами изменяют компоновку подземного оборудования ствола газоконденсатных скважин. Циркуляционный клапан устанавливают ниже забойного клапана-отсекателя, непосредственно над пакером. При работе скважины с открытым циркуляционным клапаном давление газа на входе в башмак колонны НКТ можно рассчитать так. К статическому давлению газа в затрубном пространстве на глубине установки циркуляционного клапана рцк необходимо прибавить потери давления в канале пакера Др„ и в хвостовике Дрх.
Измерив давление неподвижного столба газа в затрубном пространстве на устье скважины р.т рассчитаем по формуле (XI. 11) статическое давление на глубине установки циркуляционного клапана рцк. Потери давления в канале пакера определим по эмпирической формуле А.К. Кормишина
Q316165^Q316165^22/ Рви ’/ Рви ’(XI. 17)(XI. 17)
Q316165^
Q316165^
2
2
/ Рви ’
/ Рви ’
(XI. 17)
(XI. 17)
где du - диаметр канала пакера, м; Q - расход газа через канал пакера, тыс. м3/сут; р№ - давление газа на выходе из пакера, равное рцк, МПа.
Затем найдем потери давления в хвостовике по формуле Г.А.Адамова, используя определенные по промысловым замерам значения X = X(Q\
Распределение температуры в добывающей скважине при установившихся условиях работы можно определить, например, по формуле С.А. Бобровского и В.А. Чер- никина
Т = Ти + (Г3 -TJ^Т = Ти + (Г3 -TJ^JJ Ф LJJ Ф Lа ^р.-р^а ^р.-р^LL(1-е-ф/(1-е-ф/(XI. 18)(XI. 18)
Т = Ти + (Г3 -TJ^
Т = Ти + (Г3 -TJ^
JJ Ф L
JJ Ф L
а ^р.-р^
а ^р.-р^
L
L
(1-е-ф/
(1-е-ф/
(XI. 18)
(XI. 18)
где Т- температура газа на расстоянии / от начала отсчс га (от середины пласта вверх по оси скважины); Ти, Г3 - температура газа соответственно в пласте и на забое сква- 314
жины, К;
Т\ = Ти-Е(Рк-Р^ 9 = uKDKQpcp\ 1/м; а = (Ти-Т^Ь,Ш;
Т^ - постоянная температура грунта на устье, К; е - среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, К/Па; рк, р3 - давления в пласте и на забое скважины соответственно, Па; D - диаметр колонны обсадных труб, м; Q - расход газа по колонне, м3/ч; р - плотность газа, кг/м3; ср - изобарная удельная теплоемкость газа, кДж/(кг • К); К - коэффициент теплопередачи от газа к породам разреза скважины, кДж/(м2 • ч • К). Коэффициент теплопередачи для различных климатических зон имеет значения от 38 до 84 кДж/м2 • ч • К и определяется по данным специальных исследований газовых скважин.
Как правило, давления и температуры на устье скважин при различных дебитах определяются совместным решением уравнений для распределения давления и температуры по колонне НКТ методом итераций (последовательных приближений) при помощи ЭВМ.
Пример. Определить статическое дарление на забое газовой скважины при следующих исходных данных: L = 1765 м; Д = 0,6; рзт = 16,17 МПа; Т = 320,4 К.
Решение.
По формулам (IX.44) и (IX.45) или по рис. 11.2 из работы [30], зная А, определим: Гкрсм = 199 К, ркрсм = = 4.72 МПа.
Приведенные параметры:
?;_р = Г/Ткр,м = 320,4/199 = 1,61;
Р11р = р/дкр.см = 16,17/4,72 = 3,426.
По табл. III.4 работы [30], зная рпр и Тпр, определим значение интеграла
J фпр = 2,629.
0.2 Р»Р
Вычислим значение
0,03415Д£ / F = 0,03145 • 0,6 • 1765 / 320,4 = 0,113.
Определим значение интеграла, соответствующего приведенному забойному давлению:
Г Др =2,629 + 0,113 = 2,742.
0.2 Р>'Р
По табл. Ш.4 из работы [30] при Гпр = 1,61 величине 2,742 соответствуетрпр = 3,918.
р, = 3,918-4,72 = 18,49 МПа.
Приме р. Определить забойное давление газа в скв. 182 Оренбургского газоконденсатного месторождения при следующих исходных данных: рзт = 12,52 МПа; £цк = 1350,1 м; Lx = 363,2 м; dx = 0,1 м; d„ = 0,057 м; £нкт = 1720,6 м; Q = 900 тыс. м3/сут; Д = 0,697; (?£)„ = 232К; (zf )х = 232К.
Решение.
0,03415-0,697-1350,1
/>цк = 12,52е232=14,35 МПа;
/900 У
Др = /1435 = 0,054 МПа;
“ ( 316165 0,0572 J
рх = 14,35 + 0,054 = 14,4 МПа;
0,06830,697-363.2~
14.42е232+0,01377-0,012 232-5 -9~-
О,15-1О10
( 0.6830,697-363,2
= 15,1 МПа.= 15,1 МПа.х L 232_!
= 15,1 МПа.
= 15,1 МПа.
Определим забойное давление по весу неподвижного столба газа на длине НКТ (1720,6 м):
0,03415 0,6971720,6
Х = 12,52е 232 = 14,92 МПа.
Из расчетов видно, что р3 мало отличается от р3.
Существует комплексная лаборатория "Глубина" для проведения исследований в скважине. На рис. 145 представлена блок-схема этой лаборатории в системе АСУ ГДП. Существенной особенностью комплексной лаборатории является то, что она представляет собой систему, состоящую из скважинной, устьевой, наземной аппаратуры и оборудования, и предназначена для получения многомерных параметров газоносного пласта в действующей газовой скважине за один цикл спуско-подъема.
Комплексная лабораторая "Глубина" состоит из скважинного блока БДС (блока датчиков скважинных), испытателя (устьевых датчиков); лубрикатора (устьевого оборудования для проведения исследований в действующей газовой скважине под давлением), вторичной измерительной аппаратуры.
Вторичная аппаратура монтируется на геофизической станции типа АКС/Л-7, что обеспечивает получение наряду с геофизическими и газогидродинамических параметров. При этом на основе геофизических исследований скважин с применением комплекса программ оперативной интерпретации "Каротаж" или ГИК-2 определяются геофизические параметры.
В процессе проведения исследования в скважине спуско-подъемные операции выполняются с помощью каротажного подъемника СКП-4,5. Каналом связи между скважинным прибором БДС и вторичной аппаратурой служит каротажный кабель КОБД-2М (диаметр 6,7 мм) как наиболее приемлемый при проведении исследований в действующей газовой скважине через лубрикатор.
Скважинный блок БДС состоит из трех датчиков: скорости потока газа, температуры и давления. В процессе замеров все три параметра одновременно преобразуются в частотные сигналы, которые через каротажный кабель передаются во вторичную аппаратуру.
Конструктивно блок БДС состоит из чувствительных элементов, шасси, плат, муфты и кожуха. Чувствительный элемент для измерения скорости потока газа - аксиальная крыльчатка. Поток газа, проходя через внутреннюю полость корпуса чувствительного элемента, воздействует на лопасти крыльчатки и приводит ее во вращение с угловой скоростью, пропорциональной скорости потока газа.
Чувствительный элемент для измерения давления состоит из камеры с мембраной, на которую навинчивается корпус. В последнем размещены два электромагнита и кольцо со струной. Принцип его работы следующий. Среда, давление которой измеряется, сообщается с полостью камеры, воздействует на мембрану, которая сдавливает кольцо с перемычкой-струной. Струна опирается на винт, жестко соединенный с корпусом. С увеличением давления мембрана воздействует на кольцо, повышая жесткость струны и изменяя резонансную частоту ее колебаний.
Термометр включает в себя чувствительный элемент и кожух. Чувствительный элемент состоит из двух терморезисторов, представляющих собой катушки из никелевого микропровода. Терморезисторы заключены в герметичный кожух из нержавеющей стали.
Чувствительный элемент включен в схему электронного генератора, состоящего из двухкаскадного усилителя и катодного повторителя. Элементы схемы с терморезистором чувствительного элемента образуют частотно-зависимый мост. Под воздействием измеряемой им температуры изменяются сопротивления терморезисторов и резонансная частота моста.
Аппаратура "Испытатель" (рис. 146) предназначена для дистанционного измерения на устье скважины температуры и давления, а также преобразования их в частотные сигналы для вычисления дебита на устье скважины с применением ЭВМ.
316
Рис. 145. Блок-схема комплексной лаборатории "Глубина" для исследования газовых скважин в автоматической системе управления газодобывающего предприятия
Скв - скважина; СД - скважинный датчик; УД - устьевой датчик; РА - регистратор аналоговый; ЭК - электрокоммутатор; ЧЭ - частотомер электронный; МПУ- малогабаритное печатающее устройство; ППИ - пункт подготовки информации; ЭВМ - электронно-вычислительная машина; БК - блок команд; ИВЦ - информационно-вычислительный центр; ПО- производственное объединение
Рис. 146. Устьевая аппаратура "Испытатель"
/ - фланец выходной линии устьевой арматуры; 2 - промежуточное колено; 3 - корпус датчика дебита; 4 - карман для установки ртутного термометра; 5 - термометр сопротивления; 6 - датчик давления; 7 - сменные измерительные диафрагмы; 8 - вентиль для выпуска газа при смене диафрагмы; 9 - соединительный кабель; 10 - газогидродинамическая станция для исследования скважин; 11 - частотный преобразователь давления; 12 - частотный преобразователь температуры; 13 - блок питания
Для определения указанных параметров используется принцип действия диафрагменного измерителя критического течения. Аппаратура "Испытатель" состоит из датчика дебита ДД-7 с набором диафрагм и электронных блоков, частотных преобразователей ПЧ-5-1 и ПЧ-5-2, блока питания БП-26, потенциометрического преобразователя давления и термометра сопротивления. Принцип действия аппаратуры заключается в том, что поток газа из скважины поступает в датчики дебита и вытекает в атмосферу через диафрагму при критическом режиме истечения. Основные параметры газа (температура и давление) воспринимаются преобразователем давления и термометром сопротивления, установленным в датчике дебита, и преобразуются в пропорциональные напряжения и частотные сигналы.
Лубрикатор предназначен для проведения газогидродинамических и геофизических исследований в действующей газовой скважине при рабочем давлении до 40 МПа.
Комплексная лаборатория "Глубина" работает по следующему принципу: параметры, измеряемые в скважине, преобразуются блоком БДС-1 в частотные сигналы, которые через электрическую цепь наконечника НК-1 подаются в одножильный каротажный кабель, далее через коллектор каротажного подъемника поступают на вход наземной аппаратуры. Эта аппаратура состоит из фильтра, блока управления печатью, частотных преобразователей и измерительной стойки, в которую входят два частотомера и печатающий механизм. Все блоки размещены в каротажной станции АКС/Л-7.
На основе комплексной интерпретации данных исследований скважин определяются устьевое, пластовое и забойное давления; рабочая депрессия на пласт; устьевая и пластовая температуры; суммарный (на устье) и дифференциальный дебиты газа и поинтервальные коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
С привлечением данных ядерно-геофизических исследований выполненные работы позволяют выделять газоотдающие интервалы внутри эксплуатируемого объекта, зоны для проведения работ по интенсификации притока газа к скважине, определять межпластовые перетоки.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВПЛАСТА ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИННА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
В случае плоскорадиальной изотермической фильтрации реального газа, описываемой законом Дарси, градиент давления определяет скорость фильтрации:
=(XI.19)
ц dR
Определим плотность газа и массовую скорость фильтрации:
P = Po-^V-.(XI.2O)
ри = G / (2л/?А),(Xj 91)
где G - массовый расход газа; h - эффективная газонасыщенная толщина пласта.
В общем случае к, ц, г являются функциями давления. Обозначим безразмерные величины:
к<рА = ккрМк^\ ц(р) = ц(/?)/ц0; z(p) = z(^)/z0,(XI.22)
где ки. ц0 и zn - значения к, ц и г при р = рн и Т = Тп.
Введем новую функцию
p‘=jJ^^ + C,(XL23)
J ^р^Кр')
где С - постоянная интегрирования.
После подстановки (XI.20HXI.22) в (XI. 19) и интегрирования получим
In -^ = ^№к_ Pf ЗМр_ dp - ^ ЗМр_ dp\,(XI.24)
Rc Q^0TnPa I о №M о P<pW) )
где Q = G/po - объемный расход газа при стандартных условиях. Обозначим:
р.=kw .J?jw dp. л=м5а|п^
5 pW(p) о HOW) ^кг^ rc
(XI.25)(XI.25)С учетом этих обозначений равенство (XI.24) примет вид p*K-p*=AQ/2.
(XI.25)
(XI.25)
Проанализируем функцию р* для двух случаев:
Ц = ц(р); z=z(p); к=\;
ц = ц(р); z = f(p); к=к<р\
При изменении Тпр = TniTKp-CM = 1,4-2 произведение Ц(р)г(р) для газовых смесей хорошо описывается параболической функцией, предложенной Г.А. Зотовым:
|l*Z = O + y(p„2p-pnp).(ХГ.26)
Здесь ц* = ц(р)/ра = Ц(р)Ц0 / Ма’ гДе М-а - вязкость газа при Тп и р = ра, а и у - коэффициенты, зависящие от температуры.
р‘ы = Р‘Т^А UinKp'p - Р„, )V +1] + Рпр - Д + с,(XI.27)
где к = 1.
Для газоконденсатных смесей А.И. Ширковский предложил иное выражение pz:
(XI.28)(XI.28)pz = F0 + n(p-pMK)2.
(XI.28)
(XI.28)
Здесь рМК - давление максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси при пластовой температуре.
Дебит газа в этом случае определяется по формуле
_ ккокТо(\ - 50)га f Fo +а(^ - р^)
+-2^.arctg;
(XI.29)(XI.29)Г5.Yл (Рк-Р«кХр,-Р„)
(XI.29)
(XI.29)
V а J V а J [(F0/n)
В случае установившейся плоскорадиальной фильтрации реального газа при нелинейном законе фильтрации зависимость скорости фильтрации от градиента давления выражается так:
цм^Ьцм^ЬРис. 147. Зависимость (р^ - р^ / Q от Q. полученная по данным исследования скв. 20 газового месторождения Газли
цм^Ь
цм^Ь
dp JLL7
—=—V+B OV". dR к
Поступая аналогично предыдущему, получим выражение для дебита газа, полагая к. и. г независимыми от р и S:
(XI.30)(XI.30)(XI.31)(XI.31)P^-p1 = AQ + BQ\
(XI.30)
(XI.30)
(XI.31)
(XI.31)
Если RK > Rc и Р* = const, то
л_падд1п5,. д _ р'Ратп2
KkhTopa Rc' 0J46 ■ \04-li^h^To ра^
Коэффициенты фильтрационного сопротивления А иВ часто определяют графическим путем. Для этого по данным исследования скважины строится зависимость (^ ~ pX^Q от Q- На рис. 147 изображен этот график, полученный при исследовании скв. 20 газового месторождения Газли. По графику определим коэффициент В как тангенс угла наклона прямой к оси дебитов: В = tgtp.
Геолого-физические параметры пористой среды можно определить, пользуясь значениями А и В.
Определим коэффициент проницаемости из выражения для А:
''W'nZaL/?^.. )2
AnhT„p„ V R= )
где ^ - коэффициент учета несовершенства скважины по степени вскрытия, который определяется по табл. IV. 1 из работы [30] по параметрам Rc = RLJ h. h = Ы h или
расчетом по приближенной формуле
(XI.33)(XI.33)Р -111
(XI.33)
(XI.33)
g(A)2’
52 - коэффициент учета несовершенства скважин по характеру вскрытия пласта. Определяется по приближенной формуле Е.М. Минского
^2 = W.(XI.34)
где п - число работающих перфорационных каналов, приходящихся на 1 м вскрытой толщины пласта; Ry - радиус полусферической каверны в пласте, прилегающей к перфорационному каналу в металлической обсадной колонне и цементном камне за колонной; зависит от типа перфоратора и крепости горных пород. При применении перфоратора ПК-103 радиус полусферической каверны (в мм) можно определить из выражений:
для гранулярных газовмещающих коллекторов (песков и песчаников)
/?0 = 31,7т1/2 при 0,15=5 m ^0,30;(XI.35)
для карбонатных коллекторов
(XI.36)(XI.36)/?о = 15Отзм при 0,01 ^ m< 0,10.
(XI.36)
(XI.36)
Определим отношение к/т из выражения для коэффициента В:
L = [ бМО^д + ^з-^) I2'3
т L2-0,746-1047C2/z2/^T02pasJ
где
^=ШЛ-1); ^2 =^/3n2/?Q3.(XI.38)
Подсчитаем коэффициент пористости т делением к, определенного из выражения для А, на к/т, определенное из выражения для В:
т = к!<к!т\(XI.39)
Определим структурный коэффициент:
т = '^’^ ПО, 7 - 3,22 № / mW1,(XI.40)
где к - в мкм2; т - в дол. ед.
Вычислим коэффициент извилистости пористой среды:
^ = L/L0 = 0,645т0-545.(XI.41)
Рассчитаем коэффициент формы газонасыщенного коллектора:
£ = 1,55т0-455.(XI.42)
Определим удельную поверхность пористой среды (в см2/см3):
F =■№43)
(1,02 XO^klm^x^
Найдем объем связанной воды SF подбором из уравнения
(0J82-5J
- = (l-SD)-10 ол .(XI.44)
т
Определим коэффициенты газонасыщенности оСд, абсолютных проницаемости ку и пористости то'.
ан = 1-5„; £0 = £/(1 - 5В)2; т^ = т/(1 -SB\(XIAS)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХИ ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТАПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИННА НЕУ СТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
Нестационарная изотермическая плоскорадиальная фильтрация реального газа в однородном пласте при справедливости закона Дарси описывается нелинейным дифференциальным уравнением в частных производных параболического типа
(XI.46)(XI.46)1 Э । к^р Эр Э т(р)р p(p)z(p)drj Э?[ г(р) .
(XI.46)
(XI.46)
Интегрирование его возможно в случае применения тех или иных методов линеаризации или численных методов решения с использованием ЭВМ.
32132111 О.М. Ермилов и др.
321
321
Обработка кривых нарастания забойного давления в скважинах без учета притока газа в ствол скважины при ее закрытии на устье по схеме бесконечного пласта проводится по формуле
Р,2 =р2о + Рйо 1" 5^+ BQ^ +2, ЗР& lg t(XI.47)
*v.np
ИЛИ
р2 =a + p'lg(,(XI.48)
где
a^+pajn^s+Bah ₽'=2,3₽a;рал»)
Р = цгар.Т„/(2ШТс); ^ = R^,(XI.50)
(XI.51)(XI.51)0о - установившийся дебит, с которым скважина работала до остановки (при t = 0).
(XI.51)
(XI.51)
^/11 = 42,400^/(Р^с).
При известном значении В определим коэффициент пьезопроводности х и mh:
х = Ш£п.1О"*;\т) цх = Ш£п.1О"*;\т) ц(XI.52)(XI.52)(XI.53)(XI.53)-^- = 0,445ехр|"2,3^—^-5^2
х = Ш£п.1О"*;
\т) ц
х = Ш£п.1О"*;
\т) ц
(XI.52)
(XI.52)
(XI.53)
(XI.53)
^ L ₽
mh = 2,25— Рц-ехр1"-2,3^—^—5^2 И «=2„р L₽
Здесь kh!ц. - в мкм2 • м/(мПа - с); 0О - в тыс. м3/сут; Тп и Тс - в К; h - в м; xIR^p - в 1/сх; х-в м2/с, Rc - в м; mh - в м; В - в 0,01 (МПа ■ сут)2/(тыс. м3)2; ра - в МПа.
Величины аир определяются по кривой нарастания забойного давления после остановки скважины, построенной в координатах р3 - Igr; a - отрезок, отсекаемый прямолинейным участком этой зависимости на оси ординат (при t = 1 с); Р - тангенс угла наклона этого прямолинейного отрезка к оси времени.
При обработке кривых нарастания забойного давления в остановленных скважинах на месторождениях Тюменской области, Якутии и Восточной Сибири следует учитывать неизотермичность процесса восстановления давления на устье скважин [30].
Пример. Определить коэффициент абсолютной проницаемости, открытой пористости, объем связанной воды, начальную газонасыщенность, структурный коэффициент и удельную поверхность пористой среды по данным исследования гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скв. 50 Султангуловского газового месторождения при установившихся режимах.
Исходные данные для расчетов: рп = 2,44 МПа; Д = 0,68; ра = 0,1013 МПа; h = 6,5 м; Re = 0,06 м; ц = 0,012 мПа • с; Гп = 286 К; Тс = 293 К; А = 1,04 сут/тыс • м3; /?к//?с = 1 000; В = 5,68 ■ 10^ (сут/тыс. м3)2; za = 1; a = 472; р' = 38,5; L = 260 м; ув = 11,82 Н/м3; Qo =203,5 тыс. м3/сут; рА = 1,9 МПа.
Решение.
Определим коэффициент проницаемости из выражения для А:
к = 11,6 • 0,012 ■ 286 • 2,3 • 3/(1,04 • 3,14 ■ 6,5 • 293 • 0,1013) = 0,428 мкм2.
Определим отношение к/m из выражения для В:
fA)3/2 =63 102 0,68'1,205-2862-2 28-
к/т = 1,73.
Рис. 148. Кривая нарастания забойного давления в скв. 50 Султангуловского газового месторождения
Определим пористость /и, разделив к на к/т: т = 0,428/1,73 = 0,247.
Определим структурный коэффициент:
т = ^^.[10,7 - 3,2218(1,73)Г2 = 9,9.
Определим коэффициент извилистости:
Сн = 0,645 • 9,90-545 = 2,24.
Определим коэффициент формы газонасыщенного коллектора: i; = 9,9/2,24 = 4,42.
Вычислим удельную поверхность пористой среды: 0,247_2 / з
F =■ 593 см / см .
( 0,428-1,02 КГ8 | 9д1/2
(0,247 • J ’
Зависимости фазовой проницаемости к и пористости т от объема связанной воды S, примем в виде
Л = М1-^В)2; m = my(l-Sey, SB=0,182-0,llg(Ao/mo).
Тогда 0,182-5,0,182-5,
- = (1-5в)10 од или l,73 = (l-SB)10 04 . т
Отсюда 5В = 0,15.
Определим коэффициент газонасыщенности ри, абсолютной проницаемости ку и открытой пористости
рн =1-0,15 = 0,85; ку = 0,428/(1-0,15)2 =0,592 мкм2; ту = 0,247/(1-0,15) = 0,291.
Определим геолого-физические параметры пласта khip, к, к/т, тки х по данным исследований скважин при нестационарных режимах, используя кривую нарастания забойного давления, изображенную на рис. 148:
Шр = 424 • 203,4 ■ 0,1013 ■ 286/(38,5 • 293) = 225 мкм2 - м/(мПа ■ с);
к = 225р/Л = 225 • 0,012/6,5 = 0,416 мкм2;
аL „(472-361-5,68 104-203,52)1 л
х = 0,445 • 36 ехр 2,3 ~—- = 0,3510 mz / с;
mh = ^£п. = 225 • 2,44 • 10~3 / 0,3510 = 1,565 м; р х
— = х ^- = 0,3510 • 0,012 • 103 / 2,44 = 1,73.
Из расчетов следует, что значение 1dm, полученное из выражений для коэффициентов фильтрационного сопротивления АиВ при исследовании скв. 50 при установившихся отборах, совпадает с этим же значением, полученным при обработке кривой нарастания забойного давления.
Обработку результатов исследований газовых скважин следует проводить с использованием ЭВМ. Программы обработки результатов исследований на ЭВМ опубликованы в работах [59, 76, 105].
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТАПО КРИВЫМ НАРАСТАНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ
В НЕСОВЕРШЕННЫХ ПО СТЕПЕНИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНАХ
Определение коэффициентов проницаемости пласта вдоль и поперек напластования необходимо для установления типа залежи (пластовая при кн = 0 или массивная при ки > 0), выполнения расчетов вторжения в газонасыщенную часть залежи краевой или подошвенной воды, выделения эксплуатационных объектов, определения степени и характера вскрытия пласта, конструкции забоя скважины, построения геолого-математической модели месторождения.
Особенно важное значение решение поставленной задачи имеет для месторождений природного газа с большим этажом газонасыщенности. таких, как Вуктыльское. Оренбургское, Астраханское, Карачаганакское и многие другие.
Фильтрационные параметры пласта вдоль напластования Цг) можно определять различными методами: а) по данным исследования скважин на установившихся режимах из коэффициента фильтрационного сопротивления А; б) по данным исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации по кривым нарастания или стабилизации забойного давления.
Коэффициент проницаемости пласта поперек напластования (к^ можно рассчитать для совершенных по характеру, но несовершенных по степени вскрытия пласта скважин (при 1г < 0,3) по коэффициенту фильтрационного сопротивления А, если известен коэффициент проницаемости пласта вдоль напластования, подбором из уравнения 130]
— In к.— In к.ккГИТсА^РЛ 'ккГИТсА^РЛ '(XI.54)(XI.54)
— In к.
— In к.
ккГИТсА^РЛ '
ккГИТсА^РЛ '
(XI.54)
(XI.54)
где ка = ktt I кт - коэффициент анизотропии; ц, z - коэффициенты динамической вязкости и сверхсжимаемости газа соответственно при пластовых давлении и температуре; h = b / h, h - толщина пласта, b - вскрытая толщина пласта; рс, Тс - стандартные абсолютные давление и температура; RK, Rc - радиусы контура области питания и скважины соответственно.
I\-P2, = AQ + BQ2. (XI.55)
Коэффициент проницаемости пласта поперек напластования (кв) можно также рассчитать по кривым нарастания забойного давления в скважинах, совершенных по характеру вскрытия пласта, вскрывших пласт большой толщины с малой степенью вскрытия.
В этом случае при пуске (или остановке) скважины в работу в различные интервалы времени будут иметь место плоскорадиальный приток газа по толщине вскрытой части пласта, далее - радиально-сферический до момента времени, когда область возмущения давления в пласте достигнет кровли или подошвы пласта, 324
после чего наступит плоскорадиальный приток газа к скважине по всей толщине
пласта.
Используя формулы, описывающие радиально-сферический приток газа к скважине, можно определить коэффициент вертикальной проницаемости £в.
Для определения коэффициента вертикальной проницаемости пласта (£п) обработку кривых нарастания забойного давления в нефтяных скважинах производят двумя
методами.
, подобно, подобно1. В первом случае, если время работы скважины до остановки Т значительно больше времени полного восстановления забойного давления до среднего пластового г,
, подобно
, подобно
т.е. Т > 20г, то обработку ведут в координатах pd -
(XI.56)(XI.56)методу Хорнера
(XI.56)
(XI.56)
2л/л Md
ктМктМ(XI.57)(XI.57)
ктМ
ктМ
(XI.57)
(XI.57)
(XI.58)(XI.58)2кктк_ Vn
(XI.58)
(XI.58)
Pd а и д ^ ^з() ’ ^ж v ’ ^жОНж^ж*ст
6ж о ~ дебит скважины при стандартных условиях, с которым скважина работала в момент остановки (А/ = 0), см3/с; Вж - объемный коэффициент жидкости; кг - в мкм; h - в см; цж - в мПа • с; Rc - в см; р3 &, рз0- давление на забое скважины в моменты времени А? и 0 соответственно, 0,1 МПа; А/ - время, отсчитываемое от момента остановки скважины, с; Г = бдж/0жо - вс; бдж - объем жидкости, добытой из пласта за время ее работы до остановки, см3.
Для газовой скважины
Q,« = Q,.cB,; в,=Ь&-; тсргсQ,« = Q,.cB,; в,=Ь&-; тсргс(XI.59)(XI.59)^„Рзо + Рз^^^.РзО^Рп. At _кгРп^
Q,« = Q,.cB,; в,=Ь&-; тсргс
Q,« = Q,.cB,; в,=Ь&-; тсргс
(XI.59)
(XI.59)
Р2’ ^'^
Определив по графику наклон 0 прямолинейного участка зависимости
Pd = PdPd = Pd1111
Pd = Pd
Pd = Pd
11
11
к оси времени, определим кв при известном значении кг;
(XI.60)(XI.60)Pd =Pd =hd 1hd 12л[к ^[^"2л[к ^[^"(XI.61)(XI.61)p = J^/(Rc2d5); t„=tr/p^^'l . к„у П )
(XI.60)
(XI.60)
Pd =
Pd =
hd 1
hd 1
2л[к ^[^"
2л[к ^[^"
(XI.61)
(XI.61)
Таблица 46
Данные об изменении забойного давления после остановки скважины
Az, мин
РзДг
0,1 МПа
РзД! Рз0>
0,1 МПа
Pd
A/d10^
102
7^7
, 7 +Az
18 д,
IgAz
0
262,2
—
—
—
—
—
—
10
240,2
14,0
3,91
2,24
0,666
1,55
1,0
19,8
243,06
16,86
4,71
4,43
0,476
1,263
1,297
30
244,46
18,25
5,09
6,72
0,286
1,107
1,477
40,3
245,45
19,25
5,37
9,03
0,333
0,991
1,605
49,3
246,15
19,95
5,57
11,05
0,301
0,913
1,693
61
246,7
20,5
5,72
13,66
0,271
0,832
1,785
79
247,35
21,15
5,90
17,7
0,2375
0,75
1,897
108,5
248,77
22,57
6,29
24,3
0,202
0,63
2,035
177,5
250,05
23,85
6,66
39,7
0,159
0,476
2,249
244,1
250,54
24,34
6,78
54,6
0,137
0,39
2,387
302,4
250,9
24,70
6,89
67,7
0,1217
0,338
2,48
443,2
251,35
25,15
7,01
99,1
0,1
0,265
2,646
Вычислив для определенного интервала безразмерного времени (0,01 ^ 1 / ^td ^ =5 0,02) наклон прямолинейного участка зависимости pd = pd(ll ^td) к оси безразмерного времени р, находим коэффициент вертикальной проницаемости
V h ГV h Г(XI.62)(XI.62)
V h Г
V h Г
(XI.62)
(XI.62)
Пример. Определить коэффициент вертикальной проницаемости пласта кв при следующих исходных данных: т = 0,23; /?с = 7,5 см; кг = 0,0363 мкм2; цж = 0,28 мПа ■ с; В = 1,5; 0жд = 3390 см3/с; h = 1740 см;
h = 450 см; Сж = 2,68 • 10~31/МПа, скважина работала до остановки Т = 5,9 ч.
Определим безразмерные давление pd и время А^ для Аг = 10 мин:
pd = 2 ■ 3,14 ■ 0,0363 • 1740 • 14/(3390 • 0,28 • 1,5) = 3,91;
Md = 0,0363 • 10 • 60/(0,23 г.бв-4 • 0,28 • 7,5-2) = 2,24 ■ 104.
В табл. 46 приведены данные о замеренном забойном давлении через определенные интервалы времени после остановки скважины.
По данным табл. 46 построен график (рис. 149), по которому определим р и далее кв:
Р = (6,20 - 5,55)/(0,1 ■ 10"2) = 650;
кв = 0,0363/(650 • 2 • 1,77 • 7.5/1740)2 = 0,37 ■ 10"3 мкм2.
Результаты исследований скважины при ее остановке можно обработать и в размерных координатах P^-^I/Vaz -l/V^ + Az], где А/— в мин.
В этом случае коэффициент вертикальной проницаемости (в мкм2) можно вычислить по формуле
fcl/2 = ОжО^жАк У^жС*(XI.63)
в ргТйгп^Тбо
Значение коэффициента проницаемости пласта вдоль напластования кг можно определить по данным этих же исследований, перестроив графики в других координатах в соответствии с методом Хорнера
Рис. 149. Зависимость pj = р^(Ю 2 / Jty)
Г , 7ЧД/)
РзЛг И 1П—~
или любым другим (например, р3 & и 1пЛ/).
При обработке результатов исследований по методу Хорнера
^- = '’"-й^,пЧг(XL64>
кг можно определить по формуле
кг = СжоНжДк / (4яАр,).(XI.65)
Пример. Определить коэффициенты вертикальной и вдоль напластования пласта проницаемости по данным предыдущего примера, если
^ = 47,6 (0,1 МПа)/мин1/2; 0, = 1,78 (0,1 МПа)/цикл;
= 3390 0,28 1,5^0,23 2,68.10^0,28 = 0 0|g83,
В 2^3,14 0,0363-2-3,14760-47,6
кй = 0,019852 = 0,000394 мкм2 = 0,394-10~3мкм2;
3390-0,28-1,5 г“ 4-3,14-1740-1,783390-0,28-1,5 г“ 4-3,14-1740-1,78П.бЦугаГп АккраТс«спК0 J= т6T10«p^l+^ti2-0,746-104яЧ2^.Г2раВ2/3П.бЦугаГп АккраТс«спК0 J= т6T10«p^l+^ti2-0,746-104яЧ2^.Г2раВ2/3= 0,0363 мкм2.= 0,0363 мкм2.(XI.66)(XI.66)
3390-0,28-1,5 г“ 4-3,14-1740-1,78
3390-0,28-1,5 г“ 4-3,14-1740-1,78
П.бЦугаГп АккраТс
«спК0 J
= т
6T10«p^l+^ti
2-0,746-104яЧ2^.Г2раВ
2/3
П.бЦугаГп АккраТс
«спК0 J
= т
6T10«p^l+^ti
2-0,746-104яЧ2^.Г2раВ
2/3
= 0,0363 мкм2.
= 0,0363 мкм2.
(XI.66)
(XI.66)
где £] и £t - коэффициенты учета несовершенства скважины по степени вскрытия пласта.
Пример. Определить число работающих перфорационных каналов и средний радиус полусферической каверны по данным исследований скв. 7 Мессояхского газового месторождения.
Исходные данные: /п = 14°С; Rc = 0,1 м;Як= 100 м; А = 2,15 сут/гыс. м3; В = 0,00375 (сут/гыс. м3)2; h = Юм; Цу = 0,014 мПа • с; za = 0,83; т = ОД; ср = 2,83 кДж/кг • °C; е = 4,67 °С/МПа; QCT = = 522,4 тыс. м3/сут; рэ = 6,83 МПа; рК = 7,88 МПа; /3 = 9°С.
Перфорация скважины осуществлена перфоратором ПКС-80 с линейной плотностью выстрелов п{ = 10 выстрелов на 1 м интервала перфорации (J = 8 мм). Скважина совершенна по степени вскрытия пласта (^ = 0 и ^ = 0). Истинная скорость движения газа на забое скважины
2*9 8*2• 427
w3 =J[(14-9)-4,67(7,88-6,83)]^—^= 22,5м/с.
у4,1868
Определим число работающих перфорационных отверстий:
522,4 103-0,83-0,1013(273 + 9)4
п =—zу = 65 отверстий
6,83-22,5-0,864-105(273 + 20)-3,14 0.0О82
или nJ = 65/й = 65/10 = 6,5 отв/м интервала перфорации.
()пределим средний радиус полусферической каверны:
11,60,014-287-0,831001
2,31g1
3.14 2.15 10 293-0,1013[0,16,5^
(63 106 0.56 L 205-2872) 1 +——т
(3-42,25^,1
2 - 9,9 9,81-0,1-2932 - 3,75-10'3-1,03-104-102 - 0.746 Д0Т
0.596 6,9 + —^—I 6,5^0.596 6,9 + —^—I 6,5^х2/30,1 I126,6^ Jх2/30,1 I126,6^ Jили
0.596 6,9 + —^—
I 6,5^
0.596 6,9 + —^—
I 6,5^
х2/3
0,1 I
126,6^ J
х2/3
0,1 I
126,6^ J
Путем подбора находим /?() = 0,037 м = 3,7 см.
РАСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА В УДЕЛЬНОМ ОБЪЕМЕДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ
Приведенный радиус влияния скважины при ее работе с постоянным дебитом Со определяется из уравнения
r- = 2.25^t.(XI.67)
тц
Определим рД из (XI.67) и подставим его в выражение для 0' (XI.49). После подстановки получим
„2 >2,3-2,25TnQoZCTpCTpH
Qo = KR'hm =t0(XI.68)
или
е,(тс].рс,)=е,(тс].рс,)=2,3-2,25-1О4й,Р„2'о2₽'2,3-2,25-1О4й,Р„2'о2₽'(XI.69)(XI.69)
е,(тс].рс,)=
е,(тс].рс,)=
2,3-2,25-1О4й,Р„2'о
2₽'
2,3-2,25-1О4й,Р„2'о
2₽'
(XI.69)
(XI.69)
Здесь Q3 - запасы, м3; Qo - объем порового пространства, дренируемый скважиной, м3; Со - установившийся дебит, с которым скважина работала до остановки, м3/с; г0 - время полного восстановления забойного давления р3 до среднего пластового Рю С-
Сравнивая выражение для коэффициента фильтрационного сопротивления А в двухчленной формуле притока газа к скважине с выражением 0', найдем [861
(XI.70)(XI.70)(XI.71)(XI.71)__2ДАСо_. 21п(7?д/^пр)’
(XI.70)
(XI.70)
(XI.71)
(XI.71)
С. = 2,25рнг01п(Лл//?с.пр)М.
Из выражения (XI.71) можно определить коэффициент С, характеризующий качество вскрытия пласта скважиной:
1п< / ^с.пр) - 2р7 (XI.72)
или
2,3 AQqR,(XL73)
20'Rc '
Определяя тангенс угла наклона прямолинейного участка зависимости р^ = а + P' Igr на различные даты при одинаковом времени работы скважины до остановки (R^ = = const), определим отношение
р] / Р2 = 4 601 / Аг 602-(XI.74)
Полагая далее, что
6bl = 6о2’ Д / 4 = ^2 ^1 = 6 ~ $) ’(XI.75)
найдем среднюю насыщенность порового пространства углеводородным конденсатом
5=1-7рГЖ>(XL76)
где р( - тангенс угла между прямолинейным участком зависимости р2 = а + р' Igt и осью Igt при отсутствии жидкого конденсата в поровом пространстве (5 = 0); Р2 - то же, но при 5 > 0.
(XI.77)(XI.78)(XI.79)(XI.80)(XI.77)(XI.78)(XI.79)(XI.80)Следовательно, запасы газа по кривой восстановления забойного давления при исследовании газоконденсатной скважины можно определить по формуле 2,25р^01п(/?д /^пр) AK(1-S)2
(XI.77)
(XI.78)
(XI.79)
(XI.80)
(XI.77)
(XI.78)
(XI.79)
(XI.80)
или
2,3-2,251O4Q>P„2»o
0'Kd-S)
Приняв М, = (рз0)2, 6oi = 602, получим
(Д-В^Й “«2-а,.
Полагая В^В\ = (1 - 5)2, получим
Трудность использования формул (XI.77) и (XI.78) для определения запасов газа состоит в том, что неизвестно время полного восстановления забойного давления до среднего пластового гос в том случае, когда в пористой среде нет углеводородного конденсата, т.е. при фильтрации однофазного газового потока. При фильтрации газоконденсатной смеси известно время полного восстановления забойного давления до среднего пластового при наличии углеводородного конденсата в призабойной зоне tK.
Найдем соотношение между toc и tK, приравняв значения р2 в формуле восстановления забойного давления при фильтрации однофазного потока газа и газоконденсатной смеси при условии
2 п , 2,25к2 о . 2,25к
Ак + Рк In= Ас + Рс1П -Т2—;(XI.81)
Лс.пр^с.пр
„ /R
'ос=?кс ’(XI.82)
где
SK/Sc = pK/|3c.(XI.83)
Сравнив уравнения для подсчета запасов газа в случае фильтрации однофазного потока газа и газоконденсатной смеси (XI.69) и (XI.78), получим соотношения времен полного восстановления забойного давления в случае фильтрации однофазного потока газа zoc и расчетного /ок при фильтрации газоконденсатной смеси
'о^!^.(XI.84)
Рсхэдк
Из формул (XI.82) и (XI.84) найдем соотношение времен полного восстановления забойного давления при фильтрации газоконденсатной смеси гк и расчетного г0 с
№85) ГС Уок
При исследовании газоконденсатных скважин известны Qo, Вк, рк, tK и часто рк = = Рк«2о). Принимая минимальное значение Рк = Рк(6о)за Рс» находим отношение рк/рс, насыщенность жидкостью порового пространства призабойной зоны пласта, запасы газа.
Пример. Определить насыщенность жидкостью порового пространства призабойной зоны пласта и запасы газа по данным исследований скв. 59 Совхозного газоконденсатного месторождения при следующих исходных данных: рн = 19,18 МПа; Вк = 0,28 ■ КГ3 (сут • МПа)2 /(тыс • м3)2; Qqx = 624 тыс. м3/сут; (Wp)i = = 108 мкм2 • м/(МПа • с); zK] = 123 с; р3 о = 19,8 МПа; Со 2 = 867 тыс. м3/сут; (Wp)2 = 190 мкм2 ■ м/МПа • с; fK 2 = fc - 114 с; Рз о = 19,025 МПа; Со 3 - Ю88 тыс. м3/сут; ДА/ц)з = 168 мкм2 • м/(МПа • с); zK 3 = 10,5 с; р3 о = 18,946 МПа; zCT = 1; Тп = 296 К.
Начальные запасы газа, определенные по данным эксплуатации, составили Сзэ =11,1 • 10 м3.
Определим Р' по данным значения kh]\L
Ь, , 25^=^ _ 424L6M; 296-0 J013 _^
К1 (М/ц),?^108-293
Аналогично рк 2 = 193,5, рк 3 = 274.
Пусть Рк 2 = Рс. Определим насыщенность конденсатом порового пространства.
РК1 / рс =245/193,5 = 1,266;
(1 - S)2 = рс0к / (РКД) = 624 / (867 • 1,266) = 0,567; S = 0,248.
Определим запасы газа:
1 266 867^^-(6242-1.266-8672)
zoc = 1,266-1231'266 —-10 247= 400с;
ос624
_2,3 2,25-104 -19,182 -624-103 -400-102з
^ =т^^=п-710 м •
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИН ПЛАСТА,ПО КОТОРЫМ ПРОИСХОДИТ ФИЛЬТРАЦИЯ ПАРОВОЙИ ЖИДКОЙ ФАЗ
ленным потоком: паровая фаза - в верхней, жидкий углеводородный конденсат - в нижней части пласта.
При такой схеме фильтрации паровой и жидкой фаз выражения для коэффициентов фильтрационных сопротивлений при отсутствии жидкого углеводородного конденсата Ас и при наличии его Лк будут иметь вид
^=-Hfei_in^., 5 = 0;^=-Hfei_in^., 5 = 0;^М^стРст ^^М^стРст ^(XI.86)(XI.86)
^=-Hfei_in^., 5 = 0;
^=-Hfei_in^., 5 = 0;
^М^стРст ^
^М^стРст ^
(XI.86)
(XI.86)
(XI.87)
Из (XI.87) определим
(XI.88)
(XI.89)(XI.89)Из равенства (XI.88) можно определить части толщины пласта, по которым на забое скважины происходит фильтрация паровой и жидкой фаз. Действительно, коэффициент учета несовершенства скважины по степени вскрытия пласта ^ есть известная функция двух аргументов - WRC и Ь/h, т.е.
(XI.89)
(XI.89)
^=Uh/Rc,b/h\
Зная ^ и HIRC, можно по данным работы [30] определить ЫН и затем газонасыщенную толщину Ь, по которой происходит фильтрация паровой фазы (или высоту столба жидкости либо песчано-глинистой пробки на забое скважины при фильтрации газа в пористой среде).
Пример. Определить газонасыщенную и конденсатонасыщенную толщину пласта при фильтрации газоконденсатной смеси к скважине при следующих исходных данных: ^ = 0,300 мкм2; mg = 0,17; pg = = 0,027 мПа • с; h = 30 м; Rc = 0,1 м; рн = 30,9 МПа; tn = 89°С; Як = 100 м; zCT = 1; рст = 0,1 МПа; 5В = 0,1.
Для расчетов воспользуемся экспериментальными данными: 5g = 0,188; Ас = 20; Лк = 24; ^ = = 2,3 • 3(1 - 20/24) = 1,15 при WRC = 300.
Согласно работе [30], b^h равно 0,78, следовательно,
<h-br>/h = bKlh = 00.2.
Результаты вычислений зависимости b^h от 5 = Sg + 5В приведены ниже:
5 b^h b^h5 b^h b^h0,2880,780,220,2880,780,220,410,550,450,410,550,450,5630,470,530,5630,470,530,7650,430,570,7650,430,57
5 b^h b^h
5 b^h b^h
0,288
0,78
0,22
0,288
0,78
0,22
0,41
0,55
0,45
0,41
0,55
0,45
0,563
0,47
0,53
0,563
0,47
0,53
0,765
0,43
0,57
0,765
0,43
0,57
РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ В ПЛАСТЕИ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙВ СЛАБО СЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОДАХ
Для установления добывных возможностей газовой скважины в слабо сцементированных коллекторах необходимо проводить длительное исследование скважины с использованием скважинных приборов (желонка М.А. Цайгера, шумомер). Увеличивая дебиты скважины и измеряя объем частиц коллектора, уловленных в желонке, спущенной на забой скважины, устанавливают тот максимально допустимый градиент давления на поверхности забоя скважины (и депрессию в пласте) и соответствующий ему дебит, при котором возможна нормальная эксплуатация скважины.
Интервал и интенсивность выноса песка можно определить, исследуя скважины с помощью шумомера [29, 41]. Интенсивность шума и частота звуковых колебаний зависят от объемного содержания твердой фазы в потоке газа, поступающего в скважину через перфорационные каналы. Исследования скважин с помощью шумомера проводятся для определения: 1) критического дебита, выше которого песок начинает выноситься из скважины; 2) расположения интервалов на забое скважины, из которых выносится песок; 3) изменения дебитов по интервалам перфорации.
В настоящее время широко используются различные геофизические методы исследования скважин, определения физических параметров пористой среды, например акустический (звуковой) каротаж, каротаж по замеру объемной плотности горных пород, с помощью которых можно установить модули сжатия и сдвига горных пород, обусловливающие прочностные характеристики газовмещающих коллекторов.
Определив эти модули, установив предельно допустимую деформацию горных пород на сжатие, а также радиус полусферической каверны, можно приближенно вычислить максимально допустимую депрессию, а следовательно, и дебит скважины. Рассмотрим скважину, гидродинамически несовершенную по характеру вскрытия пласта. Пласт сообщается со скважиной цилиндрическим каналом в металлической обсадной колонне и цементном камне за колонной. В пласте около цилиндрического канала образовалась полусферическая каверна известного радиуса
Используем выражение для распределения деформации горных пород вдоль радиуса сферы в случае радиально-сферического напряженного состояния
(XI.90)(XI.90)(XI.91)(XI.91)(XI.92)(XI.92)(XI.93)(XI.93)G = a()/?S/(4Gr2);
(XI.90)
(XI.90)
(XI.91)
(XI.91)
(XI.92)
(XI.92)
(XI.93)
(XI.93)
° 2(l + v)
Полагаем приближенно, что
v _
°о = —"^gH-p3\
Ik = W
Здесь v - коэффициент Пуассона; р - средняя объемная плотность горных пород; // - глубина скважины; р3 - давление на забое скважины; ф - критическая величина относительной деформации при начале разрушения горной породы, определяется опытным путем; гп - средний радиус каналов пористой среды, который определяется из выражения
(XI.94)(XI.94)А = ^к! т^1.
(XI.94)
(XI.94)
Здесь к, т - коэффициенты проницаемости и пористости соответственно; ^и - коэффициент извилистости.
(XI.95)(XI.95)Депрессию (в МПа) определим из выражения
(XI.95)
(XI.95)
Ар = Рв^ - Аз,
где рм - плотность пластовой воды.
Используя (XI.92) - (XI.94), окончательно получим при г = /?0
(XI.96)(XI.96)ОДгоЕф Н v
(XI.96)
(XI.96)
(l + v)R0 "ioL(l-v)M"P"g
R^ ^ 4 см; V ^ 0,278.
Известно, что
Д = Е1р, (XI.97) где с - скорость распространения звуковых волн в горной породе; р - объемная плотность породы.
с = 1/Дг (XI.98) Здесь Дг определяется с помощью звукового каротажа, р - с помощью плотностномера.
Установлено, что при изменении нагрузки на скелет породы от 2,5 до 80 МПа скорость распространения звуковых волн в твердой фазе скелета практически не изменяется.
При давлении горных пород ~30 МПа зависимость времени распространения звуковых волн от коэффициента пористости выражается следующим образом:
Д/ = 159,6 + 633т, (XI.99) где т - в дол. ед. Коэффициент пористости т может определяться и по данным гидродинамических исследований газовых скважин (XI. 39).
р = (1 - m) рс + mpr ~ (1 - m)pc, (XI.100) где рс, рг - объемная плотность скелета породы и газовой фазы соответственно.
Из (XI.97) с учетом (XI.99) получим (в МПа)
Е , 1()9о-»1)рс (159,6 + 633т)2 '
При отсутствии данных исследования скважин для гранулярных газоносных коллекторов (песков и песчаников) радиус полусферической каверны (в мм) при использовании для перфорации ПК-103 можно определить по формуле
/?о = 31,7т1/2; 0,15 0,30.
Пример. Определить максимально допустимую депрессию на пласт при следующих исходных данных: А/ = 286,2 мкс/м; рс = 2,65 г/см3; Rg = 3 см; к® = 2 мкм2; ф = 0,1; v = 0,3; р = 2,6 г/см3; р„ = 1 т/м3; Н= 1000 м.
Коэффициент пористости т по данным звукового каротажа равен 0,2, структурный коэффициент т. определенный по формуле (XI.40), равен 7,25, коэффициент извилистости ^и = 1,935, средний радиус каналов пористой среды гц = 12,5' Ю^см, модуль объемной упругости £ = 2,58- 104МПа. Расчет по формуле (XL96) дает величину: Др = 0,51 МПа. Если принять зависимость модуля объемной упругости Е от глубины Н в виде
£ = ф/У*7^16, (XI.101) где ф = 138 МПа/м17716 при Н = 1000 м, тогда при отсутствии данных акустического каротажа предельно допустимую депрессию (в МПа) можно рассчитать по уравнению
Др =Др =О^ДЗВЯ'^ф(1 + V)^;О^ДЗВЯ'^ф(1 + V)^;1 vpg1 vpgiooL(i-v)iooL(i-v)-Рв5 \Н.-Рв5 \Н.(XL102)(XL102)
Др =
Др =
О^ДЗВЯ'^ф(1 + V)^;
О^ДЗВЯ'^ф(1 + V)^;
1 vpg
1 vpg
iooL(i-v)
iooL(i-v)
-Рв5 \Н.
-Рв5 \Н.
(XL102)
(XL102)
При/7= 1000, 2000 и 3000 м Др, определенные по формуле (XI.102), имеют значения 0, 232; 0,58 и 0,99 МПа соответственно.
При известных данных исследования скважины, коэффициентах фильтрационного сопротивления А и В максимально допустимый дебит (в тыс. м3/сут) можно определить по формуле
Q =Q =(XI.103)(XI.103)^А2+4 102Др(2рк-Др)В-А
Q =
Q =
(XI.103)
(XI.103)
2В
Если А = 2,15 сут ■ МПа2/тыс. м3, В = 3,75 10 3 (сут • МПа)2/(тыс. м3)2, kp = 0,232 МПа. рк = 10 МПа. то Q = 165 тыс. м3/сут.
Глава XII
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
Системой разработки газовой залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте. Управление этим процессом осуществляется посредством следующих технических мероприятий: а) определенного размещения рассчитанного числа добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности; б) установления технологического режима эксплуатации скважин; в) рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию; г) поддержания баланса пластовой энергии.
Комплекс исследовательских, профилактических и ремонтных работ, проводимых производственным персоналом предприятия, научно-исследовательскими институтами и специализированными организациями для поддержания проектного технологического режима эксплуатации всех элементов оборудования промысла, необходимого для производства товаров заданных кондиций, осуществляется в процессе эксплуатации залежи.
РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕИ ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, постройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обусловливают различные способы размещения добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.
На площади газоносности скважины размещаются равномерно и неравномерно. В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления рГг в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
К неравномерному относится размещение скважин в виде линейных, кольцевых или комбинированных цепочек (батареи), батарей из кустов скважин, произвольное размещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими
о | о | о I о I о I оо | о | о I о I о I оО j О i О j О I О I оО j О i О j О I О I оО I О I оО I О I о—I— О I о—I— О I оо I о I о I О I о j оо I о I о I О I о j оо | о I о | о j О I оо | о I о | о j О I о
о | о | о I о I о I о
о | о | о I о I о I о
О j О i О j О I О I о
О j О i О j О I О I о
О I О I о
О I О I о
—I— О I о
—I— О I о
о I о I о I О I о j о
о I о I о I О I о j о
о | о I о | о j О I о
о | о I о | о j О I о
Рис. 150. Схемы размещения скважин на площади газоносностиа - равномерная; б - батарейная; в - батарейно-кустовая
параметрами или в наиболее пригодных площадях с твердым грунтом в болотистой местности (рис. 150). При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.
Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа на залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным - уменьшение капитальных вложений и сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо- и конденсатопроводов, водопроводов, линий связи и электропередачи.
Наблюдательные скважины (примерно 10% добывающих) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений, в водоносной зоне около начального газоводяного контакта, в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре "кустов" при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа, перемещении газоводяного контакта, газо-, и водо- и конденсатонасыщенности пласта, направлении и скорости перемещения газа в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержания давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, добывающие - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, добывающие - в повышенной, купольной.
При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей.
Нагнетательные и добывающие скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются неравномерно на площади газоносности, в виде кольцевых или линейных цепочек скважин.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины.
Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающего дебит скважины при ее эксплуатации.
Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начальных пластовых давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газбвмещающего коллектора. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного (желонка М.А. Цайгера) и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (шумомеры, дебитомеры, измерители давления и температуры).
В практике эксплуатации газовых, скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.
В слабо сцементированных газовмещающих породах (песках, песчаниках) при отсутствии подошвенной воды
^-= С.(ХП.1)
dR R=RC
Дебит скважины рассчитывается по формуле (XI. 103), а градиент давления С - по уравнению
С = «Рет.х+^Йт„)/Р,™„-(ХП.2)
Здесь 5тах, р3 min - максимальный дебит и соответствующее ему забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается.
Для скважин, гидродинамически совершенных по степени и характеру вскрытия пласта,
д
/ Лс J
Для скважин, гидродинамически несовершенных по степени и характеру вскрытия пласта,
Ф = Ц / (^Зрат), V = Р*рат / (F32paT),(ХП.4)
где F3 - площадь фильтрации на поверхности забоя скважины.
Для скважины с открытым забоем, вскрывшей пласт на величину Ь,
F3 = Tn.Rcb.
Для скважины, полностью вскрывшей пласт, обсаженной эксплуатационной колонной и перфорированной,
F3 = 2п/?оИ.
Здесь п - число работающих перфорационных каналов; Ro - радиус полусферической
337
2 л/^ = Kdl, ^= 4dm,2 л/^ = Kdl, ^= 4dm,dydy№ат№ат
2 л/^ = Kdl, ^= 4dm,
2 л/^ = Kdl, ^= 4dm,
dy
dy
№ат
№ат
Рис. 151. Зависимости безразмерного дебита ^*(р,Л) от степени вскрытия пласта h при различных значениях р
каверны в пористой среде у перфорированного канала. Этот радиус часто определяют исходя из условия равенства поверхностей полусферы и цилиндрического перфорационного канала или по данным исследования скважины:
где d - диаметр перфорационного канала, / - его длина, зависящие от типа перфоратора и твердости горных пород.
В гранулярных коллекторах (песках и песчаниках) при использовании перфоратора ПК-103 радиус полусферы (в мм) можно определить из уравнения
/?() = 31,7т1/2; 0,15 т 0,3.
Здесь т - коэффициент пористости, дол. ед.
В карбонатных трещиноватых коллекторах (известняках, доломитах, ангидритах) радиус полусферы (в мм) находят из следующего выражения:
R^ = 150w/; 0,01 т 0,10.(ХП.6)
В крепких сцементированных породах при отсутствии подошвенной воды
Q = const, или рк- р3 = ^p = const,
где Q - дебит, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре.
Дебит скважин определяется по формуле
2S
фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2, не превышает 0,1 мм/год.
АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ "СРЕДНЕЙ" СКВАЖИНЫ
Существующая практика определения А^ и Вфи ее недостатки
Системой разработки газовой залежи в технологическом значении этого понятия называется управление процессом движения газа и воды в пласте.
В процессе проектирования систем разработки газовых меторождений производится обоснование условий отбора газа на забое скважины, расчет оптимальных конструкций эксплуатационных и нагнетательных скважин, глубинного оборудования ствола скважин для длительной и надежной эксплуатации, начальных дебитов газа по скважинам, устанавливается порядок ввода скважин в эксплуатацию, обосновывается режим эксплуатации месторождения с поддержанием пластового давления или без него, прогнозируется изменение дебитов газа, числа скважин по годам во время эксплуатации месторождения.
При большой площади газоносности месторождения, площадной и по разрезу неоднородности пласта, различиях условий вскрытия пласта получаются разные коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В в двучленной формуле притока газа в пласте к забоям скважин, полученные по данным исследований скважин на стационарных режимах до начала эксплуатации месторождения.
Определенные до начала эксплуатации скважин коэффициенты фильтрационных сопротивлений изменяются во время эксплуатации из-за изменения эффективных напряжений в породах призабойной зоны пласта в зависимости от давления и температуры, образования песчано-глинистой или жидкостной пробки на забое скважины, изменения структуры порового пространства в призабойной зоне пласта при образовании жидкой воды или испарении связанной воды, при формировании жидкого углеводородного конденсата в призабойной зоне и др.
При расчете как начального числа эксплуатационных скважин, так и его изменения во времени в процессе разработки возникают следующие методические проблемы: 1) какую методику расчета начального числа эксплуатационных скважин применить при ограниченном числе пробуренных и испытанных скважин? 2) как осуществить прогнозирование числа эксплуатационных скважин на будущее?
В практику проектирования систем разработки месторождений природных газов авторы работы [51] ввели понятие "средняя" скважина. Средней называется такая скважина, которая имеет средние глубину, длину шлейфа, конструкцию, оборудование ствола, коэффициенты фильтрационных сопротивлений А^ и В^, дебит и депрессию.
Введение понятия "средняя" скважина преследовало такие цели: 1) учесть неоднородность пласта по площади и разрезу, различие в коэффициентах фильтрационных сопротивлений пробуренных скважин; 2) упростить расчеты начального числа эксплуатационных скважин при недостаточной разведанности месторождения по площади и разрезу; 3) сделать возможными ориентировочные прогнозные расчеты изменения во времени потребного числа эксплуатационных скважин при недостаточном знании геолого-физических параметров пласта и их изменении по площади и разрезу.
Авторы работ [37, 51] предложили следующую методику определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений "средней" скважины Аср и Вср:
1 11и ,=11 11и ,=1дебит газа "средней" скважины принимается равным среднеарифметической величине
1 11
и ,=1
1 11
и ,=1
(XII.8)
разность квадратов давлений "средней" скважины Др^р принимается равной среднеарифметическому значению
(р; - р; )ср = ^р = 1 f д,?;(хп.9)
приток газа к "средней" скважине при средней величине Др2р = (р2к - р2)ср и среднем дебите 2ср описывается формулой
Др^^Ж+^йег(хп.ю)
приток газа к z-й скважине, расположенной на данном участке пласта, запишется так:
(/^-р^-Д^ + В^2.(ХП.П)
Просуммировав уравнения притока газа ко всем п скважинам, получим
^ = 1 АЙ+ 2 вд}.(хп.12)
/=11=1
Решая совместно уравнения (XII. 10) и (ХП.12) с учетом (XII.8) и (XII.9), авторы работ [37, 51] получили формулы для определения коэффициентов фильтрационных сопро-Решая совместно уравнения (XII. 10) и (ХП.12) с учетом (XII.8) и (XII.9), авторы работ [37, 51] получили формулы для определения коэффициентов фильтрационных сопро-тивлений "средней1£ АДтивлений "средней1£ АДскважины:«1 в^скважины:«1 в^5ср5срп I2 ‘I Qiп I2 ‘I Qi(XII. 13)(XII. 13)
Решая совместно уравнения (XII. 10) и (ХП.12) с учетом (XII.8) и (XII.9), авторы работ [37, 51] получили формулы для определения коэффициентов фильтрационных сопро-
Решая совместно уравнения (XII. 10) и (ХП.12) с учетом (XII.8) и (XII.9), авторы работ [37, 51] получили формулы для определения коэффициентов фильтрационных сопро-
тивлений "средней1£ АД
тивлений "средней1£ АД
скважины:
«1 в^
скважины:
«1 в^
5ср
5ср
п I2 ‘
I Qi
п I2 ‘
I Qi
(XII. 13)
(XII. 13)
Предложенная методика определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений Аср и Вср "средней" скважины имеет следующие недостатки.
Она предполагает, что пластовое (контурное) давление во всех скважинах одинаково, т.е. все скважины исследовались одновременно. Это условие редко может выполняться.
Она не учитывает условия отбора газа на забое скважины
Ч = с№«,^Ч = с№«,^R=R„R=R„Уф=const, ^Уф=const, ^УвУв
Ч = с№«,^
Ч = с№«,^
R=R„
R=R„
Уф=const, ^
Уф=const, ^
Ув
Ув
что необходимо делать исходя из определения системы разработки.
Принятые по условию определения Qcp и Др^р как среднеарифметические математически несовместимы. При определенных величинах Аср, Вср и Qcp невозможно получить по формуле (XII. 10) величину Др^, определенную по формуле (XII.9).
Коэффициенты Аср и Вср, определенные для разных величин пластовых (контурных) давлений и депрессий, различны.
Эти недостатки впервые были обнаружены авторами работы [75] еще в 1967 г., позже - авторами работ [48, 57, 60, 69].
В дальнейшем практика определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений при площадной и по разрезу неоднородности пласта и недостаточности данных о геолого-физических параметрах пласта совершенствовалась в трех направлениях: 1) разработка методики определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений Лср и Вср "средней" скважины, дающей одинаковые результаты при различных значениях пластового давления и условиях отбора газа на забое скважины [48, 57, 70]; 2) использование теории вероятности для определения средних значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений Лср и Вср, дебитов скважин [60, 69] путем прямого счета; 3) использование карт kh и ЭВМ для оптимизационных расчетов по определению числа и рационального размещения новых эксплуатационных скважин на основе экономических критериев. В последнем случае используется точное нелинейное дифференциальное уравнение, описывающее неустановившуюся фильтрацию природного газа в пласте по закону Дарси [97]. При этом коэффициенты фильтрационных сопротивлений Лф и В^ для расчетов не нужны.
Авторы работы [75] предложили следующую методику определения Лср и Вср: п скважин с экспериментально определенными коэффициентами фильтрационных сопротивлений Л, и В, заменяются на п газодинамически эквивалентных скважин с одинаковыми коэффициентами Лэ и Вэ. Для этого полагают, что при
[(Др)2], =[(Др2)]у =idem, /=1,л; j = l,m, (ХП.14)
где п - число экспериментальных скважин; т - число режимов исследований (т.е. различных значений депрессии), дебит эквивалентной скважины на j-м режиме равен среднеарифметическому дебиту экспериментальных скважин на у-м режиме.
11и L=iи L=iп£ Qiп£ Qi(ХП.15)(ХП.15)
1
1
и L=i
и L=i
п
£ Qi
п
£ Qi
(ХП.15)
(ХП.15)
С учетом (ХП.14) и (ХП.15) авторы работы [75] записывают следующую систему уравнений:
[(^^(e^+W^V-i й] +s/-i й1 ■(хп.1б)
'Vй 1=1i=l Jj
Далее из системы уравнений (XII. 16) определяют графически (Др2)/^э = /(<уэ) или с помощью метода наименьших квадратов коэффициенты Лэ и Вэ:
т Др.т
£ — %ср)7-£ ^cpjM );
(ХП.17)(ХП.17)(ХП.18)(ХП.18)7 = 1 $срР J j=iJ
(ХП.17)
(ХП.17)
(ХП.18)
(ХП.18)
mm ]
n £ qcp.i - £ ^cP
1=2V=1 У
ЛЕДр2-^:^-
«12 I m
^ £ 4cp.j— £ ^cp.y
где N - число принятых в расчетах депрессий по скважинам.
Исходные данные и результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений по методу [51] при различных значениях Др2 (в (кгс/см2)2)
№ п/п
А
• I03
1636,96
1760,64
1884
2007,04
Q
А<2
B.Q",
Qi
Aft
B,Q^
Q
AjQi
B,Q^
Q
A<2
B^
1
2.0
2.5
502,6
1005,2
631,5
529,6
1059,2
701,2
555,8
1111,6
772,3
581,2
1162.4
844,5
2
2,0
1,2
601,4
1202,8
434,0
636.9
1273.8
485,4
67 1,5
1343,0
541,2
705,2
1410,4
596,7
3
0,2
1.65
937,2
187,4
1449,3
974,2
194,9
1565,9
1009,7
201,9
1682,2
1043,9
208,8
1798,0
4
9.3
1.4
171,6
1595.8
41,2
184,2
1713.1
47,5
196,7
1829,4
54,2
209,2
1945,6
61,3
5
2,4
1.4
579,9
1247,7
378,4
551.6
1323,8
425,9
582,6
1398,0
475,2
612,7
1470,5
525,6
6
1,0
0,7
973,5
973,5
663,4
1025,1
1025,1
735,6
1075,0
1075,0
808,9
1123,5
1123,5
883,6
7
1,9
1,6
579,0
1100,1
536,4
611,6
1162,0
598,5
643,2
1222,1
661,9
673,9
1280,4
726,6
8
1,5
2,0
604,3
906,5
730,4
635,4
953,1
807,5
665,5
998,3
885,8
694,6
1041,9
964,9
9
7,6
1,3
207,9
1580,0
56,2
223,1
1695,1
64,7
238,2
1810,3
73,7
253,1
1923,6
83,6
25097,4
9799*
4920,83*
5371,7
10400
5432,2
5638,2
10989,6
5955,4
5897,3
11567,1
6484,5
Цп 566,4
1,9222*
0,001694*
596,8
1,936
0,0017
626,5
1,949
0,00168
655,3
1,961
0,00168
- TAtQi / EQ;
4‘ ^р = лщс/(вд2.
Порядок вычислений следующий. Задаются различные депрессии в диапазоне реальных возможных величин (например, 3, 6, 9 и 12 кгс/см2). Затем по этим депрессиям по известным значениям для каждой скважины Aj и 5, определяют дебиты реальных скважин. Далее находят среднеарифметические значения дебита по всем скважинам при каждой депрессии. После этого строят график зависимости Ар^Яф = =Л^ср), по которому определяют А3 и Вэ [или по формулам (ХП.17) и (XII.18)].
По коэффициентам Аэ и В3 можно получить средний дебит по всем скважинам месторождения для любой величины пластового давления и для любой депрессии (т.е. для любого условия отбора газа на скважине), что нельзя было сделать по методике [51]. Полученные путем расчета по формуле р„л-р2 = Аср0ср + 5cpQcP значения Qcp должны сравниваться с расчетами по формулам рлл - р23 { = A,Qi? + В £2 и использо
ваться для определения 0ср = ^ ZQ, при одинаковых условиях отбора газа на сква
жинах.
Пример 1. Определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений "средней" скважины различными методами по исходным данным, приведенным в табл. 47.
рпл = 160 кгс/см2;
Д/?1 = рпл ~Рз 1 = 5>2 кгс/см2; Др2 = 5,6; Дрз = 6; Др4 = 6,4 кгс/см2.
Рассчитаем Лф и Вф для всех дебитов и депрессий, приведенных в табл. 47.
ТАД 42755,7" EQ 22004,6ТАД 42755,7" EQ 22004,6= 1,943;= 1,943;
ТАД 42755,7
" EQ 22004,6
ТАД 42755,7
" EQ 22004,6
= 1,943;
= 1,943;
= 0,00168.= 0,00168.nEB,Q? _ 205136,1 [EQ]2 “ 1.24-108
= 0,00168.
= 0,00168.
Подсчитаем Др/р двумя методами: Ар2 ср = ^- = 2007,04 (кгс/см2)2;
по формуле при Аф = 1,961; Вф = 0,00168; Оф = 655,3 тыс.м3/сут ^ср = А:рО:р + ®ср^р ’
ДРф= 1,961 ■ 655,3 + 0,00168 • 42,9 ■ 104 = 1906 (кгс/см2)2.
Из данных расчетов следует, что Ap|-cp > Ар/р и
1ш Ар2£е^=(2007^
Др2 ф2007
Определим Лф и Вф по методике из работы [51], используя данные табл. 47.
Для этого найдем отношения Др/ / Q^,-:
2^96 = 2,884; ^64 = 2,955; ^ = 3,01; 2007Ю4 =
566,4596,8626,5655,3
По графику зависимости Др2 / Q.pj = /(Qpj) найдем:
Лф = 1,13 (сут/гыс. м3)(кгс/см2)2;
Вф = 0,0031 (сут/гыс.м3)(кгс/см2)2.
Из данных табл. 47 следует, что для разных значений постоянных депрессий Лф изменяется от 1,922 до 1,961; Вф - от 0,00168 до 0,0017. При учете всех дебитов и различных значений депрессий Лф = 1,943, Вф = 0,00168.
Одинаковые постоянные значения Лф = 1,13 и Вф = 0,0031 получаются по методике из работы [75].
Исходные данные и результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений по методу [51 ] при различных значениях Др2 (в (кгс/см2)2)
№ п/п
А
А
0 при
Др2 =471
Ар^ =924
| А# = 1359
Др^ = 1776
1
6,98
0,0602
47.8
79,0
103,0
112,3
2
3,06
0,0303
84,7
130,5
166,5
196,0
3
1,94
0,0070
155,5
250,0
323.0
384,0
4
3,24
0,1550
45,7
67,6
83,8
97,0
5
6,29
0,0500
51,2
83.5
108,8
129,5
6
2,90
0.0028
140,7
256,0
350,0
432.0
Пример 2. Определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений "средней" скважины по данным, приведенным в табл. 48.
Определим Ар и Вср при различных депрессиях по формулам (XII. 13) при рп =80 кгс/см*:
№ п/п
1
Ар*. (кгс/см2)2Др,кгс/см*
4713
2
3
5
5
6
9246
13599
177612
177612
4713
£0 =868,5; XAQ, =2900;£0 =868,5; XAQ, =2900;Л ZAQ 2900 -,3
£0 =868,5; XAQ, =2900;
£0 =868,5; XAQ, =2900;
Ап = ™ ■ == 3,34 сут/тыс.м-;
£0868,5"
VLQf = 756000; 2Вб- = 3853.6; й.п = Z^XS^ == 0,0306 сут/тыс.м3.
ср [20]75.6104
Определим Ар и Вср при одинаковых депрессиях, указанных в табл. 48, при АрГ = 471 (кгс / см* )*:
2 0 = 524,6; 2А0 = 1796,6; Ар = 3.373;
[У 0]2 = 275205; У В. 02 = 1047,5; В.п = 6'1047’5 = 0,02286.
*р 275205
Аналогично
при Ар^ = 924 (кгс/см*)*
£0 = 866,6; ^А^= 2923,2; ^=3,373;
[£0]2 = 742116; £S,02 = 2615.3; 5ер =0,02112;
при Арз = 1359 (кгс/см2)2
£0 = 1135,1; IAS, =3829; АР =3,373;
[£0]2 = 1288452; £В,02 = 4315,1; Вср = 0.01992;
при Ард = 1776 (кгс/см2)2
2 0 = 1350,8; 2А0 = 4509; Ар = 3,373;
[£0]2 = 1824661; £В,02 =5894,3; Вср = 0,01938.
Определим Ар и Вср для всех дебитов при всех различных депрессиях, приведенных в табл. 48: XAQ.lSOW.^i;
Р £03877.7
Изменение во времени среднего дебита газа но скважинам месторождения Дая-Хатын
Рип
Рз
Дебит газа по скважинам, тыс.м3/сут
Средний дебит скважины по залежи, тыс.м3/сут
кгс/
2 СМ
СКВ. 1
скв. 2
СКВ. 3
скв. 4
скв. 5
СКВ. 6
скв. 7
198
168
52,2
32,7
224,7
224,8
61,6
120,6
40,4
108,1
180
150
47,2
30,1
208,4
109,6
56,1
111,5
37,2
100,0
150
120
38,9
25,5
179,6
182,6
47,4
95,4
31,5
85,8
120
90
30,5
20,7
148,4
152,9
38,2
78,1
25,5
70,6
90
60
21,9
15,5
113,8
119,5
28,4
59,2
19,0
53,9
60
30
13,2
9,8
74,5
80,5
17,8
38,1
12,0
35,1
40
10
7,4
5,7
44,5
49,6
10,2
22,4
6,9
20,9
В ЛА'^В^ _ 24 13872,2 ср [EQ]2140319 04
= 0,02208.
Из приведенных расчетов следует, что метод [51] не дает однозначных, правильных коэффициентов Аср и Вф, которые можно использовать для определения как начального числа эксплуатационных скважин, так и прогнозных расчетов на будущее.
Определим Лрс2р, если ^ср = 3,34; Вср = 0,03 и Qcp = 868,5/6 = 144,6 тыс.м3/сут:
Др? = Х^ = У21 = п30 (кгс/см2)2;
р и 6
Др2р = 3,34 • 144,6 + 0,03 • 209 • 104 = 1109 (кгс / см2 )2.
Из расчета следует, что Арф > &р^р.
М.М. Саттаров и А.И. Пономарев в работе [69, с. 33] отмечали: "Изменение перепада давления при разработке залежи требует пересчета А и В... Дебит газовой скважины зависит также от ограничений, накладываемых при установлении технологического режима".
В работе [57] И.С. Павлюх путем расчетов показал влияние условий отбора газа на скважине на величину коэффициентов фильтрационных сопротивлений "средней" скважины для газовых месторождений Западной Украины: Пынянского, Бильче- Волицкого и Южно-Угерского. Он утверждал: "В зависимости от технологического режима работы скважины для одной и той же залежи при различных способах осреднения получаются разные средние значения фильтрационных коэффициентов Аср и 5ср. В практике часто бывают случаи, когда расчеты вариантов разработки производятся при одном технологическом режиме с последующим переходом на другой. В связи с этим при расчетах вариантов разработки залежи в случае изменения режима необходимо определить новые значения средних коэффициентов А и В" [57, с. 24].
И.С. Павлюх рекомендует применять следующий порядок расчета АсриВср: 1)для нескольких значений пластового давления по известным значениям А, и В; и постоянной депрессии или другому условию отбора газа 5 подсчитать Q,; 2) определить средний дебит по формуле Qcp = EQ./щ 3) по графику зависимости (2рпл8ср - 62р) / Qcp = /(Qcp) или аналитически определить Аср и В^.
Аналогично поступаем при р3 = const; Q = ср3; р^ = const. В работе [48] Ф.И. Макушев показал влияние метода осреднения на численные значения коэффициентов Аср и Вср на примере месторождения Дая-Хатын. В табл. 49 приведены данные, заимствованные из статьи [48].
Сравнение дебитов "средней" скважины, рассчитанных различными методами, с фактическими
Рпл
Рз
£Р [51], ^=73,1, Вер =0,36
^р [75], ^=66,42, Вср = 0,32
^р [48], ^=63,5, Вср = о,36
кгс/<
гм2
198
168
100,5
108,5
107,5
108,1
180
150
92,9
100.4
99,6
100,0
150
120
79,6
86,2
85,6
85,8
120
90
65,2
70,7
70,8
70,6
90
60
49,5
53,8
54,2
53,9
60
30
31,9
34,8
35,4
35,1
40
10
18,8
20,5
21.1
20,9
Средний дебит рассчитан по формуле Qcp = £S, / « (табл. 50). Дебиты скважин при различном пластовом давлении определены по известным значениям Ah В, и Ар, по формуле р^л - р^ = АД + ВД\
Ф.И. Макушев отмечает, что расчет по методу [51] в конкретном примере при постоянной величине принятой депрессии (Ар = 30кгс/см2) дает ошибку ±(7-10)%. "Однако эта точность соответствует только определенной депрессии на пласт. При расчете изменения дебита скважин при депрессии на пласт, отличной от значения, при котором производилось определение средних Аср и Вср, погрешность метода сильно возрастает".
М.М. Саттаров и А.И. Пономарев [69] отмечают: "Так как реальные пласты всегда неоднородны, а исходная информация, как правило, недостаточна, то нужно создать такие расчетные модели месторождения, которые учитывали бы эти особенности. Создать такие модели можно, широко привлекая методы теории вероятностей и случайных функций. Теоретические построения при этом должны подтвердиться всей совокупностью статистических данных. Анализ фактических данных показывает, что распределение эффективной мощности и проницаемости с достаточной точностью можно описать логарифмически нормальным законом, распределениями Пирсона, Максвелла и др."
На примерах газовых залежей Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак эти авторы доказывают совпадение теоретического, по Максвеллу, и эмпирического (фактического) распределения коэффициентов АиВ.
Ю.А. Поляков [60] построил кривые плотности распределения вероятностей и интегральные функции коэффициента фильтрационного сопротивления А по IX и X горизонтам месторождения Газ ли, Северо-Ставропольскому, Оренбургскому, Вуктыльскому и Медвежьему месторождениям (табл. 51).
Ю.А. Поляков [60] отмечает: «Как видно из таблицы, логнормальный закон распределения в наибольшей степени соответствует изменению коэффициента фильтрационного сопротивления (А) по скважинам Оренбургского и Северо-Ставропольского месторождений и в меньшей степени для IX горизонта Газли... для получения представительных и устойчивых коэффициентов неоднородности необходимы либо предварительный отбор коэффициентов продуктивности с учетом их веса, либо предварительное преобразование последних. В этом смысле закон распределения коэффициента А создает благоприятные условия для оценки степени его изменчивос
ти с использованием коэффициента вариации Vln А = ЯМА. При этом может произво- 1п А
Данные о вероятностном распределении коэффициента А по месторождениям [60]
Показатель
Северо-Ставропольское
Газли
Вуктыльское
Оренбургское
Медвежье
К
X
Число скважин6571493919(13)18
Минимальное значение Л0,010,0250,050,560,750,10
Максимальное значение Л1,440,950,64186,214,4(3,8)0,51
Среднее значение In А1,722,111,522,471,00(0,74)1,38
Среднее значение о1пд0,850,770,481,090,75 (0,51)0,5 3
Коэффициент вариации0,500,360,310,440,75 (0,69)0,38
ИпА
Вероятность р(А.)0,960,891,001,001,000,94
х2 г = 21,711,55,66,22,004,5
Вероятностьр(х2), г = 2°,400,0050,050,050,400,10
Примечание, г - число степеней свободы; г = к - л; к - число разрядов; s - число наложенных связей.
диться известная для нормального закона "отбраковка" преобразованных коэффициентов А по правилу трех сигм».
Дебит скважины в общем случае при нелинейном законе фильтрации с учетом условий отбора газа можно выразить формулой
б =(ХП.19) 2(в+0) vib+q)2 в+е
где значения 0 и Ар* определяют исходя из условия отбора газа на скважине:
Рпл ~ Рз=^Р = const; 0 = 0; Ар* = 2 • Ар;(ХП.20)
Р3 = const; 0 = 0; Ар* = р2л- р2;(ХП.21)
ру = const; 0 = 0^ Ар* = р2л -p2e2S;(ХП.22)
Рнтс = const; 0 = 0! + 02<?25;Ар* = р2л - Рнтс^25»(ХП.23)
сф =6/р3 = const; 6 = Ц-;Ар* = рлл;(ХП.24)
Скр
0j и 02 - коэффициенты, характеризующие потери давления в колонне НКТ и с 0,03415 AL
шлейфовых газопроводах; 5 =^=; рпл; р3; р ; рНтс ~ абсолютные давления в
гТ
пласте, на забое, устье и на входе в установку низкотемпературной сепарации.
Среднее значение дебита скважин, зависящего от двух случайных величин А и В и неслучайных констант 0 и Ар*, согласно [69], будет равно
Qcp = И ДА, B)q(A, B)dAdB,(ХП.25)
о о
где ДА, В) - плотность распределения системы двух случайных величин А нВ.
М.М. Саттаров и А.И. Пономарев, принимая А и В за независимые переменные и ДА, В) по Максвеллу, получили после интегрирования уравнения (ХП.25) следующую формулу для расчета среднего дебита скважин:
(XII.26)(XII.26)еср=^ч-М
(XII.26)
(XII.26)
где
<xil27)
Ф(Ц) = 4- J (Г-ф^г „^ 5k;(ХП.29)
ц = —; ; = A,(XII.30)
2л]Ар*В" A
где До и Bn - параметры распределения:
А0 = Аср/2; В0 = Вср/2; В" = B + Q}+Q2e2s \ 9|+92е25 = 9; Я"=2В0+9.
Предложенный М.М. Саттаровым и А.И. Пономаревым [69] метод определения дебита "средней" скважины (среднего дебита скважин) "основан на более широком использовании геолого-промысловой информации о степени неоднородности пластов, имеет более высокую точность и позволяет определить средний дебит для различных Др* и |3 прямым счетом, что облегчает проектные расчеты".
Оценивая преимущества метода использования теории вероятности и случайных функций, отмеченные авторами работы [69], следует указать на определенные трудности и неопределенности в его применении: 1) необходимость предварительного выбора случайной функции распределения коэффициентов А и 5; 2) доказательство отсутствия или наличия функциональных связей между ними; 3) предварительный отбор коэффициентов А и В с учетом их веса или их преобразования [60]. Следовательно, до выполнения прямого счета по формуле (XII.25) необходимо выполнить трудоемкую предварительную работу.
Определение числа эксплуатационных скважин и рационального их размещения в структуре и на площади газоносности можно произвести оптимизационными методами на основе экономического критерия. Для этого надо иметь карты kh, mh, ЭВМ, план отбора газа из месторождения во времени.
К. Котс в работе [97] решает следующую задачу. Для данного месторождения известны: форма, размеры, неоднородность геолого-физических параметров (заданы карты kh и mh), текущие запасы газа в залежи, число эксплуатационных скважин, изменение общего отбора газа из месторождения во времени, минимально допустимое давление во времени.
Необходимо определить порядок бурения некоторого числа скважин в разрешенных местах таким образом, чтобы в каждый момент общее число пробуренных скважин было минимально. Задача решена без экономического критерия, который сформулирован в постановке задачи: определить такое размещение определенного числа скважин и порядок ввода их в эксплуатацию, при котором минимальна современная стоимость всех дополнительно пробуренных скважин.
Ищется минимум функционала
F = c^ e'rfn,(XIL31)
Л = 1
где с - современная стоимость бурения, оборудования и освоения одной эксплуатационной скважины; п - число скважин; / - коэффициент дисконтирования, г = 9,15; N -
общее число пробуренных дополнительных скважин к моменту прекращения эксплуатации месторождения.
Полученное решение плоско-радиальной задачи основано на предположении о равномерно не установившейся фильтрации газа в пласте в определенные интервалы времени, т.е. считается, что скорость изменения давления в любой точке пласта постоянна и равна скорости изменения среднего давления в месторождении:
= const == const =г > tг > tдр. Эг ’др. Эг ’(ХП.32)(ХП.32)'pm ) Р^ Mj 4 ''pm ) Р^ Mj 4 '(ХП.ЗЗ)(ХП.ЗЗ)
= const =
= const =
г > t
г > t
др. Эг ’
др. Эг ’
(ХП.32)
(ХП.32)
'pm ) Р^ Mj 4 '
'pm ) Р^ Mj 4 '
(ХП.ЗЗ)
(ХП.ЗЗ)
Г.У. Розенвальд и Дж.У. Грин в работе [106] решают следующую задачу. Задан отбор газа из подземного хранилища во времени, возможные места бурения будущих скважин известны. Из всех возможных мест надо выбрать такие, чтобы заданный отбор газа во времени удовлетворялся определенным (минимальным) числом скважин, а также определить порядок их ввода в эксплуатацию.
Задача решается оптимизационным методом совместно с математической моделью месторождения (подземного хранилища газа).
РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЕБИТА И ДАВЛЕНИЯГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или на устье скважины во время эксплуатации необходимо на рабочей струне скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и обработки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.
Дебит (давление) изменяется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемых штуцеров постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемых штуцеров; 3) регуляторов давления; 4) расширительных машин.
На рис. 152 изображены схемы нерегулируемых штуцеров, на рис. 153 - сверхзвукового регулируемого штуцера с тангенциальным вводом газового потока. Штуцер регулируемый ШР-12 предназначен для ручного регулирования дебита газовых скважин изменением площади проходного сечения для газового потока. Он может быть выполнен в сероводородостойком исполнении для регулирования дебита газовых скважин, в продукции которых объемное содержание как сероводорода, так и углекислого газа не превышает 6% (ШР-12С). Выпускаются регулируемые штуцеры различных типов и конструкций на различное давление, с разными диаметрами проходного сечения, например штуцер регулируемый, прямоточный типов ШПР-50- 210, ШПР-62-360, регулируемый штуцер с тангенциальным вводом РШТ-3 и др.
Сообщение сверхзвуковой скорости газовому потоку приводит к значительному понижению температуры газа. Процесс преобразования давления газа в скоростной напор в сверхзвуковом сопле с достаточной точностью можно считать адиабатическим. Расчет конического сверхзвукового штуцерного сопла (см. рис. 153) по заданным давлению, температуре и плотности газа до штуцера, давлению газа после штуцера и объемному расходу газа можно провести по следующим формулам.
Скорость газа (в м/с) на выходе из расширяющегося сопла
Г /\(fc-l)/i"
(ХП.34)(ХП.34)2 ^о 1- А
(ХП.34)
(ХП.34)
(^ — Dpo VPoJ
где к - коэффициент адиабаты газа при р0 и То; р0, рх - абсолютные давления газа до и после штуцера соответственно; pg - плотность газа при р0 и Т^.
Рис. 152. Схемы нерегулируемых штуцеров
а - быстросъемный угловой; б - между- фланцевый
Рис. 153. Регулирующий штуцер
/ - труба Вентури; 2 - тройник; 3 - сальник; 4 - запорная ручка; 5 - ручной штурвал; 6 - конический канал; 7 - наконечник
Критическая скорость газа (в м/с)
= L_L_ Ри(xii.35)
к V(k-l) р0"
Коэффициент скорости газа в выходном сечении сопла
X = w/wK.(ХП.36)
Диаметр критического сечения сопла (в см)
f—(ХП.37)
где z0 - коэффициент сжимаемости газа при р0, То; А - относительная плотность газа по воздуху; 50 ~ объемный расход газа, м3/сут.
Диаметр выходного сечения сопла (в см)
/ .,xl/2
J = 21O"3J = 21O"3(ХП.38)(ХП.38)Mz0RT0)m Г— Q, V к )
J = 21O"3
J = 21O"3
(ХП.38)
(ХП.38)
Длина расширяющейся конической части штуцерного сопла (по заданному углу конусности)
(ХП.39)(ХП.39)/ = d"dK 2tg(a/2)’
(ХП.39)
(ХП.39)
где d, dK - диаметры выходного и критического (минимального) сечения сопла соответственно; a - угол конусности расширяющейся части сопла (6-8°).
РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Режим эксплуатации газового месторождения определяется доминирующей формой пластовой энергии, используемой в процессе разработки, т.е. доминирующей пластовой энергией, движущей газ, нефть или воду к забоям добывающих скважин.
При эксплуатации залежи одновременно могут проявляться разные формы пластовой энергии, преобладающие в различные периоды: 1) потенциальная энергия жидкости в поле тяготения; 2) потенциальная энергия деформации жидкости; 3) потенциальная энергия деформации пласта; 4) потенциальная энергия свободного газа; 5) потенциальная энергия окклюдированного газа.
Режим эксплуатации пласта влияет на: 1) конструкцию скважины; 2) дебит скважины; 3) размещение скважины на структуре и площади газоносности; 4) систему сбора и подготовки газа, конденсата и нефти; 5) коэффициент газо- и нефтеотдачи; 6) оборудование и технологический режим работы конденсатоперерабатывающего завода; 7) диаметр, толщину стенок труб и технологические параметры работы начального участка магистрального газопровода большой длины; 8) все технико-экономические показатели системы дальнего газоснабжения.
Важно использовать естественные геолого-физические условия эксплуатации залежи или систему искусственных мероприятий для воздействия на пласт, чтобы создать такой режим эксплуатации, при котором получаются наилучшие технико-экономические показатели по системе газоснабжения в целом.
Рис. 155. Схема вскрытия пласта при кустовом размещении скважин1,2 - скважины: 1 - добывающие, 2 - наблюдательные; 3 - условные литологические границы; 4 - газоводяной контактРис. 155. Схема вскрытия пласта при кустовом размещении скважин1,2 - скважины: 1 - добывающие, 2 - наблюдательные; 3 - условные литологические границы; 4 - газоводяной контакт
Рис. 155. Схема вскрытия пласта при кустовом размещении скважин
1,2 - скважины: 1 - добывающие, 2 - наблюдательные; 3 - условные литологические границы; 4 - газоводяной контакт
Рис. 155. Схема вскрытия пласта при кустовом размещении скважин
1,2 - скважины: 1 - добывающие, 2 - наблюдательные; 3 - условные литологические границы; 4 - газоводяной контакт
Рис. 154. Зависимости средневзвешенного по объему порового пространства пласта приведенного давления р / г от объема извлекаемого газа из залежи <2Д
Режим: 1 - газовый (Qq = const); 2 - упруговодонапорный (Оф * const,/?/? * const); 3 - жесткий, водонапорный (р/? = const)
До начала эксплуатации залежи предположительно можно судить о будущем режиме эксплуатации по: а) геологической аналогии; б) данным расчетов о продвижении воды; в) опыту эксплуатации газовых залежей.
Во время эксплуатации залежи ее режим устанавливается достоверно по следующим фактическим данным: а) обводнению скважин краевой или подошвенной водой; б) перемещению газо- и водонефтяного контактов; в) форме графика зависимости приведенного средневзвешенного по объему порового пространства залежи давления plz от объема извлеченного из залежи газа (нефти) бг Типичные зависимости р! z о бд изображены на рис. 154.
Для зависимости p/z от Qa 1 преобладающая форма пластовой энергии - потенциальная энергия упругого расширения газа. Существенного изменения начального газонасыщенного объема порового пространства пласта во времени не происходит, т.е. Qo = const. При одинаковом темпе отбора газа, как и для зависимостей 2 и 3, темп уменьшения давления в залежи наибольший и постоянный. Режим эксплуатации залежи в этом случае называется газовым. Зависимость р / z от бя 3 указывает на неизменность во времени начального приведенного пластового давления. При этом начальный газонасыщенный объем порового пространства залежи существенно уменьшается за счет поступления пластовой воды в газонасыщенную часть залежи. Пластовая вода вытесняет газ, который при этом почти не расширяется. Режим эксплуатации залежи называется жестким, водонапорным. Этот режим в практике разработки газовых залежей встречается редко. Чаще встречается упруговодонапорный режим 2.
Вначале незначительное продвижение воды в залежь практически не влияет на р I z. Далее зависимость р/ z от 5Д отклоняется вверх от линии газового режима. Во 352
многих случаях на криволинейной зависимости р / z от 2Л имеется прямолинейный участок, по которому для газовых залежей массивного типа можно определить начальные запасы газа и начальную газонасыщенность обводненной зоны.
При разработке крупных по площади газоносности и запасам газа месторождений пластового типа с большим числом установок комплексной подготовки газа (УКПГ) отдельные части месторождения (УКПГ) вступают в эксплуатацию в разное время. Разница во времени ввода в эксплуатацию первой и последней УКПГ может достигать 5-7 лет и более.
Разновременность ввода в эксплуатацию УКПГ приводит к тому, что части месторождения эксплуатируются при различных режимах, от газового в районе строительства последней УКПГ до жесткого водонапорного в районе эксплуатации первой УКПГ.
Для крупных газовых месторождений большое практическое значение имеют очередность строительства УКПГ, темпы отбора газа на различных частях месторождения (производительность УКПГ), изменение давлений в газонасыщенном пласте в пространстве и во времени. Особенно сложно определить среднее давление в месторождении и рассчитать запасы газа в нем по методу падения среднего давления.
Возможны различные методы (очередность) строительства УКПГ и ввода частей месторождения в эксплуатацию: 1) поступательный (однонаправленный) вдоль продольной оси складки; 2) центрально-поступательный (двухсторонний) от периферии к своду (центру) складки; 3) периферийно-поступательный (двухсторонний) от центра складки к периферии.
Практика показывает, что во многих случаях осуществляется поступательный вдоль продольной оси складки метод. В этом случае первая УКПГ строится на периклинали, ближайшей к началу магистрального газопровода, в том же порядке строятся дожимные компрессорные станции (ДКС), постепенно удлиняется промысловый газосборный коллектор.
При эксплуатации крупных по запасам газа газовых месторождений массивного типа с большой газонасыщенной толщиной применяются аналогичные методы очередности строительства УКПГ.
На установление режимов эксплуатации различных частей крупных газовых месторождений массивного типа большое влияние оказывают метод вскрытия продуктивной газонасыщенной толщи скважинами, темп отбора газа из различных частей (объемов) порового пространства пласта по разрезу, характер продвижения подошвенной воды в газонасыщенную часть залежи.
При эксплуатации месторождений батареями кустов из четырех-пяти скважин центральная скважина перекрывает обсадной колонной всю толщу, вскрывает водонасыщенную часть под газоводяным контактом (ГВК). Она является наблюдательной. Две скважины вскрывают газонасыщенную часть, не доходя до ГВК на 20 и 50 м, две другие вскрывают сверху газонасыщенный разрез, не доходя до ГВК на 100 и 150 м (рис. 155). Наибольший отбор газа производится из верхней части разреза, меньше - из средней и минимальный - из нижней, приконтактной области месторождения.
Основная задача дифференцированного метода вскрытия разреза - равномерная выработка месторождения и создание условий для предпочтительного движения подошвенной воды снизу вверх.
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Методы увеличения дебитов газовых скважин начали применяться с 1950 г. на месторождениях Украины и Саратовской области. Основными методами интенсификации притока газа были солянокислотная обработка (СКО) и торпедирование скважин. В дальнейшем получили распространение спирто-солянокислотная, пенокислотная, спирто-пенокислотная, поинтервальные обработки, перфорация скважин под
давлением в газовой среде, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация.
Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эсплуатации пласта, пластовых давлениях можно увеличить за счет снижения фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это происходит вследствие образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.
Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.
Физико-химические: солянокислотная обработка (СКО); термокислотная обработка (ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом.
Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв.
Комбинированные: ГРП + СКО; ГПП + СКО.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минерального состава пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.
СКО и ТКО призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабо проницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой (так называемой грязевой) кислотами.
СКО основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При этом происходят следующие химические реакции:
в известняках
2НС1 + СаСО3 = СаС12 + Н2О + СО2;
в доломитах
4НС1 + CaMg(CO3)2 = СаС12 + МаС12 + 2Н2О + 2СО2.
В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8-15%-ную соляную кислоту. Заводы поставляют концентрированную техническую соляную кислоту. На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации. Характеристика соляной кислоты приведена ниже (в %):
на
Ге
SO3
Синтетическая, техническая (ГОСТ
31
0,02
0,05
857-78)
Техническая, I сорт
27,5
0,03
0,4
Для предотвращения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (СН2О), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, дисолван 4411, нейтрализованный черный контакт (НЧК).
Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции, - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.
Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода -» ингибиторы —> стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) —> техническая соляная кислота -> хлористый барий -» интенсификатор.
В скважину нагнетается от 0,5-0,7 до 3-4 м3 кислоты на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на авто-
Рис. 156. Схема гидроперфоратора АП-3,5-V
1 - корпус насадки; 2 - насадка; 3 - корпус перфоратора; 4 - шариковый клапан; 5 - хвостовик
машине, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА- 302М, 2АН-50О. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6-8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, характеризующий качество вскрытия пласта скважиной (XI.73), и увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.
Торпедирование, ГРП, ГПП и ядерные взрывы обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.
ГРП приводит к раскрытию имеющихся в пласте трещин или образованию новых при помощи закачки в скважину жидкости разрыва под высоким давлением и к удержанию их в раскрытом состоянии за счет закачки в трещину песка. В качестве жидкостей разрыва и песконосителя используются водоконденсатные, водокислотноконденсатные эмульсии, водный раствор дисолвана, карбоксиметилцеллюлоза, кислотно-керосиновый гель и др.
ГРП проводят при помощи агрегатов 2АН-500 и 2АН-700, развивающих давление соответственно 50 и 70 МПа.
В промытую, очищенную скважину спускают фонтанные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают
разобщитель (пакер). Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегат для нагнетания жидкостей.
Момент разрыва пласта фиксируется по значительному увеличению приемистости скважины или снижению давления нагнетания.
После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель, продавливают ее в пласт, нагнетая в скважину продавочную жидкость, в качестве которой часто используют жидкость разрыва. Затем устье скважины закрывают до полного падения давления. В дальнейшем скважину промывают, очищают от песка, осваивают, исследуют для определения эффективности ГРП. При первом ГРП в образующуюся трещину закачивают 5-6 т песка, при последующих - до 20 т.
В США (штат Канзас) применяют следующую методику ГРП. В скважину закачивают дизельное топливо с добавками, снижающими поверхностное натяжение, затем вводят 7,5-11,5 м3 загущенной кислоты, в которой содержится 240 кг/м3 песка, после этого снова закачивают 3,8—5,5 м3 7,5%-ной соляной кислоты с теми же добавками. Остатки кислоты из труб вымывают водой, принимая меры против попадания ее в пласт. Гель, задавленный в пласт, разрушается, превращаясь в жидкость с небольшой вязкостью. Песок остается в трещине, а жидкость возвращается в скважину при последующем ее свабировании.
ГПП предназначена для создания каналов сообщения пласта и скважины с помощью абразивного воздействия твердой фазы (песка), находящейся в струе жидкости, на металлическую обсадную колонну, цементный камень и горные породы.
Скважину задавливают меловым раствором и спускают в нее фонтанные трубы с гидропескоструйным перфоратором, устанавливаемым в намеченном для проведения перфорации интервале. В качестве гидроперфораторов используют перфораторы типа ИП-6, АП-2-V, АП-3,3-У и др. Схема гидроперфоратора AH-3,5-V приведена на рис. 156.
РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ДЕФОРМИРУЕМОМ ПЛАСТЕПРИ ФИЛЬТРАЦИИ РЕАЛЬНОГО ГАЗА ПО ЗАКОНУ ДАРСИ
Распределение давления в различных точках пласта в различные моменты времени можно рассчитать интегрированием нелинейного дифференциального уравнения в частных производных параболического типа (XI.46), описывающего неустановившую- ся фильтрацию реального газа в деформируемом пласте при соответствующих начальных и граничных условиях. Дифференциальное уравнение (XI.46) решают одним из численных методов, используя для расчетов ЭВМ.
В последнее время при прогнозировании изменения давления в газовых залежах с большим этажом газоносности стали использовать методы решения задач фильтрации жидкости и газа в пористой среде в вариационной постановке. Использование вариационной постановки задач фильтрации в сочетании с методом конечного числа элементов, на которые разбивается весь объем неоднородной пористой среды, позволило решить ряд сложных задач фильтрации жидкости. В нашей стране впервые вариационные принципы к решению задач фильтрации газа в пористой среде применили Ю.Н. Васильев, В.А. Черных [10]. При помощи этого мощного, весьма прогрессивного метода были рассчитаны изменения давления в газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения, газонасыщенный пласт которого представлен карбонатными, трещиновато-пористыми породами, и Медвежьего газового месторождения с песчаным газонасыщенным пластом. Разработанная во ВНИПИАСУ Газпром математическая модель расчета изменения давления в пласте при трехмерной неустановившейся фильтрации газа используется в подсистеме АСУ разработкой газовых месторождений. Этот метод решения трехмерных задач фильтрации заключается в следующем.
К линеаризованному уравнению фильтрации газа
(XII.40)(XII.40)<)рА 1 Г д Л, Эр Лддр)д Гдр
(XII.40)
(XII.40)
dfткт дх V ох )дх уду)ог Vdz
применяют преобразование Лапласа по времени и для преобразованного уравнения и граничных условий находят функционал
^Р.) = Л1 V^Р.) = Л1 V^2 кт^2 кт>dxdydz ->dxdydz -
^Р.) = Л1 V
^Р.) = Л1 V
^2 кт
^2 кт
>dxdydz -
>dxdydz -
(XII.41)(XII.41)-2Д ^p.dfi + JJ ар.2<Ю,
(XII.41)
(XII.41)
где р = р(А\ у, z, г) - плотность газа; V- объем залежи; к = kA(p')k2(x,y,z) - проницаемость; к - параметр линеаризации; т = т(х, у, z) - коэффициент пористости; 5 - параметр преобразования Лапласа; А(х, у, z, г) - дебит источников (скважин), приходящийся на единицу площади залежи; Q - поверхность интегрирования.
Граничное условие для (XII.41)
+(ХП.42)
кт дпS
где р* и X выражаются следующим образом:
р,=]Х =(ХП.43)
ьpwtp)
где р и ц - давление и вязкость газа соответственно.
Для численной реализации условия минимума функционала область фильтрации разбивают на конечное число элементов, внутри которых функцию аппроксимируют линейным полиномом и коэффициенты его выражают через значения р+ в узлах элементов, пока не известные. После дискретизации функционала из условия его минимума находят частные производные и приравнивают их нулю:
dE(pJ/dp^=O,(ХП.44)
где ^ - номер элемента.
Получается система алгебраических уравнений. Решив ее, находят значения преобразованной функции плотности р* в узлах элементов. Для нахождения искомой функции плотности газа этим методом авторы работы [10] используют обратное численное преобразование Лапласа с помощью метода коллокации Шейпри.
Плотность газа внутри конечных элементов определяют по линейной зависимости ее от вычисленных значений плотности в узлах элементов. Поле давлений определяют по полученным значениям плотности при помощи уравнения состояния реального газа.
РАСЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ КРАЕВОЙ ВОДЫ
В ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ ПЛАСТОВОГО ТИПА
Рассмотрим газовую залежь пластового типа (рис. 157), расположенную в центре водонапорной области бесконечной протяженности. Газонасыщенная часть пласта и водонапорная область однородны по проницаемости и пористости. В начальный момент давления в газонасыщенной и водонапорной областях одинаковы и равны начальному давлению в газовой залежи. Для расчета общее время разработки залежи делится на небольшие интервалы. В пределах каждого интервала расход поступающей в залежь воды предполагается постоянным. Движение воды в ранее газонасыщенной части залежи для каждого интервала времени рассматривается как установившееся для несжимаемой жидкости. Коэффициент фазовой проницаемости для воды в обводненной зоне - функция объемной газонасыщенности обводненной зоны.
Объемная газонасыщенность обводненной зоны зависит от темпа отбора газа, определяющего скорость уменьшения давления в обводненной зоне, и от абсолютной величины средневзвешенного по объему порового пространства обводненной зоны пласта давления.
При изложенных предпосылках давление на начальном круговом контуре газоносности (на стенке "укрупненной скважины") определяется в зависимости от граничных условий (пласт бесконечный или конечных размеров, замкнутый или
Рис. 157. Схема газовой залежи пластового типа
имеющий выход на дневную поверхность) по данным точного решения задачи Ван- Эвердингеном и Херстом с использованием метода суперпозиции полей давления. Отбор газа из залежи считается известной функцией времени.
Алгоритм расчета
Зная литологию продуктивного газонасыщенного горизонта (песок, песчаник, известняк, доломит), коэффициенты абсолютной проницаемости к^ и открытой пористости то, определим объем связанной воды:
в песке
5п=0,437-0,155Ш0/то);
в песчанике
5,, = 0,283 - 0,11 lg(^0 / т0);
в известняках и доломитах
5д=0,182-0,lllg(fc0/”U
где к - в 103 мкм2; т - в %.
Вычислим начальную газонасыщенность пласта:
«н ~ 1 — *^п(ч.д)«
Рассчитаем остаточную газонасыщенность обводненной зоны пласта аон при начальном пластовом давлении рн:
«он = 0 " Ро)«н. 00 = l,415V«H^o •
Вычислим коэффициент пьезопроводности водоносной области:
Х = ^о/(%01Рв)’
где Pj = рв +РС / то; 0В, 0С - коэффициенты объемной упругости пластовой воды и пористой среды соответственно, 1/МПа; |1в - коэффициент динамической вязкости воды, мПа • с.
Определим безразмерное время t6 для выбранного временного шага Аг:
t6 = хЫ IR^,
где /?0 - постоянный радиус "укрупненной скважины".
По данным Ван-Эвердингена и Херста по безразмерному времени t6 и известным граничным условиям определим безразмерное падение давления на "стенке укрупненной скважины" рб.
Зададимся произвольным давлением на начальном газоводяном контуре Ro в конце временного интервала Az —> ^.
По уравнению состояния реального газа Пенга-Робинсона или каким-либо другим методом по известному составу пластового газа, принятому давлению р'о и пластовой температуре Тп определим коэффициент сжимаемости Zq •
Приравняв средневзвешенное по объему обводненной части залежи давление контурному на "стенке укрупненной скважины", определим среднюю объемную газонасыщенность обводненной зоны в зависимости от темпа отбора газа.
При высоком темпе отбора газа (6Г / Q, >0,2) зависимость объемной газонасыщен- ности слабо сцементированного песка (песчаника) от среднего давления описывается
358
уравнениемуравнениемак = ан 1,49 —ак = ан 1,49 —акак= ан 1,25 —= ан 1,25 —-&--0,5Рн .-&--0,5Рн .
уравнением
уравнением
ак = ан 1,49 —
ак = ан 1,49 —
ак
ак
= ан 1,25 —
= ан 1,25 —
-&--0,5
Рн .
-&--0,5
Рн .
/, \2
ак=а„-0,185 1-^ь V ^оРн >
где рн, zH - соответственно начальное пластовое давление и коэффициент сжимаемости пластового газа при рн и Тн.
При невысоком темпе отбора газа (6Г / Йз < 0,2) зависимость объемной газона-
сыщенности от среднего давления следующая:
для несцементированных песков
/ ~Л2'
0,3 хРнJ
для песчаников
Определим коэффициент фазовой проницаемости для воды в обводненной зоне экспериментально на реальных образцах керна или по аналитической зависимости типа
^ф.в = ^d -ак) •
Расход воды, поступающей в газовую залежь ("укрупненную скважину"), определим по формуле притока сжимаемой жидкости, двигающейся по закону Дарси, при неустановившейся фильтрации:
9В =2л^(р0-р6)/(ЦвРб)-
Вычислим текущий радиус газоводяного контакта:
ккт(\-ак)ккт(\-ак)
ккт(\-ак)
ккт(\-ак)
Определим давление на текущем радиусе газоводяного контакта:
Р = РоР = Роg^nU^IR)2ти£фв/гg^nU^IR)2ти£фв/г
Р = Ро
Р = Ро
g^nU^IR)
2ти£фв/г
g^nU^IR)
2ти£фв/г
По уравнению состояния Пенга-Робинсона определим коэффициент сверхсжимаемости z при р и Тп.
Определим объем извлеченного из залежи газа:
Дг
й, = J N^dt,
о
где N^f) - отбор газа из залежи (заданная функция времени).
Определим объем извлеченного из залежи газа другим путем - из уравнения материального баланса:
й^й-й^й,-^- mr2-Rbhm^-s^+K^-Rbhm.a^.
Полагая р! г ~ р / Z, /?> /^, рв / ZB * Pq I Zq, получаем
<2д = <23 -Лтоак ^ + 1^Нто [ рн - - «к ^Т
Ai^о \ ^ го.
где Q3 - начальный запас газа в залежи при стандартных условиях, м3; ТСТ, Тп - соответственно стандартная и пластовая абсолютные температуры газа, К.
Основные данные расчетов продвижения краевой воды в газовую залежь
Таблица 52
м’
t, лет
Рб
р'у, МПа
«к
^фл. Ю3, мкм2
Р, МПа
9вЮ3, см3/с
R,m
Ч)
0
0
0
0
49
0,340
6,17
49
—
2540
1,159
1,159
6,49
2,22
5
1,362
40,2
0,334
6,36
39,15
76
2420
1,06
1,05
12,98
4,44
10
1,651
35
0,325
6.60
32,11
90
2260
1
0,98
19.47
6,66
15
1,829
30,7
0,314
6,92
24,91
102,3
2050
0,975
0,92
25.96
8,88
20
1,960
27
0,300
7,38
17,19
112,3
1780
0,94
0,89
Проверим баланс
(ел-е,')/е,<е,
где £ - заданная допустимая погрешность расчета.
В случае, если 5Д *Q^, расчет повторяется, начиная с п. 7. Принимаем некоторое другое значение ру и расчет повторяем.
Для следующих значений временных интервалов расчет повторяется с использованием метода суперпозиций при определении понижения безразмерного давления на радиусе Ro при различных, но постоянных за интервалы А? расходах воды, вторгающейся в залежь:
Рн " Рп(0 = ^оРб W + ^\Рб^ - Ч )+• • •+^n(t - 'и Уб(г - ?п)
или
j=n-x
Рн-Рп<0= 2 ^Р<Ж-р
j=0
где рпЦ) - давление на "стенке укрупненной скважины" при
t = nAt, р^Х.^р^ при / = (n-j)А/.
Средний расход вторгающейся в залежь воды за время t, при котором падение давления на "стенке укрупненной скважины" равно р0 - Рп(0, можно вычислять по формуле
.= с<Рб- РпУ М\Рб^-ЦУ M^t-h^-'-'-Mn-^-tn-O.
P6W’
С = 2кквк/рв; Св=^-
При вычислении текущего радиуса газоводяного контакта и давления на границе раздела газ-вода р используются те же формулы, что для первого временного интервала, в которых вместо qB представляется qB.
Пример. Рассчитать продвижение краевой воды в газовую залежь пластового типа при следующих исходных данных: £0 = 0,0215 мкм2; т0 = 0,2; рв = 49 МПа; h = 30.5 м; tn = 99,3°С; цв = 0,35 мПа • с; А = 0,65; Ru = 2540 м; р j = 0,892 ■ 10"3 1/МПа; QT = 2,925 • 109 м3; Q3 = 61,6 • 109 м3 (г = 293 К) или 78,4 • 109 м3 (при Гп).
Результаты вычислений приведены в табл. 52.
РАСЧЕТ ВТОРЖЕНИЯ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫВ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ МАССИВНОГО ТИПА
На рис. 158 изображена схема газовой залежи массивного типа. По структурной карте газовой залежи можно построить зависимости объема порового пространства газонасыщенной части залежи и площади контакта газ-вода от высоты подъема воды в залежь: Q = £!(/), F = F(l\ Во многих случаях газовую залежь массивного типа можно моделировать шаровым сегментом или конусом. Тогда зависимости й = Q(Z), F = F(l) можно выразить аналитически.
Рис. 158. Схема газовой залежи массивного типаРис. 158. Схема газовой залежи массивного типа
Рис. 158. Схема газовой залежи массивного типа
Рис. 158. Схема газовой залежи массивного типа
Как видно на рис. 158, неустановившуюся фильтрацию сжимаемой воды в горизонтальной части пласта к "укрупненной скважине" постоянного радиуса Ro принимаем плоскорадиальной. Падение давления на "стенке укрупненной скважины" рассчитываем так же, как и в случае продвижения краевой воды, используя точное решение Ван-Эвердингена и Херста.
Движение несжимаемой воды вверх, в ранее газонасыщенную часть пласта, принимаем одномерным. Проницаемость пласта в вертикальном направлении кв отлична от его проницаемости в горизонтальном направлении кг. Фазовая проницаемость воды в обводненной зоне £фВ зависит от объемной газонасыщенности а, которая, в свою очередь, зависит от средневзвешенного по объему порового пространства обводненной зоны залежи давления рв.
Алгоритм расчета
С п. 1 до и. 11 вычисления проводятся в том же порядке, как и при продвижении краевой воды в газовую залежь пластового типа.
Определим расход несжимаемой воды, поступающей в газонасыщенную часть залежи в случае ее вторжения в вертикальном направлении:
4в = кф.вР(У0-рШ^).
Вычислим изменение дебита А<?в и средний расход поступающей в залежь воды:
- _ *.МгРб^-^.^Рб^-Ь) MnP&W.
в 0p6(t) p^t)Рб^
дС(р0 -pnv Мхрб о-tx) - bq2p6 (t -t2 )- ..-Мп-1Рб (f - *n-l) .
Чп"Рб(ДО
C = lKkBh I pB ; QB=qBt.
Рассчитаем объем порового пространства необводненной части залежи О.
Рис. 159. Зависимость г = z(p) при пластовой температуреРис. 159. Зависимость г = z(p) при пластовой температуреОсновные расчетные величины продвижения подошвенной водыв газовую залежьОсновные расчетные величины продвижения подошвенной водыв газовую залежьТТ
Рис. 159. Зависимость г = z(p) при пластовой температуре
Рис. 159. Зависимость г = z(p) при пластовой температуре
Основные расчетные величины продвижения подошвенной водыв газовую залежь
Основные расчетные величины продвижения подошвенной водыв газовую залежь
Т
Т
Рис. 160. Зависимости изменения давления <рИ\ объема порового пространства необводненной части залежи (П) и высоты подъема воды (/) во времени при постоянном темпе отбора газа
/, сут
f6
Рб
Рд, МПа
г
Q • 106, м3
/, м
«к
W ю3. мкм2
М- ю3, см3/с
^•ю3, см3/с
8, %
1085
5
1,362
40,2
1,06
282.0
3,7
0,33
6,53
76,0
76,0
0
2170
10
1,651
33,9
0,99
262,8
10,4
0,32
6,88
39,0
108,1
0,8
3255
15
1,829
28,5
0,95
239,4
18,8
0,30
7,31
28,0
132,0
0,5
4340
20
1,960
23,75
0,91
212,8
29,6
0,29
7,56
23,0
152,0
-0,6
5425
25
2,050
19,4
0,89
183,3
42,0
0,27
8,36
20,0
170,0
0,2
6510
30
2,147
14,9
0,89
153,8
55,0
0,25
9,10
20,0
186,5
0,2
7595
35
2,215
9,0
0,91
115,5
74,4
0,21
10,40
34,0
212,3
0,3
Таблица 53
площадь контакта газ-вода F и высоту подъема воды в залежь /:
Q = Q0-(2B/(l-aK); I = Н(1 -^/Qq ); F = 2Q/[(H-Z)m]; Qo = тК^Нт 12.
Определим давление на текущем контакте газ-вода:
Вычислим объем извлеченного из залежи газа:
Q^ + (Q0-Q)aK-^. ^а^Ра.
где
G1=n0Slb^L.
^нРа*п
Проверим баланс извлеченного газа:
(C„-e')/Q„<e.
Если бд * 0д в пределах заданной погрешности, то задаемся новым значением р'о и расчет повторяется.
В случае, если амплитуда массивной залежи Н велика и высота подъема воды I измеряется десятками метров, можно учесть противодавление, создаваемое столбом воды высотой /, полагая Ду/ = р^/. В формулах из р'о надо вычесть Apz.
Пример. Определить продвижение подошвенной воды в газовую залежь массивного типа при следующих исходных данных: кв = 21,5 • 10- мкм2; кт = 21,5 • 103 мкм2; ту = 0,2; рн = 49 МПа; h = 30,5 м; Тп = = 372,3 К; цв = 0,35 мПа ■ с; Л = 0,65; Ло = 2540 м; 77 = 200 м; ^ = 8,92 ■ КГ11/МПа; ркрсм = 4,56 МПа; Ткр см = 207 К; Тст = 293 К; Qr = 11,8 ■ 109 м3/год. Пласт представлен песчаником. Зависимость z = z(p) при tn приведена на рис. 159.
Результаты вычислений приведены в табл. 53 и на рис. 160.
Результаты расчетов показывают, что при большой площади контакта газ-вода и незначительном продвижении воды в залежь потери давления в обводненной зоне невелики, они значительно меньше противодавления, создаваемого столбом поднявшейся в залежь воды: Др/ = 0,5 МПа; Ру- р = 0,02 МПа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ ГАЗАИ НАЧАЛЬНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ОБВОДНЕННОЙ ЗОНЫПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
Определение начальных запасов газа
Начальные запасы газа (в м3) по данным эксплуатации можно определить по следующим формулам.
Газовый режим:
Р7JР7J(ХП.45)(ХП.45)
Р
7J
Р
7J
(ХП.45)
(ХП.45)
Упруговодонапорный режим:
при удержании остаточного газа в обводненной зоне, т.е. при
^а = const,
(ХП.46)(ХП.46)Й=Ц> Еи-а^ , 77
(ХП.46)
(ХП.46)
\ ^ВН^Н /
где ^ф - фиктивный газонасыщенный объем порового пространства, м3/МПа, пФ=<е„2 - е„1 )Д^-;(ХП47)
(ХП.48)(ХП.48)«о = (1 - 1,415л/р^)рн,
(ХП.48)
(ХП.48)
где ^ф - фиктивный постоянный объем порового пространства залежи, определяемый по прямолинейному участку кривой pJzB = /(6Д); рн = 1 ~ ^в ~ начальная газо- насыщенность, дол.ед.;
при выходе газа из обводненной зоны и изменении остаточной объемной газо- насыщенности
ак = MV _ £к. \ Ejl,(ХП.49)
\^в ^к )[ ^к
или
ак = «о/(1 - ocq).
Тогда формула для подсчета начальных запасов примет вид
СЛ^ф —СЛ^ф —| _ /Зн^нн ^нРпн| _ /Зн^нн ^нРпн(1-2а0) .(1-2а0) .(XII.50)(XII.50)
СЛ^ф —
СЛ^ф —
| _ /Зн^нн ^нРпн
| _ /Зн^нн ^нРпн
(1-2а0) .
(1-2а0) .
(XII.50)
(XII.50)
Здесь а^ - коэффициент газонасыщенности обводненной зоны при начальном пластовом давлении рн, дол.ед.; pBH/zBH - отрезок, отсекаемый прямой р,Д$ = jXQ^) на оси pH/zB при QA = 0; 2Д2’ 2д1 ~ отобранные объемы газа в моменты времени ь и tp, pBx/zB^ и P^Jzv2 - приведенные давления, соответствующие отборам 5л1 и Сл2, снятые с прямолинейного участка зависимости pJzB = ДСЛ).
Пример. Определить начальные запасы газа для газового режима, если @д = 1 • 109 м3 при Р = 0.1 МПа и Г = Т„; pH/zH = 20 МПа; р/ = = 10 МПа.
«.-'Sr-
Пример. Определить начальные запасы газа газоконденсатного месторождения в случае упруговодонапорного режима при (pB/zB) = const. Исходные данные: pH/zH = 42 МПа; двн/гдн = 38 МПа; 0л2 = = 4 • 109 м3; 5Д| = 3 ■ 109 м3: рв2/:в2 = 21 МПа; рв1/гв1 = 25 МПа; тп = 0.25; рн = 0,72; 5В = 0.28.
Подсчитаем
а0 = (1 - 1,415^ 0,72 0,25)0,72 = 0,291;
Оф = (4 109 - 3 • 109)/(25 - 21) = 250 • I06 м’/МПа;
Q, = 250 ■ 106(38 - 0.291 ■ 42) = 6.51 ■ 109 м3.
Определение начального коэффициентаобъемной газонасыщенности пористой средыпо промысловым данным
Коэффициент газонасыщенности пористой среды можно определить по данным гидродинамических исследований газовых скважин. В этом случае мы получаем "точечные" значения этого коэффициента, т.е. в местах размещения скважин. Средний коэффициент газонасыщенности пористой среды для залежи в целом можно рассчитать, используя график зависимости р/ z =Д0л) для газовых залежей массивного типа.
Запишем выражение для коэффициента газоотдачи
£ = Д2дра/[ев(рн/гн)];(ХП.51)
Р = 1,415Vp^) .(XII.52)
где Д^д - дополнительный объем газа, извлеченный из обводненной зоны за счет поступления воды в залежь, м3; QB - объем воды, поступившей в газовую залежь, м3; pJzB - средневзвешенное начальное приведенное давление в газовой залежи; рн - начальная газонасыщенность пористой среды, дол.ед.; w0 - коэффициент открытой пористости, дол.ед.
Приравнивая (XII.51) к (XII.52). определим среднюю начальную объемную газо- насыщснность обводненной зоны пласта
( да f /
рн =М-(ХП.53)
U,4152BpH/zH )
Пример. Определить начальную г,азонасыщенность обводненной зоны первого горизонта Анас- тасиевско-Троицкого газового месторождения при следующих исходных данных: ^ = 0,25; Д6д = = 62,3 ■ 106 м3; & = 0,94 • 106 м3; pjzw= 10,45 МПа.
J 62.3 10» 0,1
н 11,415 0,94 10^10,45 1/
СХЕМЫ СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА
ГАЗА И КОНДЕНСАТА
При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую (рис. 161).
Название схемы сбора обусловливается конфигурацией газосборного коллектора. При этих схемах сбора и внутрипромыслового транспорта газа каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т.д.).
Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промысловый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенным параллельно газопроводам, направляется на ГСП.
Конфигурация газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и размещения добывающих скважин, числа газоносных пластов, состава газа в них, методов промысловой обработки газа и способов замера его объема.
Линейный коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема - при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор - на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.
Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооруженими и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки.
Промысловое оборудование установлено на большой территории.
Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.
Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.
Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.
Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.
При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую - коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа - УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный
Рис. 161. Схемы промыслового сбора газа и конденсата а - линейная; б - лучевая; в - кольцевая; г - групповая; 1 - скважины; 2 - шлейфы; 3 - линейный газосборный коллектор; 4 - контур газоносности; 5 - кольцевой газосборный коллектор; ГСП - групповой сборный пункт; МГ - магистральный газопровод; ГП - газосборный пункт
пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС). Число УКПГ может быть различным. Так, на Шебелинском газоконденсатном месторождении построено 27 УКПГ.
При получении сухого газа и стабильного конденсата возможны две схемы промысловой обработки газоконденсатной смеси: децентрализованная и централизованная. Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунктах сбора и обработки газа (УКПГ), где установлено все необходимое для этого оборудование, схема называется децентрализованной.
Централизованной называется схема получения сухого газа и конденсата с заданными товарными кондициями на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях магистрального газопровода. В этом случае на УКПГ осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа и они называются установками предварительной подготовки газа - УППГ.
Газопроводы от скважин до газосборного коллектора или УКПГ называются шлейфами. Их рассчитывают по формуле пропускной способности газопровода
Q = 103.1, (ХП.54) V ХАгТЕ
где Е - коэффициент уменьшения пропускной способности шлейфа из-за наличия жидкости и отложений твердой фазы в газопроводе; Р\,Рг~ абсолютные давления в начале и конце шлейфа соответственно, 0,1 МПа; D - внутренний диаметр шлейфа, см; X = X(Re) - коэффициент гидравлического сопротивления шероховатых труб; А - относительная плотность газа по воздуху; г, Т - средние по длине L коэффициент сверхсжимаемости и абсолютная температура газа соответственно; L - длина шлейфа, км.
На основе обработки данных промысловых исследований А.И. Ширковский получил следующие эмпирические формулы для расчета Е;
при 0 т|к 180 см3/м3, 2^1)^ 11м/с
Е = 1-0,15Цк/4/ц1/2;
при 180 < Лк 150 см3/м3, 1 < и < 6 м/с
£ = 1 - ОДц^/У,
гдеЛк=ек/<2Г; ^ =гдеЛк=ек/<2Г; ^ =0,864-1057t£2pzCTTCT ’0,864-1057t£2pzCTTCT ’
где
Лк=ек/<2Г; ^ =
где
Лк=ек/<2Г; ^ =
0,864-1057t£2pzCTTCT ’
0,864-1057t£2pzCTTCT ’
р =Т=(Т1+Г2)/2.
з^-рЪ
Здесь Лк - конденсатогазовое отношение, см3/м3; QK, QT- расходы стабильного конденсата и сухого газа, см3/сут и м3/сут соответственно; V - средняя скорость газового потока в шлейфе, м/с; рст, zCT - давление и коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях; Т\, Т^- абсолютные температуры в начале и конце шлейфа, К.
Толщина стенки трубы шлейфа определяется из расчета на прочность при давлении, равном начальному статическому давлению на устье скважины до начала эксплуатации залежи, или на давление, равное 16 МПа при рстг > 16 МПа. Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0,05-0,1 МПа на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. При движении газа с куста скважин до УКПГ диаметр выкидной линии равен 200, 325 и даже 426 мм (сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения).
Промысловый газосборный коллектор рассчитывается как сложный газопровод с подключением по пути газовых линий. На рис. 162 изображена схема части промыслового газосборного коллектора.
Рис. 162. Схема части промыслового газосборного коллектора
Запишем уравнения расхода газа для каждого участка, сложим их и получим
qh^Ptpf-pL,).(ХП.55)
/=1
где q, - расход газа на /-м участке; 1( - длина /-го участка; рь рп^х - давления газа в начале и конце коллектора соответственно; к = 36,90^ при z = 1; rcp = 15°С; DK = const.
Предположим, что при тех же длине, диаметре и давлениях газа в начале и конце коллектора, но без подключения газовых линий или расхода газа по пути средний постоянный расход газа по газопроводу q, тогда
(ХП.56)(ХП.56)(XII.57)(XII.57)q"L = к*(рт - р;+х \
(ХП.56)
(ХП.56)
(XII.57)
(XII.57)
где L - общая длина коллектора.
Из сравнения уравнений (XII.55) и (XII.56) получим
q"L = ^L ч^- /=1
Внутренний диаметр промыслового газосборного коллектора определяется на конец компрессорного периода эксплуатации месторождения с постоянным суточным отбором газа. Давление газа в начале газосборного коллектора рх принимается равным давлению обработки газа на УКПГ. ближайшей к началу газосборного коллектора, давление газа в конце газосборного коллектора рп+х принимается равным давлению газа на приеме промысловой дожимной компрессорной станции (головной КС), часто расположенной на ПГСП в конце газосборного коллектора.
Из уравнения (ХП.56) вычисляем к и затем определяем искомый диаметр промыслового газосборного коллектора DK. Обычно промысловый газосборный коллектор строится из труб с диаметрами от 500 до 1420 мм.
Толщина стенки труб промыслового газосборного коллектора рассчитывается по давлению газа на УКПГ в первый год эксплуатации месторождения, несколько превышающему давление газа в начале магистрального газопровода (5,6 или 7,6 МПа).
Для охраны окружающей среды, повышения безопасности работы, ликвидации потерь газа и углеводородного конденсата при газодинамических и газоконденсатных исследованиях скважин, при удалении жидкостей с забоя скважин, из шлейфовых газопроводов, для повышения эксплуатационной надежности работы газопромысла вместе с высоконапорной системой сбора и внутрипромыслового транспорта газа и конденсата одновременно проектируется и сооружается низконапорная герметизированная система сбора, измерения и использования газа и углеводородного конденсата, а также других жидкостей.
Расчет сложной внутри- и межпромысловой газосборной сети при большом числе скважин, ГСП или УКПГ, дожимных компрессорных станций, при значительной протяженности промысловых и межпромысловых коллекторов с неустановившимся режимом течения газа в них представляет собой сложную комплексную оптимизационную задачу. В современных условиях она решается методами динамического программирования с использованием в расчетах ЭВМ.
Коллективы сотрудников института ВНИПИгаздобыча и Вычислительного центра АН СССР в 1979 г. рассмотрели вопросы применения математических методов и ЭВМ для оптимизации проектирования поверхностного оборудования и дорог (обустройства) Уренгойского газоконденсатного месторождения, определили основные факторы, которые необходимо учитывать при проектировании, сформулировали основные задачи. составили перечень исходной информации, необходимой для их решения [63].
ВЦ АН СССР разработал первую очередь системы проектирования схем обустройства газовых месторождений на ЭВМ.
Система состоит из информационного и математического обеспечения. Информационное обеспечение включает подробный перечень необходимой для решения задачи информации: нормативные материалы, картографический материал, данные проекта системы разработки и т.д.
Математическое обеспечение включает математические модели, алгоритмы и систему взаимосвязанных и информационно согласованных программ, составленных на машинном языке АЛГОЛ-60 для ЭВМ БЭСМ-6. Система позволяет определять
оптимальные варианты технологических схем сбора и транспорта газа и промысловых дорог в динамике, на любой интервал проектирования. В результате расчетов определяются очередность ввода объектов в эксплуатацию, изменение их производственных характеристик во времени (динамика капитальных вложений, добычи газа, строительства дорог, газопроводов и др.).
С помощью системы можно имитировать всевозможные проектные решения для поиска реального проекта в режиме человеко-машинного общения. ЭВМ осуществляет газодинамические расчеты движения газа в шлейфах и промысловых газосборных коллекторах, рассчитывает конфигурацию, протяженность и стоимость дорог, вычерчивает схемы и печатает таблицы.
Общая схема функционирования системы состоит из следующих этапов: 1) сбор и подготовка исходной информации; 2) подготовка информации для реализации технологических решений; 3) подготовка системы к функционированию; 4) разложение задачи комплексного проектирования на две части: а) проектирование системы сбора и транспорта газа, б) проектирование системы автомобильных дорог; 5) решение задачи размещения УКПГ для системы сбора и транспорта газа; 6) построение коммуникационных сетей; 7) решение задачи размещения ДКС, газодинамические расчеты газопроводов, определение числа и типов компрессоров, диаметров газопроводов; 8) трассирование автомобильных дорог; 9) синтез задачи проектирования; 10) формирование и вывод показателей рассчитанных вариантов в виде таблиц и схем, вычерченных графопостроителем ЭВМ; И) анализ вариантов схем комплексного обустройства, выбор реального проекта.
В результате функционирования системы по каждому из отобранных вариантов схем обустройства месторождений определяют: 1) число и место строительства УКПГ; 2) годы ввода их в эксплуатацию; 3) производительность УКПГ по годам; 4) число скважин, подключаемых к УКПГ; 5) структуру и протяженность газосборных сетей по каждой УКПГ и их диаметры; б) металлоемкость газосборных сетей в динамике; 7) места строительства и мощности ДКС; 8) структуру сети дорог и очередность их строительства; 9) основные технико-экономические показатели по вариантам обустройства месторождения (стоимость обустройства, число УКПГ и их стоимость, длина, металлоемкость и стоимость газосборных сетей и магистральных газопроводов, стоимость компрессорных станций, их число, типы используемых компрессоров, динамика освоения капиталовложений и др.).
С помощью разработанной системы математических моделей, алгоритмов и программ выполнено проектирование обустройства Уренгойского месторождения [63].
Глава XIII
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
Пластовая газоконденсатная смесь - сложная система. Она состоит из большого числа углеводородов (метана, этана, пропана, изобутана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого газа, гелия, паров воды.
Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы приведена на рис. 163.
При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость. Зависимость давления от температуры для чистого углеводорода характеризуется кривой испарения - скачкообразного изменения агрегатного состояния вещества (МК на рис. 163). Эта кривая - граничная, ниже которой существует одна паровая фаза , выше, в области повышенных давлений, - одна жидкая фаза.
Конечная точка К этой кривой является критической. Она характеризует максимальную температуру 7кр, при которой существует граница раздела фаз, т.е. паровая и жидкая фазы находятся в равновесии. При температуре выше критической нельзя превратить паровую фазу в жидкую при сколь угодно большом давлении. Давление ркр паров вещества при критической температуре называется критическим. Объем вещества при критических температуре и давлении (Ткр и /?кр), отнесенный к 1 моль или другой единице массы вещества, называется критическим молярным или удельным объемом соответственно.
Температура, при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул, называется критической, так как при более высокой температуре невозможно существование жидкой фазы.
Математически критерий критического состояния можно записать в виде равенства
fjH Г^М =0
I ЭУ L I ЭУ2 L ■
КР
Рассмотрим фазовую диаграмму газоконденсатной системы (см. рис. 163). Кривая ССкр - линия кипения, выше которой существует жидкая фаза, СК?БСК¥ДИ - линия конденсации, правее и ниже расположена газовая фаза. Линия ССкрСккЯ ограничивает двухфазную область (область паровой и жидкой фаз). Цифры на линиях означают содержание жидкой фазы в смеси (в об.%).
Точка Скр - критическая, в точке Скк (при максимальной температуре выше критической Гкр) жидкая и паровая фазы могут находиться в равновесии, т.е. в этой точке имеется граница раздела фаз пар-жидкость.
Рассмотрим изотермический процесс уменьшения давления от точки А. когда углеводородная смесь находится в области газовой фазы. Со снижением давления и увеличением объема сосуда высокого давления при неизменном составе смеси до точки Б фазовые изменения не происходят. В точке Б при уменьшении давления образуется первая капля жидкости, т.е. происходит обратная конденсация (образование жидкой фазы при уменьшающемся давлении). При дальнейшем снижении 370
Рис. 163. Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянных массы и состава при изменении давления и температуры
давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличивается и в точке В достигает максимального значения. Область СкрВСккБСкр называется областью обратной конденсации, линия СкрВСкк - линией давлений максимальной конденсации. С дальнейшим снижением давления от точки В до точки Д ранее образовавшаяся жидкая фаза будет уменьшаться в объеме, испаряться, и в точке Д испарится последняя ее капля.
При снижении давления от точки В до точки Д идет процесс испарения жидкости с уменьшением давления. В результате дальнейшего падения давления от точки Д до точки Е фазовые
превращения не происходят, в этом случае смесь находится в газовом состоянии. Процесс обратной конденсации наблюдается только в интервале температур Ткр-Ткк.
Рассмотрим процесс изобарического (при постоянном давлении) снижения температуры от точки а, в которой газоконденсатная смесь находится в жидкой фазе. При ее охлаждении (до точки б) фазовых переходов нет. В точке б образуется первый пузырек пара. Образование паровой фазы в процессе понижения температуры при постоянном давлении называется процессом обратного испарения. Со снижением температуры от точки б до точки в объем паровой фазы увеличивается и в точке в достигает максимума. Область СкрбСрвСкр называется областью обратного испарения, а линия СрвСкр - линией температур максимального испарения.
При понижении температуры от точки в до точки д объем образовавшейся паровой фазы уменьшается, паровая фаза конденсируется, и в точке д сконденсируется последний.пузырек пара. С уменьшением температуры от точки в до точки д происходит процесс нормальной конденсации. Дальнейшее снижение температуры от точки д до точки г не вызывает фазовых переходов, углеводородная смесь находится в жидкой фазе. Явление обратного испарения наблюдается только в интервале изменения давления от ркр до рр.
Образование жидкой фазы в пористой среде приводит к потерям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30-60% начального (потенциального) содержания конденсата (С5+) в пластовом газе.
Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной удельной поверхностью протекает иначе, чем в бомбе PVT при незначительной плоской границе раздела пар- жидкость. В поровых каналах небольшого радиуса (капиллярах) капиллярная конденсация происходит на криволинейных участках границы раздела пар-жидкость. В связи с проявлением капиллярных сил в пористой среде давление начала образования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости и объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одинаковом давлении будут больше, чем в бомбе PVT.
Увеличение коэффициента извлечения конденсата и нефти из залежей достигается различными способами: 1) поддержанием давления в пласте с помощью газообразных и жидких агентов; 2) испарением выпавшей жидкой фазы в массу закачиваемых сухих
углеводородных газов; 3) применением термических методов воздействия на пласт с целью повышения его температуры, уменьшения вязкости и испарения жидкости.
За последнее время большое значение приобретают проблемы аналитического расчета объемов и составов сосуществующих фаз, особенно в газоконденсатных залежах на больших глубинах, вопросы прогнозирования процессов фильтрации газоконденсатных смесей в пористой среде, изменения состава продукции скважин, объема добываемого конденсата, методов его переработки.
АНАЛИТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
Природные углеводородные смеси, находящиеся в поровом пространстве пласта и движущиеся по стволу скважины, в промысловом оборудовании, промысловых и магистральных газопроводах, при изменении давления и температуры претерпевают фазовые превращения. Процессы превращения паровой фазы в жидкую происходят при неизменной температуре не только с увеличением давления в докритической области, но и с его уменьшением в определенном диапазоне температур Ткр-Ткк (см. рис. 163). Явления конденсации паровой фазы при неизменном давлении происходят не только при понижении температуры и давлении меньше критического, но и с увеличением температуры в интервале изменения давлений ркр-рр. Мы имеем дело с явлениями прямой и обратной (ретроградной) изотермической и изобарной конденсации.
В процессе разработки залежи, добычи, транспортировки и переработки углеводородных газов большое значение имеет правильное прогнозирование составов сосуществующих паровой и жидкой фаз, объемов образующихся фаз при различных давлениях и температурах. Для определения давления начала конденсации углеводородной смеси в пористой среде, составов сосуществующих равновесных фаз, объемной насыщенности пористой среды жидкой фазой, потерь жидкой фазы (жидких углеводородов в пласте) необходимо иметь представление о влиянии пористой среды, на эти процессы, уметь аналитически рассчитывать эти процессы, зная геологофизические параметры пористой среды.
Приближенный аналитический расчет диаграммы фазовых превращений и объемов образовавшихся жидкой и паровой фаз можно провести следующим образом.
Диаграмму фазовых превращений делят условно на область/(1 ^ р =5 0,7рсх) и область // (0,7рсх < р ^ рсх\ где рсх - давление схождения, т.е. давление, при котором коэффициенты распределения вещества (каждого компонента смеси) на паровую и жидкую фазы равны единице. Давление схождения для начала расчетов приближенно определяют по известным МСп+ и рСп+ по формулам (IX. 141) или (IX. 142) и уточняют по рассчитанному составу жидкой фазы по формуле (IX. 143).
Константы равновесия К, для компонентов смеси Q-Q, N2, СО2, Н2 определяют по таблицам констант равновесия без учета характеристического фактора при определении коэффициента фазового соотношения метана или по полиномам при их экстраполяции к 1 при р = рсх.
Константу равновесия фракции Сп (и 5= 5) определяют по формуле (IX. 147). Находят плотность жидкой фазы и коэффициент сжимаемости паровой фазы, который вычисляют по уравнению состояния реальных газов Пенга-Робинсона.
Критические параметры фракции С7+ (или С5+) определяют по номограммам Стендинга и Катца по заданным значениям молекулярной массы М^7+ и плотности рс?+ или рассчитывают по уравнениям (IX.42) и (IX.43). Плотность жидкой фазы находят по номограмам Стендинга и Катца или рассчитывают по уравнению (IX.64).
Молярные доли паровой V и жидкой L фаз определяют по уравнениям
(=1/=] LTVKj
где X; и у, - молярные концентрации /-го компонента соответственно в жидкой и паровой фазах при различных р и ц гр- молярная концентрация /-го компонента в исходной газоконденсатной смеси; L и V - молярные доли вещества соответственно в жидкой и паровой фазах при различных р и/ (L + V = 1); К; = yilxi~ константа равновесия /-го компонента (функция р, t и состава).
По рассчитанному составу жидкой фазы с помощью уравнения (IX. 143) определяют давление схождения р'сх. Если рсх и р'сх отличаются незначительно, расчет считается правильным. В противном случае расчет повторяют для нового значения р"х = = (Рсх "*" Рсх ) / 2 .
Объемы образовавшихся жидкой Пж и паровой Qn фаз определяют по формулам
Ож = Ln^^lp^,
где п^ - общее число молей смеси;
Мж = 2 х,Мр,
= Ln^zRTIp.
Здесь R - универсальная газовая постоянная.
В области // (р^ >р> ОЛРсх) сохраняется такой же порядок расчета, изменяется лишь метод определения констант равновесия компонентов.
В критической области константы равновесия компонентов находят по формуле
К,+ С2/^-1) + 1,(ХШ.1)
V Рсх) V р )
где С1(, С2/- ии - некоторые постоянные величины (0 ^ и ^ 1), для нахождения которых необходимо иметь три уравнения. Поступаем следующим образом. Задаемся тремя произвольными значениями давлений в докритической области (1 < р =5 0,7 рсх\ например рьр2ирз. По этим давлениям, давлению схождения и заданной температуре находим значения констант равновесия КьК2и К3 для каждого компонента смеси по таблицам констант или полиномам.
Подставляем значения этих констант и соответствующие им давления в формулу (XIII. 1).
В результате совместного решения трех уравнений определяем Сь С2 и п.
Зная Cb С2 и п и подставляя в эту формулу значения давлений в критической области (0,7рсх ^ р < рсх), определяем константы равновесия. При р = рсх для всех компонентов К = 1, как это следует из формулы (ХШ.1).
Зная геолого-физические параметры пористой среды (коэффициенты проницаемости и пористости), можно определить структурный коэффициент, коэффициент извилистости и средний радиус поровых каналов.
Томсон показал, что при условии насыщенности газа у поверхности выпуклого мениска давление конденсации паров в жидкость над плоской и криволинейной границами раздела пар-жидкость в капилляре можно определять по формуле
РГК = Р./КТХ(ХШ.2)
где ргк - давление в газовой фазе в капилляре над мениском жидкости; ри - давление
373
Результаты расчета объема жидкости (Г = 399,8 К)
р. МПа
мж
рж, г/см3
Пп, см3
£2Ж, см3
у 100Пж р ож + Пп
%
Уэ,%
7
214,99
0,8351
0,895
1034.50
66,91
6,06
6,01
28
115.69
0,8443
0,925
238,20
71,44
23,07
23,16
42
81,404
0.8399
1,018
158,10
71,52
31.17
30,27
56
50,464
0.8324
1,300
128,73
62,61
32,67
34,75
60
42,7253
0,8401
1.940
141.53
51,277
25,60
27
Примечание. Vp - рассчитанный объем; У, - объем, определенный экспериментально.
Значения Л^ хь у, при р = 80 МПа и Т = 399,8 К (L = 0,35, V = 0,65) для компонентов исходной смеси
Таблица 55
Компонент
К;
у
Компонент
Ki
•9
У/
сн4
1.008
0.8628
0,8697
'ААз
0,9706
0,00213
0,00207
С2Н6
1
0.0349
0,0349
»-С5Н12
0,969
0,00132
0,00128
с А
0,999
0,0129
0.0125
с6н14
0,9355
0,0198
0,00186
0.9705
0,0073
0,0071
с7н!6+
0,5022
0,09904
0,0498
''-(TAo
0,97
0,0038
0.0036
+ высшие
n2
1,03
0,0018
0,022
Примечание. Вычисления выполнены В.И. Нифантовым на ЭВМ "Наири-2".
в газовой фазе над плоской поверхностью жидкости; о - поверхностное натяжение на границе раздела фаз; VK - молярный объем жидкой фазы; г - радиус порового канала; R - универсальная газовая постоянная; (р- коэффициент, равный 0,1 (введен для согласования фактических и вычисленных значений капиллярных давлений в пористой среде).
Пример. Рассчитать изотерму конденсации для газожидкостной смеси следующего состава (в мол. дол.): М2 = 0,0019; СН4 = 0,8673; С2Н6 = 0,0248; С3Н8 = 0,0127; п-С4Н10 = 0,0071; ьС4Н10 = 0,037; л-С5Н12 = = 0,0021; /-С5Н12 = 0.0013; С6Н14 = 0,0019; С7Н16 + высшие = 0,067; СО2 = 0,0102; Мс? = 295; рс?+ = = 0,9939; Уо = 200 см3; Рсх = 87,08 МПа; z0 = 1.95; R = 82,057 • 10"7 (МПа ■ см3)/(моль ■ К); Т = 399,8 К; Ткр = 240,32 К; ркр = 4,4 МПа.
Начальное общее число молей смеси
л„ = p0V(^T) = 870,8 ■ 200/(1.95 • 82,057 ■ 399,8) = 2,723 моль.
Результаты вычислений приведены в табл. 54. 55.
Использование уравнения состояниядля расчетов парожидкостного равновесия (контактной конденсации)природных газоконденсатных смесей
Применение уравнений состояния для вычисления констант фазового равновесия основано на использовании термодинамических соотношений для фазовых равновесий многокомпонентных смесей - равенства летучестей каждого компонента смеси в сосуществующих равновесных фазах.
Известно более 150 уравнений состояния. При расчетах фазовых равновесий и
физико-химических свойств углеводородных смесей наиболее распространены два уравнения состояния: Бенедикта-Вебба-Рубина и Редлиха-Квонга. Эти уравнения являются термодинамической моделью каждой фазы и описывают изменение давления в зависимости от объема при постоянной температуре как непрерывную функцию во всей двухфазной области. Однако действительное изменение свойств вещества в двухфазной области характеризуется изобарическим изменением объема (см. рис. 123).
Первоначально уравнение состояния Редлиха-Квонга использовали для определения термодинамических и физических свойств газовых смесей. Применение этого уравнения для расчета свойств жидких углеводородных смесей приводит к большим погрешностям. Однако простота и удобство использования уравнения в инженерных расчетах выгодно отличают его от других уравнений состояния. Поэтому не прекращаются попытки его модификации для расширения границ применения.
Пенг и Робинсон предложили новую модификацию уравнения состояния Редлиха- Квонга. В знаменатель правой части уравнения они ввели дополнительный член b(V-b), повышающий точность вычисления плотности жидкой фазы. Уравнение Пенга-Робинсона имеет вид
RT ат
p~V-b V(V + b^ + HV-by1'
где V - молярный объем; а и b - коэффициенты уравнения, определяемые критическими параметрами вещества, коэффициент а - функция температуры.
Уравнение состояния Пенга-Робинсона, записанное относительно коэффициента свсрхсжимаемости z, имеет вид
z3 — (1 — B)z2 + (Д - ЗВ2 - 2B)z - (ДВ - В2 - В3) = О,(ХШ.4)
где
Д = аШрКК^У в = bp/(RT).(XIII.5)
Если давление измеряется в МПа, температура в К, молярный объем в см3/моль, то R = 82,057 ■ 10~7 (см3 • МПа)/(К • моль). Уравнение (XIIL4) имеет один или два действительных корня. Если смесь находится в двухфазном состоянии, то больший корень относится к паровой фазе, а наименьший положительный - к жидкой.
При критических условиях
а(Ткр) = 0Д5П4К21^ркр;
ba^OfillSRT^p^(ХШ.6)
z = 0,307.
При температурах, отличных от критической,
аф) = а(ТкрШТир, со); Ь^П = Ь(Ткр\(ХШ.7)
где а. - безразмерная функция приведенной температуры Тпр и ацентрического фактора со; при критической температуре а = 1. Для всех веществ зависимость между а0'5 и Т4^ можно аппроксимировать, уравнением прямой
ос0-5 = 1 + м(1 - Т4^),(ХШ.8)
где коэффициент т, определяющий угол наклона прямой к оси 7^, является функцией ацентрического фактора со:
т = 0,37464 + 1,54226(0 - О,26992со2.(ХШ.9)
При использовании уравнения Пенга-Робинсона для расчета термодинамических и физических параметров многокомпонентных систем коэффициенты а и b вычисляют
по следующим формулам:
асм ^L £ У [У j^ij ’
я,у=(1-^)(^/^
(ХШ.10)(ХШ.10)52тк2_,.
(ХШ.10)
(ХШ.10)
^ =0,45724—а,;
Ркрл
^СМ X УА"
Здесь Kjj - параметр взаимодействия компонентов i и j, который определяют по данным экспериментального изучения изменения фазового состояния соответствующих бинарных систем. Учет Кц в выражениях (ХШ.10) вызван тем, что для смесей, содержащих полярные вещества или сероводород, углекислый газ и водород, расчет по выражению а,. = (а^0-5 приводит к большим погрешностям.
Уравнение для расчета коэффициента летучести чистого компонента имеет вид
(ХШ.11)
асм ^смасм ^смz + 2,4145) г-0,4146 уz + 2,4145) г-0,4146 у(ХШ.12)(ХШ.12)Коэффициент летучести компонента i в смеси можно вычислить по следующему уравнению:
асм ^см
асм ^см
z + 2,4145) г-0,4146 у
z + 2,4145) г-0,4146 у
(ХШ.12)
(ХШ.12)
(ХШ.13)(ХШ.13)
(ХШ.13)
(ХШ.13)
Расчет парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей ведут следующим образом.
По результатам фракционной разгонки остатка определяют содержание фракций в смеси, их критические параметры Гкр и ркр и ацентрический фактор со. Ткр, ркр и о вычисляют по формулам (IX.43), (IX.42) и (IX.26) соответственно.
Тем или иным методом рассчитывают начальные значения констант фазового равновесия компонентов исходной смеси, например вычисляют по уравнению для идеальных констант:
Рк, 5.372697(1+0) )(1-Ткр,/Л
По уравнению (IX. 140) вычисляют молярную долю паровой фазы V, по уравнениям фазовых концентраций - составы сосуществующих паровой у, и жидкой х, фаз.
По составу жидкой фазы вычисляют коэффициенты асм и Ьсм.
По уравнению (ХШ.4) вычисляют коэффициенты сверхсжимаемости паровой z„ и жидкой 2Ж фаз.
По уравнению (ХШ.12) рассчитывают коэффициенты летучести компонентов в паровой и жидкой фазах.
Корректируют константы равновесия компонентов смеси по формуле
к'=к^/уп(.
Проверяют неравенство \fxi/fni~ И < Ю-4. Если оно выполняется, расчет прекращают, если нет, расчет повторяют при новых значениях констант равновесия.
РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИПРИРОДНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
Дифференциальная конденсация - процесс образования жидкой фазы при ступенчатом выпуске из сосуда постоянного объема паровой фазы (ступенчатом изменении давления) и неизменной температуре.
С математической точки зрения дифференциальная конденсация является многократным повторением процесса контактной (однократной) конденсации для газоконденсатной смеси переменных массы и состава, проходящей в сосуде постоянного объема.
В точной постановке процесс дифференциальной конденсации многокомпонентной смеси описывается системой обыкновенных дифференциальных уравнений. Широкое использование их в инженерных расчетах требует применения многомерных зависимостей компонентного состава паровой и жидкой фаз от давления и состава фаз при постоянной температуре. Объем экспериментальных исследований для построения этих зависимостей настолько велик, что это становится практически невыполнимым.
Расчет процесса дифференциальной конденсации проводят приближенно, используя тот или иной вариант метода последовательной смены стационарных состояний. Расчет состоит из двух циклов. Сначала определяют количество отобранного газа из бомбы PVT постоянного известного объема при заданном давлении и состав смеси, оставшейся в бомбе при этом давлении. Затем рассчитывают разделение смеси определенного состава на паровую и жидкую фазы и компонентные составы фаз при заданных значениях давления и температуры (контактная конденсация).
Разбивают весь процесс дифференциальной конденсации на у этапов. Приближенно полагают, что в течение одного этапа отбирается только паровая фаза, состав ее постоянен и равен составу этой фазы на начало этапа. Следовательно, состав газоконденсатной смеси в бомбе PVT не изменяется за период одного этапа и остается таким же, как и в начале этого этапа.
Пусть на начало у-го этапа процесса дифференциальной конденсации в бомбе PVT имеется NHj молей смеси. Число молей /-го компонента в смеси на начало у-го этапа составит
Nnij^N^, (ХШ.14)
где r^j - молярная доля Z-го компонента в смеси на началоу-го этапа.
Предположим, что за у-й этап отбирается N0Tj молей паровой фазы смеси. Зная состав равновесной паровой фазы в бомбе PVT на у'-м этапе (у/у), определим число молей /-го компонента, отобранных из бомбы на у'-м этапе:
^л/^уУ^. (ХШ.15)
Число молей /-го компонента смеси в бомбе на начало (у + 1)-го этапа дифференциальной конденсации
^н /+1 — ^н у И/, / ~ ^от j Уц]1
Молярная доля /-го компонента смеси на (/ + 1)-м этапе в результате предположения о неизменности состава смеси в течение одного этапа составит
И/, у+1 =^н]т\ц-^т^/^н-^т). (ХШ.16)
Таким образом, по формуле (ХШ.16) пересчитывают состав смеси в бомбе PVT на следующий этап по данным о предыдущем этапе. Значения NHj и NOTj определяют по уравнению материального баланса, связывающего объемы паровой Пп и жидкой Ож
фаз. образовавшихся в бомбе PVT объема О<) при дифференциальной конденсации:
NN V- RT
q0 =аж +q„(Xin. 17)
Ржр
где ^cм - число молей газоконденсатной смеси в бомбе PVT; V - молярная доля паровой фазы смеси; Мж - молекулярная масса жидкой фазы; рж - плотность жидкой фазы; zu - коэффициент сверхсжимаемости паровой фазы; R - универсальная газовая постоянная; рЛ - абсолютные давление и температура смеси соответственно.
Если количество вещества измеряется в моль, объем - в см3, плотность - в г/см3, давление - в МПа, температура - в К, то R = 82,057 • 10-1 (см3 • МПа)/(моль • К). Величины V, Мж, рж, z„ определяют в процессе расчета парожидкостного равновесия на каждом этапе дифференциальной конденсации при известных составе смеси, давлении и температуре.
По уравнению (XIII. 17) можно вычислить число молей смеси при заданном давлении р. Для этого необходимо знать или задаться числом молей смеси Nv; и ее составом т\ц на начало j-ro этапа при pHj, а также давлением на конец j-ro этапа рк h равным давлению на начало (/' + 1)-го этапа. Обычно расчет начинают с давления начала конденсации, когда смесь находится в однофазном состоянии, т.е. при рн = /7НК, VH = 1. Затем рассчитывают процесс парожидкостного равновесия при рК7ит|;/. Так как в течение одного этапа Т]^ = const, а следовательно, и VKj, (Мж)к/- и (2„)к/ = const на конец j-ro этапа, то из уравнения
^ =NH!-Nxj(XIII.18)
находят число молей NKj в бомбе PVT на конецу-го этапа.
Далее по формуле (XIII. 16) пересчитывают состав смеси д 7 + ] на 0 + 1)-м этапе и, учитывая, что NK j = NHj+^ рассчитывают парожидкостное равновесие на (/ + 1)-м этапе при рк j+ ь
Используя описанный метод расчета процесса дифференциальной конденсации смеси в бомбе PVT, на каждом этапе определяют состав смеси в бомбе, молярные доли и объем образовавшихся фаз, состав каждой из фаз, их физические свойства и текущие пластовые потери конденсата. Пластовые потери конденсата (коэффициент потерь) определяют как отношение объема образовавшейся жидкости Ож к объему бомбы О^:
ХН=ЫЖ/ЛО,(XIII. 19)
где
^ж = ^см(1-тж/рж,(XIII.20)
или как отношение объема образовавшейся жидкости Юж к начальному объему Qu газа в объеме PVT, приведенному к стандартным условиям:
0Ц = ^ОРшДсЛст / Uhk^hPct )’(ХШ.^1)
К = Пж/ен.(XIII.22)
В лабораторной практике за потери конденсата при разработке газоконденсатной залежи в условиях газового режима (Qo = const) принимают значение коэффициента потерь, полученное при минимальном абсолютном давлении в бомбе PVT, равном 0,1 МПа, и пластовой температуре. В этом случае не учитывают влияние пористой среды на объем образовавшейся жидкости, наличие высококипящих компонентов в паровой фазе в пласте, фактическое давление в конце разработки месторождения, которое всегда больше атмосферного.
Изменение констант фазового равновесия компонентов в процессе дифференциальной конденсации пластового газа залежи Уренгойского месторождения
Компонент
Пластовое давление, МПа
26,4
22,9
18,6
15,1
12
8,7
6,6
26,4
22,9
18,6
15,1
12
8,7
6,6
Определено экспериментально
СН41,391,531,742,242,603,373,85
С2Нб0,950,950,961,091,221,501,58
C3Hg0,650,740,700,790,800,730,84
z-C4H100,550,560,580,590,600,670,74
М-С4Н100,490,510,500,550,560,620,68
Z-C5H120,340,320,340,430,520,630,59
л-С5Н120,280,290,340,430,460,570,55
С6Н14 + высшие0,180,120,0790,0490,0390,290,026
N21,5522,774,626,1712,6718,50
Рассчитано
1,371,521,772,072,493,264,15
0,930,930,940,981,061,221,43
0,710,660,610,590,580,610,67
0,600,540,460,420,380,370,39
0,550,480,400,350,320,300,31
0,460,380,300,250,210,190,18
0,440,350,270,220,180,160,15
0,140,090,0560,0330,0270,0190,016
1,772,102,673,384,366,188,27
Таблица 57
Состав паровой фазы (в %) при дифференциальной конденсации пластового газа залежи Уренгойского месторождения
Компонент
Давление, МПа
26,4
22,9
18,6
15,1
12
8,7
6,6
26,4
22,9
18,6
15,1
12
8,7
6,6
Определено экспериментально
СН483,0683,7584,1983,9183,1783,2583,58
С2Нб6,696,646,456,647,297,827,62
С3Н83,533,703,784,054,283,903,98
z-C4H100,850,850,9111,041,041,02
л-С4Н101,031,051,111,231,302,282,23
1-С5Н120,240,250,270,290,330,350,34
п-С5Н120,170,190,210,230,240,250,23
СбН14 + высшие4,123,432,722,281,981,731,68
N20,310,340,360,370,37380,37
Рассчитано
84,1984,9685,6786,0886,2986,2786,02
6,666,656,676,706,756,856,96
3,463,423,383,373,403,473,59
0,820,800,790,770,770,790,82
0,990,960,930,910,910,920,97
0,230,220,210,200,190,190,20
0,160,150,140,140,130,130,13
3,192,520,891,511,241,060,99
0,310,330,320,320,320,320,32
Состав жидкой фазы (в %) при дифференциальной конденсации пластового газа залежи Уренгойского месторождения
Компонент
Давление. МПа
26.4
22,9
18.6
15.1
12
8,7
6.6
Опре
целено
а к с п е f
и м е н т г
л ь н о
СН4
59.61
54.72
48.28
37.43
32.02
24.71
21,69
С2Нб
7.07
6.77
6.74
6,11
6
5,20
4,82
С3Н8
5,43
6.17
5.41
5,12
5,32
5,33
4,69
!-C4Hk)
1,55
1.53
1.56
1.69
1.72
1.55
1,37
И-С4Н10
2.12
2.05
2,20
2.23
2.31
2.07
1,80
ьС5Н]2
0,71
0,78
0.80
0,68
0,61
0,56
0,58
И-С5Н12
0,60
0.65
0.62
0.53
0,52
0,44
0,42
С^Нц + высшие
22,71
28,16
34.27
46,13
51.40
60.11
64.61
n2
0,20
0,17
0.13
0,08
0.06
0.03
0,02
Компонент
Давление. МПа
26.4
22,9
18.6
15,1
12
8,7
6,6
Ра
с ( ч и т а
н о
СН4
61,48
55,95
48.46
41.55
34,68
26,46
20,71
0>Нб
7.20
7,19
7.06
6.81
6.39
5.61
4.86
С3Нн
4,85
5,15
5,50
5,75
5.85
5.71
5.35
ьС4Ню
1.36
1,50
1.69
1.87
2.01
2,10
2,08
И-С4Н10
1,79
2,01
2.32
2,59
2.84
3,03
3,07
ьС5Н12
0,48
0,56
0.68
0.80
0.91
1.03
1,09
»-с5н12
0,37
0,43
0.52
0.62
0.71
0,82
0.87
С6Н|4 + высшие
22,29
27.06
33.65
39.92
46.54
55,19
61,93
М2
0,18
0,15
0.12
0,09
0,07
0.05
0.04
Для определения коэффициента извлечения конденсата из бомбы PVT существует несколько корреляционных зависимостей, учитывающих тс или иные физические свойства смеси в бомбе до начала эксплуатации, например зависимость С.Л. Критской
(Х1П.23)(Х1П.23)КИ = 1 - КИ = 109,566 - 0,115рн - 0,022^1.
(Х1П.23)
(Х1П.23)
где Kv - коэффициент извлечения конденсата (С5+) при конечном давлении рк = = 3,5 МПа; рн - начальное пластовое давление, МПа;
91 =91 =(Х1П.24)(Х1П.24)Mc5jc5+ .
91 =
91 =
(Х1П.24)
(Х1П.24)
Рс5+ 0,024(100-уС5+)’
^с5+ ’ Рс5+ ~ соответственно молекулярная масса и плотность стабильного конденсата; Ус5+ - объемное содержание остатка в составе исходного газа, %.
Средняя погрешность расчета коэффициента извлечения конденсата из бомбы PVT составляет ±5,5%.
Поскольку в описанном способе расчета дифференциальной конденсации используется метод последовательной смены стационарных состояний, то точность расчета при прочих равных условиях зависит от числа этапов. Практика показала, ч то во многих случаях можно ограничиться 10 этапами при начальном давлении рн ^ 30 МПа.
Пример. Рассчитать парожидкостное равновесие и дифференциальную конденсацию газоконденсатной смеси из скважины (интервал перфорации 2879-2886 м) с помощью уравнения состояния Пенга- Робинсона при следующих исходных данных: рн = 29,6 МПа; Гн = 357 К; состав смеси (в об.%): СН4 - 82,65; С2Н6 - 6,80; С3Н10 - 3,10; i-C4H10 - 0,75; п-С4Н10 - 0,68; С5Н12 + высшие - 5,6; N 2 - 0,42; Мс^ -114; рс?+ - 0,739 г/см3. Фракционная разгонка стабильного конденсата: Гнк = 29°С; 10% - 63°С; 50% - 131 °C; 90% - 295°С; гкк = 321°С; выход - 89%; остаток т потери - 11%. Состав конденсата (в мас.%): ароматических углеводородов - 9,83; нафтеновых - 30,49; метановых - 59,68. Потенциальное содержание С4+ в пластовом газе 297,8 г/см3.
Измеренные экспериментально и рассчитанные коэффициенты распределения компонентов в паровой и жидкой фазах приведены в табл. 56-58.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНО НЕОБХОДИМОЙ СКОРОСТИПОТОКА ГАЗА ДЛЯ ПОЛНОГО ВЫНОСА КОНДЕНСАТА
С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
При уменьшении давления и неизменной температуре в процессе фильтрации газоконденсатных смесей в пласте могут происходить фазовые превращения. В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин скорость газового потока должна быть достаточной для выноса с забоя скважины твердых частиц и капель жидкости. В противном случае на забое образуются песчано-глинистые пробки или скапливается столб жидкости, что создает дополнительное сопротивление потоку газа, уменьшает дебит скважин, приводит к пульсации при работе скважин, изменению фракционного, состава газовой и жидкой фаз, поступающих из скважины.
При исследовании скважин с различными скоростями потоков газа (меньше минимально необходимой скорости) получают противоречивые данные о выходе конденсата в аппаратах, неправильно определяется состав пластовой смеси и, следовательно, потенциальное содержание стабильного конденсата в месторождении, запасы стабильного конденсата, неправильно устанавливаются плановые цифры по его добыче.
Впервые в 1959 г. А.С. Беликовский и В.В. Юшкин предложили определять минимально необходимую скорость (или дебит скважины) по неизменности фракционного состава жидкого конденсата, поступающего из скважины. Для этого необходимо проводить специальные исследования скважин с различными возрастающими по величине дебитами, отбирать пробы жидкой фазы при работе скважины на установившемся режиме, проводить их разгонку в лабораторных условиях, определяя ско-
Таблица59
Результаты экспериментов для построения изотерм конденсации
Ре
МПа
гс,°С
Gr тыс. м3/сут
GK, М^сут
Q^Qv см^
Ре
МПа
& тыс. кр/сут
0к’ м3/сут
QJQr cmW
7,5
26
35,7
6,48
184,5
7,4
27,5
69,29
16,2
234
5.5
26,5
37,2
6,91
186
5,5
27,5
74,25
17,4
234,5
3,5
26,5
38
6,19
163
3,3
27,3
83
16,75
202
1,3
27
38
4,97
130,6
1,9
27,8
83
15,1
180,5
1,5
27
58
8,70
155
1,9
27,2
103
18,7
181,5
3,6
27
58
10,9
188
3,5
27,4
103
21
204
5,5
27
56,4
11
209
5,5
27,3
98,6
23,3
234
7,3
27,2
54,75
11,22
205
7,4
27,5
92,83
21,6
234
Рис. 164. Изотермы конденсации при t = 27°С и различных дебитах, построенные по данным исследований скв. 18-А месторождения Камбей (Индия)Q, тыс. м3/сут: 1 - 38; 2 - 58; 3 - 83; 4 - 100Рис. 164. Изотермы конденсации при t = 27°С и различных дебитах, построенные по данным исследований скв. 18-А месторождения Камбей (Индия)Q, тыс. м3/сут: 1 - 38; 2 - 58; 3 - 83; 4 - 100
Рис. 164. Изотермы конденсации при t = 27°С и различных дебитах, построенные по данным исследований скв. 18-А месторождения Камбей (Индия)
Q, тыс. м3/сут: 1 - 38; 2 - 58; 3 - 83; 4 - 100
Рис. 164. Изотермы конденсации при t = 27°С и различных дебитах, построенные по данным исследований скв. 18-А месторождения Камбей (Индия)
Q, тыс. м3/сут: 1 - 38; 2 - 58; 3 - 83; 4 - 100
Рис. 165. Зависимости высоты столба конденсата в затрубном пространстве на забое скважины (/) и удельного выхода конденсата (2) от дебита скважины Q при рс = 3,5 МПа, tc = 27°С
рость, при которой и выше которой фракционный состав практически не изменяется. Метод надежен, физически обоснован, однако требует значительных затрат времени и сложного лабораторного оборудования.
В 1963 г. А.И. Ширковский предложил определять минимально необходимую скорость (дебит) по неизменности изотермы конденсации при различных дебитах или по отсутствию столба жидкости в затрубном пространстве на забое скважины. При постоянном составе продукции скважины должна получаться одна и та же изотерма конденсации при неизменных параметрах работы сепарационного оборудования (скорость потока газовой фазы в сепараторе, давление и температура).
Пример. Определить минимально необходимый дебит для полного выноса конденсата с забоя скважины. Данные исследования приведены в табл. 59 и на рис. 164.
Дебит, при котором высота столба конденсата в затрубном пространстве равна нулю, можно определить из выражения
0,034 15Д(£-й)
Рме*PKgh = p3,(XIII.25)
где Д - относительная плотность затрубного газа по воздуху; L - расстояние между плоскостями замеров давления в затрубном пространстве на устье рзт и на забое р3\ h - искомая высота столба конденсата в затрубном пространстве; z,T - соответственно средние по длине L коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура, К; рк - плотность конденсата в забойных условиях (р3, /3).
Изменяя дебит газа Qr получаем различные значения затрубного и забойного давлений. Решая методом последовательных приближений или графически уравнение (Х1П.25), находим значения высот столба конденсата, соответствующих различным дебитам. Далее строим график зависимости h = KQr). по которому определяем дебит, соответствующий h = 0.
Таблица 60
Высота столба конденсата в затрубном пространстве при различных дебитах
рзт, МПа
ру МПа
Qr, тыс. м3/сут
И, м
Ру, МПа
р3, МПа
Сг, тыс. м3/сут
h, м
15.6
17,98
0
0
15,2
17,61
82
5
15.4
17,85
40
7
15,1
17,44
116
0
15,2
17,79
51
48
15,4
17,97
0
40
15,2
17,74
71
38
Пример. Определить минимально необходимый дебит для скважины. Исходные данные для расчета: L = 1680 м; рк = 0,75 т/м3; А = 0,73; z = 0,864; Т= 343 К.
Измеренные давления, расходы газа и подсчитанные по формуле (XIII.25) высоты столба конденсата h приведены в табл. 60, по данным которой построен график (рис. 165). С помощью этого графика определяем /1 = 0 при 2Г = 87 тыс. м3/сут.
Минимально необходимый дебит можно найти приближенно по меньшему числу экспериментальных точек, построив зависимость удельного выхода конденсата Т| = QJQV при одних и тех же значениях давления, температуры и скорости потока газа в сепараторе, но при различных дебитах скважины Qr (см. рис. 164, вертикаль /-/).
Дебит, при котором 6K/Qr = const, и будет минимально необходимым.
ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
При исследовании в лаборатории процессов фазовых превращений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте. Для этого в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления. В первом, бомбе РУТ, проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Таким способом моделируют фазовые превращения в пласте при разработке залежи на истощение.
Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при контактной и дифференциальной конденсации. При контактной конденсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоянными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе РУТ, т.е. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ выпускают из бомбы РУТ, не изменяя ее объема. Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси изменяется, а газовую фазу, отобранную из "пласта" (бомбы РУТ), направляют во второй сосуд высокого давления - сепаратор, в котором давление и температуру поддерживают на уровне промысловых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс промысловой обработки газа.
Соблюдение только термодинамического подобия, т.е. равенства параметров р^Т в пласте и сепараторе их величинам в лабораторных условиях, позволяет получить приближенные исходные данные для перспективного планирования добычи и изменения состава добываемых газа и конденсата. В современных лабораторных исследованиях не соблюдаются условия газогидродинамического подобия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонения реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое подобие промысловым процессам подготовки газа к транспортированию. Эти отличия реальных процессов на месторождении от условий лабораторных исследований определили использование лабораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.
Сопоставление лабораторных и фактических данных по девяти месторождениям Краснодарского края показало, что добыча конденсата по отдельным месторождениям на 30-40% ниже рассчитанной по лабораторным данным. Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фазовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как аналитические (расчетные) методы их прогнозирования менее надежны.
Одним из основных узлов установки для исследования газоконденсатных смесей УФР-2 (рис. 166) является бомба равновесия 3, корпус который состоит из двух цилиндров: верхнего - газового 2 и нижнего - жидкостного 9. Пространства со стороны штоков цилиндров связаны обводной трубкой 6, уменьшающей осевые усилия на поршни и обеспечивающей синхронное их перемещение при механическом воздействии
Рис. 166. Схема установки УФР-2 для исследования газоконденсатных смесей
] - электромагнит; 2 - газовый цилиндр; 3 - камера PV1; 4 - шток поршня; 5 - электромагнитная мешалка: 6, 31 - обводные трубки: 7 - смотровое стекло; 8 - поршень: У - жидкостный цилиндр; 10 - безлюфтовая передача: 11,24 - указатели объема; 12 - потенциометр; 13. 25 - поршневые контейнеры; 14. 22, 26-29 - образцовые манометры; 15 - электроконтактный манометр; 16-18 - электронагреватели; 19 - измерительный плунжер; 20 - сепаратор: 21 - счетчик; 23 - пробоотборник газа (пикнометр): 30 - напорный бачок; 32 - гидропресс. 33 - масляный насос; 34 - ресивер
на поршень 8 жидкостного цилиндра. Привод поршня 8 осуществляется от синхронного двигателя через редуктор и безлюфтовую передачу винт-гайка /9.
Объем жидкой фазы отсчитывают по счетчику указателя объема //. Сельсин- приемник счетчика дистанционно связан с сельсин-датчиком привода и соединен со счетчиком конической передачей, рассчитанной так. что полный объем (в см3) замеряют в тот момент, когда уровень жидкой фазы находится в середине смотрового стекла.
Объем газовой фазы отсчитывают по счетчику указателя объема 24. Сельсин- датчик счетчика закреплен на валу двигателя, имеющего контактное устройство, которое включает двигатель при перемещении штока 4 поршня газового цилиндра. Сельсин-приемник соединен со счетчиком газа цилиндрической передачей, рассчитанной таким образом, что объем жидкой фазы отсчитывают в единицах объема (в см3). В газовом цилиндре проба перемешивается электромагнитной мешалкой 5. ось которой является сердечником электромагнитной катушки /.
Раздел фаз исследуемой пробы фиксируется визуально на зеркале, отражающем луч света от осветителя, который проходит через смотровое окно бомбы равновесия.
Бомбу PVT нагревают электронагревателем / 7, Стабилизация температуры в исследуемой пробе осуществляется электронагревателем 18. Нагреватель 16 предус-
мотрен для того, чтобы не выпадал конденсат при отборе пробы через шток из цилиндра газовой фазы и не было оттока теплоты, с его помощью температура по всему пути движения газа поддерживается равной температуре внутри бомбы или на 1-2°С выше.
Температура в бомбе равновесия регулируется потенциометром /2 с помощью трех термопар, расположенных у спиралей нагревателей. Давление в гидросистеме и рабочей камере бомбы создается масляным насосом 33 и гидропрессом 32 с механическим приводом. Ресивер 34 установлен в системе для сглаживания пульсаций при работе масляного насоса.
Гидропресс обеспечивает также автоматическое поддержание заданного давления: для этого он снабжен обводной линией 31. При открытой обводной линии пресс создает давление до 80 МПа, при закрытой - до 160 МПа. Гидропресс включается в режим регулирования поршневым разделителем 25, снабженным электрическим индикатором.
Регулирование ведут по заданному давлению (манометры 26-29). Давление в системе контролируют по манометру 14, а защита от превышения давления осуществляется электроконтактным манометром 15.
Для определения выхода конденсата из газа по мере снижения давления при различных режимах сепарации в нижней чатси сепаратора 20 вмонтированы смотровое стекло с осветителем и измерительный плунжер 19. Давление в сепараторе (до 20 МПа) регистриует манометр 22, а количество отобранного из системы газа - счетчик 21.
Рабочую жидкость подают в систему из напорного бачка через гидропресс и масляный насос. При помощи поршневого контейнера заполняют бомбы газом и повышают давление.
Установка снабжена специальным термостатируемым пикнометром высокого давления 23 для отбора пробы паровой фазы при различных режимах работы. Узлы установки жестко закреплены на стенде таким образом, что на месте эксплуатации установку легко смонтировать в защитной кабине, причем щит с управляющими и показывающими приборами может быть одной из ее стенок. Блок автоматики позволяет автоматически управлять установкой в соответствии с технологическими требованиями.
Методика исследования на установке УФР-2
При полностью вдвинутом поршне и нижнем плунжере бомбу вакуумируют до 3350 Па и заполняют пробой газа из баллона. Под давлением газа поршень уходит в крайнее верхнее положение. После выравнивания давления в бомбе и баллоне последний отключают от бомбы и подключают к поршневому контейнеру, с помощью которого дополнительно подают необходимое количество газа.
Контейнер наполняют газом до остаточного давления пробы в баллоне, затем перекрывают баллон, а контейнер соединяют с масляным насосом и, подняв в нем давление выше, чем давление в бомбе, пробу газа передавливают в бомбу. Затем контейнер отключают от бомбы и соединяют с баллоном, чтобы вытеснить гликоль из контейнера в напорный бачок. Далее цикл повторяется снова, пока в бомбе не будет создано давление, необходимое для проведения опыта.
Загрузив в бомбу необходимое количество газовой пробы, рассчитывают объем жидкости, необходимый для загрузки, и измерительным прессом передавливают ее в бомбу. После загрузки бомбы включают обогрев и по достижении определенной температуры опыта включают мешалку. Постоянное давление в бомбе поддерживается верхним поршнем, который перемещается под давлением гликоля, нагнетаемого насосом в камеру бомбы, заключенную между крышкой цилиндра и поршнем.
Пробу перемешивают до тех пор, пока не установится фазовое равновесие при заданных температуре и давлении. Фазовые равновесия систем исследуют при температурах от -10 до +200°С и давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяют расчетом. Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегаюпцих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата. потерь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения.
Исследование проб сырого конденсатаи отсепарированного газа
Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепарированного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного конденсата - на С5+. Прежде всего пробу сырого конденсата необходимо дегазировать на установке дегазации сырого конденсата (рис. 167). Контейнер 4. содержащий сырой конденсат, помещают в баню 3, температуру в которой поддерживают с помощью термостата / и измеряют термометром 5. Между контейнером и газометром 8 помещают стеклянные змеевиковые ловушки 7, погруженные в охлажденную смесь льда с солью (~20°С). Прямая функция ловушек - улавливание жидких углеводородов, уносимых газом из контейнера.
Для разгазирования пробы сырого конденсата открывают вентиль контейнера и выпускают газ в газометр со скоростью 5 л/ч. При этом температуру в. бане поддерживают равной 20°С. Давление выходящего газа измеряют манометром 6. После прекращения выделения газа из контейнера при открытом вентиле температуру в нагревающей бане доводят до 30°С. При этом из контейнера выделяется дополнительное количество газа, которое также собирают в газометр. Наконец, после прекращения его выделения вентиль закрывают и контейнер с содержащимся в нем дегазированным конденсатом охлаждают до 10-15°С.
Для удаления газообразных углеводородов, растворенных в жидкости, собранной в ловушках, температуру охлаждающей смеси постепенно повышают, доводя ее до 5°С. В конденсат, переливающийся из контейнера в мерный цилиндр, добавляют жидкий продукт, выделенный из газа и собранный в змеевиковых ловушках. После этого измеряют объем полученного жидкого продукта (С5+) и определяют его плотность.
В результате проведенных промысловых исследований и лабораторных анализов проб газа сепарации и сырого конденсата получают следующие исходные данные для расчета содержания этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих в пластовом газе: 1) q - объем сырого конденсата, выделяющегося из 1 м3 отсепарированного газа (в см3) в промысловом сепараторе; 2) V - объем контейнера, в который отбирается сырой конденсат, см3; 3) а - объем газа дегазации, выделяемого из сырого конденсата в объеме контейнера, л; 4) b - содержание жидких углеводородов в контейнере, см3; 5) плотность и молекулярная масса стабильной жидкой фазы, оставшейся после дегазации сырого конденсата.
Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от их группового углеводородного и фракционного составов. Например, конденсаты, в которых велико содержание ароматических углеводородов, имеют большую относительную плотность (0,806-0,826), чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводороды. От группового углеводородного состава зависит также и показатель преломления конденсатов (колеблется для исследованных конденсатов в пределах 1,39-1,46). На основании результатов исследований стабильных конденсатов более 60 газоконденсатных место-
Рис. 167. Схема лабораторной установки для дегазации сырого конденсата
/ - термостат; 2 - вентиль; 3 - баня; 4 - контейнер сырого конденсата; 5 - термометр; б - манометр; 7 - ловушки жидких углеводородов; 8 - газометр
рождений (исследования ВНИИгаз) установлена зависимость между плотностью 20
конденсата и его показателем преломления nd :
р? = 1,90646^° -1,96283.(ХШ.26)
При экспериментальном изучении фазовых превращений газоконденсатных систем на существующей аппаратуре (УКГ, УФР-2, бомба PVT) количество жидкой фазы
2020
настолько мало, что определить удается лишь nd , а для определения р4 можно воспользоваться зависимостью (ХШ.26); относительная погрешность при этом не превышает ±2%. Молекулярная масса исследованных конденсатов колеблется от 92 до 158. Ее часто находят расчетным путем, используя зависимости между М и некоторыми физическими свойствами конденсатов. Например, формула Крега связывает плотность pCs+ и молекулярную массу М^:
МС5+ = 44,29pCs+ /(1,03-Рс5+).(ХШ.27)
Наибольшую точность среди расчетных методов при определении молекулярной массы конденсатов дает формула Херша
Мс^ = 1,939436+0,0019764?кип+(2,1500-^°),(ХШ.28)
где \ип - средняя температура кипения конденсата, °C.
Однако приемлемую точность (относительная погрешность не превышает ±3,5%) можно получить лишь для конденсатов, в которых доминируют парафиновые углеводороды. В остальных случаях молекулярная масса конденсата должна определяться экспериментально, криоскопическим методом.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙИ ПРОМЫСЛОВЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ
При исследовании газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе пласт-скважина-сепаратор-магистральный
газопровод. В нашей стране создание и внедрение методов исследований газоконденсатных месторождений относится к 1952 г.
Определение компонентного состава пластового газа - важная задача. От правильного определения состава пластового газа зависят: 1) балансовые запасы компонентов. входящих в его состав; 2) способы подготовки газа к транспортировке и переработке; 3) технологическая схема сбора, внутрипромысловой транспортировки пластового газа и его транспортировка на ГПЗ; 4) технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ; 5) обоснование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии; 6) охрана труда и защита окружающей среды.
Инструкция, разработанная сотрудниками ВНИИгаз для определения состава пластового газа, предусматривает проведение промысловых газоконденсатных исследований на скважинах и лабораторных исследований проб паровой и жидкой фаз, отобранных в сепараторе. Она предусматривает определенные требования к скважинам, сепараторам, условиям отбора проб газа сепарации и сырого конденсата.
К газоконденсатным скважинам предъявляются следующие требования: а) непрерывный. полный вынос пластового флюида в поверхностный сепаратор; б) депрессия в пласте при минимально необходимом дебите для полного выноса жидкости с забоя газоконденсатной скважины в поверхностный сепаратор не должна превышать 15% пластового давления; в) в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ не должны отлагаться кристаллогидраты природных газов; г) пакеры и НКТ должны быть герметичны.
К сепараторам, использумым в процессе определения состава пластового газа, предъявляются следующие требования: а) коэффициент сепарации паровой фазы от жидкой должен приближаться к единице: б) для точного измерения объема жидкости в сепараторе он должен иметь уровнемерное стекло; в) сепаратор должен устанавливаться вблизи скважины.
Температура газа в сепараторе при отборе проб газа и жидкости сепарации не должна превышать +6°С, пробы газа должны отбираться в стеклянные емкости при атмосферном давлении или в специальные пробоотборники.
Выполнить все эти требования во многих случаях невозможно. Особые трудности при определении состава пластового газа возникают при исследовании пластов, характеризующихся малыми значениями коэффициента проницаемости. При газоконденсатных исследованиях скважин не удается получить дебитов, необходимых для непрерывного полного выноса жидкости с забоя скважин даже при очень больших депрессиях в пласте.
Для сокращения времени исследования газоконденсатных скважин, определения состава пластового газа в месторождениях с плохими фильтрационными свойствами, снижения трудоемкости и материальных затрат, связанных с определением состава пластового газа, предпринимаются настойчивые попытки разработки аналитических методов расчета, позволяющих при тех или иных допущениях определять состав пластового газа прямо у скважины, получая с помощью портативного хроматографа ХТ-8 состав газа сепарации, измеряя расход газа и углеводородного конденсата в сепараторе при двух значениях дебитов.
Сотрудники УкрНИИгаз разработали новую газовую схему для хроматографа ХТ-8. Она дает возможность осуществить обратную продувку, вводить пробы дозой и шприцем и использовать для работы две параллельные колонки. С ее помощью можно определять не только неуглеводородные компоненты в составе исследуемого газа, такие, как гелий, водород, кислород, азот и СО2, но и полный углеводородный состав, включая С5Н12 + высшие на одном приборе.
Использование ХТ-8 в полевых условиях позволяет определять компонентный состав газов на устье скважин, УКПГ, ДКС, в определенных местах промысловых
газосборных сетей, а также отрабатывать оптимальные условия отбора проб газа для исследования в лабораторных условиях.
Исследования газоконденсатных скважин можно классифицировать следующим образом.
Первоначальные исследования разведочных и первых добывающих скважин. Особым условием этих работ должно быть проведение полного комплекса исследований на всех без исключения скважинах. Это дает возможность изучить изменения газоконденсатной характеристики залежи или месторождения по площади и разрезу. По составу смеси, отобранной из первой разведочной скважины, уже можно судить о наличии нефтяной оторочки.
Текущие исследования для уточнения запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных при ежегодном планировании добычи углеводородного конденсата и обоснования оптимального режима сепарации применительно к текущему составу газоконденсатной смеси.
Специальные исследования фазового состояния и углеводородного состава газоконденсатной смеси в каждом элементе системы пласт-скважина-шлейф- сепаратор-газопровод на различных этапах разработки залежи.
Результатом исследований всех видов является комплекс данных, которые принято называть газоконденсатной характеристикой залежи, в которую входят: компонентный состав и фазовое состояние газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода залежи в разработку: изотерма конденсации смеси при пластовой температуре; содержание конденсата в добываемом газе и составы газа и конденсата за весь период снижения пластового давления от начального до остаточного; изотермы сепарации устьевого газа (при Тс = 258-293 К и давлениях 2-10 МПа); физико-химические свойства и составы газа и конденсата, отобранных на устье скважины или из сепаратора; фазовое состояние, составы и свойства газа и конденсата в элементах системы скважина-шлейф-сепаратор-газопровод.
Газоконденсатную характеристику используют для: 1) подсчета запасов конденсата и компонентов, составляющих газоконденсатную смесь; 2) технико-экономического обоснования способа разработки залежи (на истощение или с поддержанием давления) и направления использования конденсата; 3) проектирования системы разработки и обустройства промысла; 4) обоснования режима сепарации или режима работы установок по переработке добываемой газоконденсатной смеси; 5) контроля и наблюдения за разработкой и эксплуатацией залежи.
Исследования на газоконденсатность проводят комплексно в промысловых и лабораторных условиях. При промысловых исследованиях определяют изотермы сепарации и отбирают пробы газа и конденсата (сосуществующие фазы) на устье скважины, из сепараторов или других элементов системы скважина-шлейф-сепаратор-газопровод. Пробы используют для определения состава и свойств газа и конденсата, состава газоконденсатной смеси до начала разработки залежи или добываемой смеси.
Рекомбинированием проб, т.е. объединением газа и конденсата в соотношении, при котором они отобраны на промысле при температуре и давлении отбора, получают газоконденсатную смесь для проведения лабораторных работ.
Промысловые исследования газоконденсатных месторождений одновременно развиваются в двух направлениях, первое состоит в исследовании всей продукции скважин - отбор промышленных количеств газа; второе - в исследовании только части потока, которая по фазовому и углеводородному составам идентична продукции во всем потоке, - отбор "представительных" проб.
Промышленное количество газа исследуют при помощи промысловых стационарных сепараторов, передвижных блоков сепараторов, сепараторов передвижных установок.
Представительные пробы отбирают из неподвижного столба газа, фонтанной арматуры действующей скважины через пробоотборную трубку, установленную на оси
Рис. 168. Схема промысловой экспериментальной установки на газоконденсатном месторожении
/ - скважина: 2 - ловушка жидкой фазы; 3 - штуцер; 4 - распределительная гребенка; 5-7 - сепараторы: 8 - измерительный сепаратор; 9. 12 - отводы на факел; 10 - регулятор давления "до себя"; / / - мерная емкость; 13 - установка для измерения объема жидкости: 14 - уровнемерное стекло
Рис. 169. Схема передвижной газоконденсатной лаборатории ЛПГ-1
1,9 - регулирующие штуцеры; 2,8 - образцовые манометры; 3 - предохранительная мембрана; 4, 6 - мерные емкости; 5 - замерные вентили; 7 - циклонный сепаратор; 10 - расходомер (ДИКТ): 11 - факельная линия: 12 - малая термостатируемая установка
потока; отборного устройства, установленного вертикально у устья скважины; горизонтального участка шлейфа; смесителя.
Из перечсленных методов наибольшее распространение получили исследования на промысловом оборудовании, отборы представительной пробы из фонтанной арматуры или при помощи смесителей с использованием малогабаритных установок, одновременный отбор промышленного количества газа и представительной пробы при помощи передвижной установки ЛПГ-1.
Исследования при помощи промыслового оборудования (рис. 168) впервые были проведены на месторождении Камбей (Индия) в 1964 г.
Поток газоконденсата, выходящий из скважины 1, проходит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Далее через штуцер 3, шлейф и распределительную гребенку 4 газ поступает в сепараторы 5-7 первой и второй ступеней (р = 4 и 1,6 МПа) и затем через расходомер в газопровод.
После каждого сепаратора установлено регуляторы давления "до себя" 10, поддерживающие в них заданные давления. Перед сепаратором первой ступени при исследовании был дополнительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровнемерным стеклом 14 (р = 21 МПа). Использована также передвижная измерительная установка 13 для замеров объемов воды, сырого конденсата, газа, выделяющегося из конденсата при изменении давления и температуры. Газ с установки 13 поступает для сжигания на факел.
Выделенный в сепараторах и измерительной установке конденсат поступает в измерительный сепаратор 8 (р -■ 0,6 МПа) и далее после редуцирования в мерную емкость 11, а выделенный из конденсата газ - через измерительную диафрагму в отвод 9 для сжигания на факел.
Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсатоотводящую трубку введена термопара регистрирующего термометра.
Методика построения изотерм, изобар конденсации и части диаграмм фазовых превращений с помощью обычного промыслового оборудования состоит в следующем.
Изотермы конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т.е. изотермических условий.
При помощи регулятора давления "до себя" в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации QT и расход стабильного конденсата 0К. Отношение QJQV = qK~ выход конденсата (в см3/м3) при различных давлениях.
Изобары конденсации. Для получения изобар конденсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен или больше минимально допустимого, изменяют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления "до себя" постоянное давление в сепараторе при различных температурах сепрации. Определяют qK, как и в первом случае.
При построении части диаграмм фазовых превращений в диапазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.
Исследования при одновременном отборе промышленных количеств газа и представительной пробы проводят при помощи установки ЛПГ-1 (рис. 169). При промышленном отборе газоконденсатная смесь из скважины через регулирующий штуцер 1 поступает в циклонный сепаратор с манометром 8. Выделенная жидкость направляется в мерные емкости 4 и 6. Конденсатосборники снабжены замерными вентилями 5,
при помощи которых измеряют дебит сырого конденсата. Отсепарированный газ через регулирующий штуцер 9 выпускают на факел или направляют в газопровод. В первом случае дебит газа измеряют ДИКТ 10, во втором - промысловом расходомерами ДП-430.
При промышленном отборе газа в пробоотборники поступают газ и конденсат после сепарации. Содержание конденсата в газе определяют при различных давлениях и температурах сепарации.
Для построения изотерм и изобар конденсации требуются отбор представительной пробы и ее исследование. Для этих целей предназначена малая термостатирующая установка ЛГКМ-3, состоящая из сепаратора гравитационно-центробежного типа, термостатируемого с помощью двух электронагревателей (ЭТ-32). Газ из малого сепаратора проходит расширительную камеру, и по газовому счетчику PC-100 определяют его расход. Объем отсепарированной жидкости определяют замерными краниками. установленными непосредственно на сепараторе.
Представительную пробу отбирают из смесителя. Сепаратор калибруют по большому циклонному сепаратору. При этом в сепараторе регулировочными вентилями создают такие же давление и температуру, как и в большом. Скорость отбора части потока из смесителя, при которой обеспечивается одинаковый удельный выход конденсата в обоих сепараторах, принимают за рабочую. В дальнейшем при этой скорости отбора части потока из смесителя термостатируют сепаратор при заданных температурах (0, -10, -20°С) и создают в двух сепараторах различные давления.
РАСЧЕТ СОСТАВА ПЛАСТОВОГО ГАЗАИ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ КОМПОНЕНТОВ
При расчете состава пластового газа исходят из 1000 моль отсепарированного газа:
А = aqfw,А = aqfw,число молей газа А (в моль/1000 моль отсепарированного газа), выделяющегося при дегазации сырого конденсата, определяют по уравнению
А = aqfw,
А = aqfw,
(XIII.29)
содержание в сыром конденсате пентанов и высших В (в моль/1000 моль отсепарированного газа) определяют по формуле
(XIII.30)(XIII.30)B = lA,OAqb^ ЦХ)М\
(XIII.30)
(XIII.30)
Расчет состава пластового газа
Таблица 61
Компонент
Газ сепарации
Газ дегазации
Суммарное число молей газовсепа- рации и дегазации
Молярный состав пластового газа.
%
моль
%
моль
СЩ
85,4
854
48.9
20.9
874.9
80.5
<2Иб
7,1
71
24,7
10.6
81.6
7.5
С3Их
3,7
37
17,5
7.5
44.5
4.1
(4НЮ
0,3
3
2.3
1
4
0,4
"-СдНю
0,6
6
4.6
2
8
0.8
С5Н12 + высшие
0,2
2
2
0.8
45.4
4.2
N.
2.5
25
0
0
25
2.3
СО2
0.2
2
0
0
2
0.2
Всего
100
1000
100
42.8
1085.4
100
Примечание. В сыром конденсате содержится 42,6 моль пентанов + высших.
Пример. Определить состав газа, поступающего на сепарацию (пластового газа), при следующих исходных данных: на промысле из сепаратора при давлении 5,7 МПа, температуре 5°С и дебите 127 тыс. м3/сут были одновременно отобраны пробы газа после сепарации и сырого конденсата. Выход сырого конденсата составил 382 см3/м3 отсепарированного газа. Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом 150 см3, дегазировали в лаборатории. При этом было выделено 16,8 л (при 0,1 МПа и 293 К) газа, состав которого приведен в табл. 61.
Выход пентанов и вышекипящих из контейнера составил 96 см3, плотность этих углеводородов оказалась рд0 = 0,725. Молекулярная масса, определенная криоскопическим способом, равна 100. Состав газа, отобранного на промысле после сепарации, приведен в табл. 61.
По формулам (XIII.29) и (ХШ.30) вычислим А и В:
А = 16,8 • 382/150 = 42,8 моль/1000 моль;
В = 24,04 ■ 382 • 96 ■ 0,725/(150 ■ 100) = 42,6 моль/1000 моль.
Результаты расчетов по определению состава пластового газа приведены в табл. 61.
Число молей отдельных компонентов в газе дегазации конденсата определяют, исходя из общего числа молей газа дегазации (42,8) и его состава (см. табл. 61), например для метана 42,8 • 0,489 = 20,9. Для определения состава пластового газа суммируют по компонентам (по строчкам) число молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, пентанов + вышекипящих. Полученное число молей каждого компонента делят на общее число молей смеси (1085,4). Молярная доля паровой фазы отсепарированного газа, образовавшейся в сепараторе из пластового газа, V = 1000/1085,4 = 0,921.
Расчет балансовых запасов стабильного конденсата
Конденсат, получаемый непосредственно в промысловых сепараторах при данных давлении и температуре, называется сырым. Конденсат, состоящий при стандартных условиях только из жидких углеводородов (пентан + высшие), называется стабильным. Его получают из сырого конденсата при дегазации. Балансовыми запасами стабильного конденсата в газоконденсатной залежи являются все содержащиеся в пластовом газе углеводороды, представляющие собой жидкость при стандартных условиях, т.е. все пентаны + высшие.
Потенциальное содержание пентанов + высших в пластовом газе равно сумме содержания этих углеводородов в сыром конденсате и отсепарированном газе из расчета на 1 м3 пластового газа.
Содержание пентанов + высших (в г/м3) в сыром конденсате (Е) рассчитывают по формуле
Е = Е!+Е2,(ХШ.31)
где Ех - содержание Cs+ в стабильном конденсате; Е2 - то же, в газе дегазации сырого конденсата;
Ex=bqp^/*o; Е2 = aqexMx /(100-24,04ц).(ХШ.32)
Данные многочисленных определений молекулярной массы С5+ газов дегазации показывают, что она равна примерно 80.
С учетом этого Е2 можно рассчитать по формуле
Е2 = 0,03^1/1),(ХШ.ЗЗ)
следовательно,
Е = ^pf / v+0, Q3aqex / о.(ХШ.34)
Содержание пентанов + высших (в г/м3) в отсепарированном газе (К) определяется по уравнению
К = 10^24,04.(ХШ.35)
Здесь etle - объемное содержание пентанов + вышекипящих в газе дегазации и в
пробе отсепарированного газа, %; Мс - молекулярная масса пентанов + высших, содержащихся в отсепарированном газе.
Молекулярную массу С5+ определяют криоскопическим методом. Потенциальное содержание пентанов + высших (в г/м3) в пластовом газе равно сумме Е + К, т.е.
Пс^=Е+к.(Х1П.36)
Пример. Определить балансовые запасы стибильного конденсата в пластовом газе по данным предыдущего примера (см. с. 393). Содержание в сыром конденсате составит
Е = (96 ■ 382 ■ 0.725 + 0,03 16.8 382 ■ 21/150 = 179,56 г/м?.
Объемное содержание С5+ в отсепарированном газе (по данным анализа газа сепарации) равно е = 0.2%.
По условию сепарация газа происходила при температуре 5°С. Молекулярную массу углеводородов С5+, содержащихся в этом газе, можно определить по уравнению MCsi = 70 + 0.128(гс + 30)1125 или принять по данным работы [30] (см. рис. VII.22, с. 243) равной 81,5. Тогда содержание С5+ в 1 м3 отсепарированного газа составит
Х = 10-0,2-^- = 6,8 г/м3.
24,04
Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе
Пс^ =179,56 + 6,8 = 186.36 г/м3.
Пусть первоначальные запасы сухого газа в пласте Q3 = 25 ■ 109 м3. Тогда балансовые запасы стабильного конденсата составят
25-109
=186.36/ =4,66 млнт.
iK106
Расчет балансовых запасов отдельных компонентов
Балансовые запасы пластового газа (Бп) в массовых долях определяются по формуле
(ХШ.37)(ХШ.37)Би = 10p„^n/(848znTn),
(ХШ.37)
(ХШ.37)
где рп и Ти - среднее по пласту давление, 0,1 МПа, и температура, К; Q - объем порового пространства пласта, занятый пластовым газом, м?; Ми - средняя молекулярная масса пластового газа; zn - коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, определяемый по составу пластового газа при ри и Ти.
Объем пластового газа, приведенный к стандартным условиям, определяется по формуле
2СТ = 24040pnQ/(848zn7„).
Балансовые запасы пентанов + высших (в т) определяются по формуле ^с5+=аЛс5+Ус5+/(24,04-105),
где Мс - средняя молекулярная масса пентанов + высших; ус - молярное содержа-
ние пентанов + высших в пластовом газе, %.
Балансовые запасы бутанов, пропана и этана (в т) определяются по уравнениям
Б = 0,5812-^-у=0,5812 ^r?'"^ = 24,18% у,. с ;
424040106 С4
= 0,5812-^-)' с = 0,581224,18^-
п С4" С424040106
Бс = 0,4409^уС1 =0,4409-^ = 18,34%ус •
Сз Л//Сз 24040106 4
Б с = 0,3006^ус = 0,3006-^- = 12,5%у-с.
с2^^24040106 ^С2
Балансовые запасы бутанов (нормального и изомерного строения), пропана и этана в пласте определяют также на основе их потенциального содержания в пластовом газе (в г/м3 газа) умножением их на балансовые запасы сухого газа (в м3), деленные на 106.
Потенциальное содержание бутанов, пропана и этана (в г/м3) определяют на основе состава пластового газа, умножая молярные процентные содержания их в пластовом газе на коэффициенты: 12,5 - для этана, 18,3 - для пропана и 24,2 - для бутанов и деля на молярную долю отсепарированного газа. В нашем примере молярное содержание указанных углеводородов в составе пластового газа следующее (в %): этан - 7,5; пропан - 4,1; н-бутан - 0,8; изобутан - 0,4. Следовательно, потенциальное содержание этих углеводородов в 1 м3 газа составляет: этана - 7,5 • 12,5/0,921 = = 102 г/м3; пропана - 4,1 • 18,3/0,921 = 82 г/м3; н-бутана - 0,8 • 24,2/0,921 = 21 г/м3; изобутана - 0,4 • 24,2/0,921 = 10,5 г/м3.
Балансовые запасы этих углеводородов равны: этана 102 • 25 • 109/106 = = 2550 тыс. т; пропана 82 • 25 • 109/106 = 2040 тыс. т; н-бутана 21 ■ 25 • 109/106 = = 527 тыс. т; изобутана 10,5 • 25 • 109/106 = 263 тыс. т.
КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХСКВАЖИН И ШЛЕЙФОВ ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА
И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА В ПЛАСТОВОМ СЫРЬЕ
При наличии в пластовом газе коррозионных агентов производится защита от коррозии, наводораживания, сульфидного растрескивания металлического оборудования промысла, внутренней поверхности обсадных колонн, внешней и внутренней поверхности НКТ и хвостовиков, внутренней поверхности выкидных газопроводов от скважин до УКПГ.
Во многих случаях защита ст коррозии производится с помощью создания на металлической поверхности оборудования пленки жидкости определенной толщины, которая предотвращает контакт газообразных и жидких коррозионных агентов, содержащихся в потоке газа, с металлической поверхностью.
Жидкости, наносящиеся на металлические поверхности для предотвращения коррозии, получили название ингибиторов коррозии.
Комплексные исследования газоконденсатных скважин и выкидных линий от скважин до УКПГ (шлейфов) проводятся со следующими целями: 1) разработка технологии и техники ингибиторной защиты внутренней поверхности колонны обсадных труб, внешней и внутренней поверхности колонны НКТ до места установки пакера, внешней и внутренней поверхности хвостовиков; 2) определение начальной толщины ингибиторной пленки и ее уменьшения во времени; 3) установление минимально необходимой скорости потока газа на забое скважины для полного выноса жидкости; 4) определение забойного давления в скважине, оборудованной комплектом глубинного оборудования (пакером, забойным клапаном-отсекателем, клапанами различного назначения); 5) исследование структуры газожидкостного потока по длине колонны НКТ, хвостовика и шлейфов, определение коэффициентов гидравлического сопротивления при различных структурах потоков; 6) разработка рациональной компоновки комплекта скважинного оборудования в стволе скважины; 7) определение влияния дебита скважины на состав продукции газоконденсатной скважины.
Комплексные исследования скважин и шлейфов с упомянутыми целями впервые в полном объеме были проведены на скв. 182 Оренбургского ГКМ в 1976-1979 гг. сот-
Рис. 170. Технологическая схема проведения комплексных исследований скважин и шлейфов на Оренбургском газоконденсатном месторождении
1 - скважина; 2 - подогреватель газа; 3 - рециркуляционный сепаратор; 4 - факельная линия; 5 - сепарационная установка "Порта-Тест";
6 - расходомер газа; 7 - пробоотборная линия; 8 - расходомер воды; 9 - расходомер углеводородного конденсата; 10 - сброс воды; / / - замерные линии конденсата и воды; 12 - шлейфовый газопровод; 13 - узел определения структуры потока в шлейфе; 14 - уровнемер; 15 - узел контрольного сепаратора УКПГ; /6 - факельные линии; 17 - контрольный сепаратор; 18 - замер углеводородного конденсата; 19 - замер воды;
20 - конденсатная линия; 21 - вода и метанол; 22,24 - газ в технологическую линию; 23 - контрольный сепаратор
5, тыс. м3/сут5, тыс. м3/сутРис. 171. Зависимость потерь давления в забойном клапане- отсекателе (отнесенных к устью скважины) от дебита газа
5, тыс. м3/сут
5, тыс. м3/сут
рудниками ВПО "Оренбурггазпром", МИНХ и ГП, ВУНИПИгаз и ВНИИгаз с использованием установки для исследования скважин (рис. 170), в продукции которых содержится сероводород.
Газожидкостная смесь из скважины поступает на сепарационую установку, расположенную в 20 м от ее устья. На установке осуществляется разделение газожидкостной смеси с автоматическим замером дебитов газа, конденсата и других жидкостей. Эта установка позволяет
проводить исследования природных сероводородсодержащих смесей в широком диапазоне расходов, давлений и температур. Пропускная способность установки по газу до 1,5 млн м3/сут, рабочее давление до 10 МПа, температура сепарации изменяется от 80°С до отрицательных температур, создаваемых редуцированием. При этом заданная положительная температура поддерживается постоянной с помощью котла- подогревателя с промежуточным теплоносителем (ДЭГ), работающего в автоматическом режиме. После подогрева газожидкостный поток поступает в вертикальный рециркуляционный трехфазный сепаратор с наружным диаметром 40,6 см и высотой 3,1 м. Из сепаратора газ идет на расходомер с выпрямляющими лопатками, проходит через диафрагму, и расход его измеряется самопищущим прибором дифференциального типа. Постоянный уровень каждой жидкой фазы сохраняется при помощи двух регуляторов уровня жидкости. Счетчики для конденсата и воды - роторного типа на пропускную способность 1,048-1,175 м3/ч. Далее продукция скважины поступает в выкидной газопровод, на одном из участков которого установлен узел определения структуры течения газожидкостной смеси, позволяющий отбирать пробы жидкости и газа из различных точек поперечного сечения газопровода. Затем продукция скважин поступает в контрольный сепаратор, установленный на УКПГ и обеспечивающий повторное измерение расходов паровой и жидкой фаз. В дальнейшем газ и жидкость направляются в соответствующие промысловые технологические линии. При необходимости газ и отсепарированные в установке жидкости могут направляться на факель
ную линию.
Порядок проведения исследований следующий. После остановки скважины и замера статического давления и температуры на головке и в затрубном пространстве осуществлялся ее пуск с заданным дебитом. При этом в затрубное пространстве агрегатом Азинмаш-30 осуществлялась подача комплексного ингибитора гидрато- образования и коррозии (КИГИК) на максимальной скорости в объеме 1,5-3 м3, который через ингибиторный или циркуляционный клапан поступал в НКТ. В процессе закачки КИГИК проводились замеры давлений и температур на устье и в затрубном пространстве.
Перед сепарацией в установке; смесь подогревалась в автоматическом режиме для перевода жидких углеводородов в газообразное состояние. На установке проводился непрерывный замер дебита газа, конденсата, воды и КИГИК. Затем жидкая и газообразная фазы совместно подавались в выкидной газопровод, на котором установлен блок определения структуры течения смеси, или на факел. Аналогичные измерения проводились при различных расходах газа и количествах закачиваемого КИГИК. На некоторых режимах проводились контрольные замеры забойного давления скважинным манометром.
Несмотря на трудности измерений в скважинах, дающих сероводородсодержащий газ, эти исследования совершенно необходимы, так как, кроме прочих факторов, они определяют также качество интерпретаций результатов газодинамических исследо-
ваний и точность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Для создания лучших условий подачи ингибиторной жидкости в НКТ из затрубного пространства, повышения точности расчета и обеспечения контроля за забойным давлением следует установить циркуляционный клапан ниже забойного клапана-отсекателя. Это позволит также осуществлять ингибирование хвостовика.
Сравнение результатов исследований скважины при одинаковых дебитах с клапаном-отсекателем и без него позволяет установить дополнительные потери давления, создаваемые забойным клапаном и отнесенные к устью скважины.
На рис. 171 изображена зависимость этих потерь от дебита газа. Видно, что они существенно возрастают с увеличением расхода.
Проведенные исследования наряду с решением основной задачи - установлением режима ингибиторной защиты хвостовиков фонтанных труб без остановки скважины - также дали важные результаты о потерях давления в стволе скважины и клапане-отсекателе, о скоростях восходящего и нисходящего потоков жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Они показали возможность ингибирования хвостовиков НКТ без остановки в скважинах, где нет забойных клапанов-отсекателей или где циркуляционный (ингибиторный) клапан установлен ниже клапана-отсекателя.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА
В ПЛАСТЕ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ
Остаточный объем жидкости при различных давлениях и пластовой температуре определяют в лабораторных условиях при исследовании рекомбинированных проб газа сепарации и насыщенного конденсата на специальных установках УГК-4. УФР-2. На установке проводят дифференциальную конденсацию пластовой смеси при изменении давления от начального до атмосферного и пластовой температуре, измеряют оставшийся объем конденсата в сосуде высокого давления, приводят его к стандартным условиям, делят на начальные запасы конденсата и определяют таким образом "потери" конденсата. Коэффициент извлечения конденсата из залежи можно рассчитать по корреляционной зависимости (XIII.23). В сосуде высокого давления PVT нет пористой среды. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что пористая среда влияет как на давление начала конденсации, так и на потери конденсата, поскольку в пласте конденсация углеводородов проходит в капиллярах причудливой формы в отличие от конденсации их в свободном пространстве в бомбе PVT.
По данным исследований скважин при стационарных или нестационарных режимах можно определить основные параметры пористой среды: к/т, удельную поверхность F и коэффициент извлечения конденсата из залежи Ки или потери конденсата (1 - KHY.
Ки ^-^S-IO-4/^2,(XIII.38)
где Хэ - коэффициент извлечения конденсата, полученный на установке УГК-3 без пористой среды при р = 0,1 МПа; F - удельная поверхность пористой среды, см2/см?.
Пример. Определить коэффициент извлечения стабильного конденсата из залежи при следующих исходных данных: к = 5,7 • 1О-Змкм2; т = 0.057; ^=0,37.
Определенный по формуле (XI.40) структурный коэффициент т = 21.2. Вычисленная по формуле (XI.4) удельная поверхность пористой среды F = 398 см2 / см3.
Коэффициент извлечения конденсата из залежи
К„ = 0.37 - 27,8 • 10-4 • 398/?|/2 = 0,31.
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При разработке газоконденсатной залежи (в отличие от эсплуатации чисто газовой) на промысле процессы добычи и переработки газа часто объединены. Таким образом, имеется единое предприятие, где геолог, бурильщик, эксплуатационник и переработчик неразрывно связаны в совместной работе.
Все сооружения для эксплуатации газоконденсатного месторождения весьма дороги по первоначальным затратам, так как требуют высокого качества металла в связи с высокими давлениями, при которых активность корродирующих примесей значительна. Кроме того, оборудование должно обслуживаться квалифицированными специалистами. Все эти затраты могут быть оправданны только в том случае, если газ содержит достаточное количество конденсата. В 1950 г. в США был установлен экономический предел газоконденсатного фактора в размере 17600 м3/м3, что соответствует содержанию конденсата в газе 53 см3/м3. Считали, что при меньшем содержании конденсата разрабатывать месторождения с обратной закачкой сухого газа невыгодно.
В последующие годы, когда стали использовать установки масляной абсорбции высокого давления, детандеры для осуществления низкотемпературной конденсации, экономический предел резко уменьшился. Масляная абсорбция позволила довести его до 13 см3/м3 и снизить содержание конденсата в отработанном газе до 3 см3/м3. Давление в абсорбере было поднято до 14 МПа, а в некоторых случаях и выше. Во входном сепараторе, а также в абсорбере поддерживают давление, равное давлению максимальной конденсации. Во многих случаях это давление равно примерно половине пластового.
Таким образом, имеется тенденция к повышению рабочего давления на установках по извлечению конденсата в связи с увеличением глубины залегания вскрываемых газоконденсатных месторождений. Последнее обстоятельство значительно усложняет сооружение и эксплуатацию всего промыслового оборудования при организации разработки газоконденсатного месторождения с возвратом отработанного газа в пласт.
Использование детандеров для осуществления процессов низкотемпературной конденсации на заводах по переработке пластового газа существенно улучшает техникоэкономические показатели ГПЗ.
В зависимости от типа газоконденсатной залежи можно применять следующие схемы их разработки.
Двухфазная залежь - нефтяная толща и над ней газ, насыщенный конденсатом в процессе обратного испарения. Такую залежь целесообразно разрабатывать совместно: нефть отбирать из нефтяной толщи фонтанными скважинами, а газ - из газовой шапки. После извлечения конденсата на ГПЗ весь газ отправляют обратно в пласт. При этом следует учитывать, что давление в пласте равно давлению насыщения. С понижением пластового давления в поровом пространстве пласта будет образовываться и скапливаться конденсат, частично или полностью теряемый при добыче газа.
Однофазная насыщенная залежь. Здесь также необходимо поддерживать первоначальное давление, чтобы не потерять конденсат в пласте.
Однофазная ненасыщенная залежь. При разработке такой залежи первое время не возвращают газ в пласт, так как давление в нем выше давления насыщения.
Однофазная ненасыщенная и перегретая залежь. Такую залежь можно эксплуатировать как обычную газовую, т.е. без возврата отбензиненного газа в пласт.
Во втором и третьем случаях если содержание конденсата в газе незначительно, то может оказаться, что стоимость амортизации установок дожимных компрессоров и другого поверхностного оборудования промысла и затраты на их обслуживание для обратной закачки газа превышают прибыль от реализации конденсата. Чтобы этого не было, эксплуатацию залежи ведут разомкнутым циклом: добываемый из пласта газ
перерабатывают на конденсатной установке под давлением максимальной конденсации. после чего отработанный газ направляют не обратно в пласт, а потребителям.
В каждом отдельном случае после технико-экономического анализа можно выявить наивыгоднейший вариант. При этом необходимо учитывать теряемый в пласте конденсат, если выбран вариант без обратной закачки газа.
Выпадающий в поровом пространстве углеводородный конденсат практически потерян, так как в будущем извлечение его из истощенной газоконденсатной залежи во многих случаях экономически невыгодно.
Для растворения конденсата в массе закачиваемого сухого газа в результате обратного испарения потребуется большой объем этого газа на создание в пласте требуемого давления при большой кратности циркуляции. К этому необходимо добавить, что для перехода конденсата в паровую фазу в пористой среде необходимо длительное время. В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщенности газовой фазы конденсатом в результате извлечения паровой фазы из залежи может образоваться остаточное месторождение так называемой "белой нефти", представляющей смесь светлых фракций.
Проектирование разработки газоконденсатных месторождений - комплексная задача, которую можно решить на базе использования данных промысловой геологии, подземной газогидромеханики и отраслевой экономики.
Практика разработки газоконденсатных месторождений показывает, что возможны два метода проектирования: с поддержанием пластового давления закачкой в пласт рабочих агентов и без поддержания давления.
На выбор метода проектирования влияют: 1) промышленные запасы сырого газа; 2) количество и состав конденсата, выделяющегося из сырого газа при снижении давления; 3) режим эксплуатации пласта; 4) однородность пласта по пористости, проницаемости, литологическому составу и др.
В условиях жесткого водонапорного режима при резкой фациальной изменчивости коллектора, наличии трещин, зон тектонических нарушений и недостаточных запасах сырого газа проектируют разработку без поддержания давления по разомкнутому циклу. В пласт нагнетают сухой газ (до 30-92% всего количества отобранного газа). Часто начинают закачку с момента отбора сырого газа, однако в большинстве случаев нагнетание рабочего агента в пласт начинают тогда, когда давление на забоях добывающих скважин снизится до значения, близкого к давлению насыщения.
В качестве рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержания давления, можно применять сухой газ, воздух и воду.
Нагнетание воздуха в пласт связано со значительно большими эксплуатационными затратами, чем при закачке сухого газа. Эксплуатационные затраты при возврате газообразного рабочего агента в пласт в значительной степени определяются степенью сжатия
г = Р»/РпР,
где г - степень сжатия; рн, /?пр - давления на выкиде и на приеме компрессора соответственно.
При одном и том же значении давления рв степень сжатия в процессе возврата сухого газа меньше, чем при сжатии воздуха, так как рпр ~ рмк (здесь рмк - давление максимальной конденсации), а при закачке воздуха в пласт р„р = 0,1 МПа.
Сухой газ в пласт возвращают дожимными компрессорами со степенью сжатия г = 2, в то время как воздух сжимают многоступенчатыми компрессорами со степенью сжатия г = 150-300 и выше.
Закачка воздуха в пласт позволяет вести разработку газоконденсатного месторождения в один цикл и использовать большие ресурсы сухого газа в качестве топлива и сырья для химической промышленности. При этом, однако, трудно оценить потери
сухого газа в зонах смешения с воздухом. Можно полагать, что в некоторых случаях в качестве рабочего агента целесообразно закачивать воду.
Преимущества закачки воды следующие: 1) разработку газоконденсатного месторождения ведут в один цикл, при этом отпадает вторая стадия разработки газоконденсатного месторождения как чисто газового; 2) уже в первой стадии разработки можно использовать большие ресурсы сухого газа в качестве топлива или сырья для химической промышленности, энергетические затраты на закачку воды в пласт в большинстве случаев меньше, чем на закачку воздуха, а иногда и меньше, чем на закачку сухого газа; 4) экономически выгодно использовать постоянный свободный перепад давлений большего значения на двух участках: скважины-конденсатный завод и конденсатный завод-начало магистрального газопровода (или другой потребитель). Свободный перепад давлений можно использовать для получения механической работы, электроэнергии или искусственного холода. Это же наблюдается при нагнетании воздуха в пласт.
В процессе возврата сухого газа в пласт можно использовать свободный перепад давлений только на одном участке: скважины-конденсатный завод.
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геологических условиях (залежь с большим этажом газоносности, тектонические нарушения отсутствуют, сообщае- мость газонасыщенной и водоносной частей затруднена), приемлемом литологическом и фациальном составе пород и цементирующего материала, высоком пластовом давлении (достаточно большой глубине залегания пласта), большом содержании углеводородного конденсата ценных товарных свойств.
Недостатки закачки воды: 1) возможность разбухания глинистых пропластков и глинистого цементирующего вещества; 2) закупорка пор призабойной зоны и пласта при взаимодействии породы с водой и механическими взвесями, что, в свою очередь, может привести к резкому возрастанию давления нагнетания воды; 3) образование языков воды, что может привести к потерям сырого газа; 4) трудность освоения нагнетательных скважин и др.
При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием или восстановлением давления состав добываемого сырого газа практически не изменяется (до момента прорыва рабочего агента в добывающие скважины). При этом извлекают все фракции сырого газа, так как явление обратной конденсации и связанная с ним потеря тяжелых фракций в пласте отсутствуют.
РАСПОЛОЖЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ
Сырой газ из газоконденсатной залежи отбирают через добывающие скважины. Рабочий агент в пласт закачивают через нагнетательные скважины. Обычно нагнетательные и добывающие скважины располагают в виде линейных или кольцевых батарей на определенных расстояниях друг от друга (рис. 172).
Экспериментальные исследования в лабораториях и опыт разработки газоконденсатных месторождений, так же как и теоретические соображения, показывают, что нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие - на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшие плотность и вязкость, чем сырой газ. Сухой газ стремится перемещаться по кровле пласта в область наименьшего давления, т.е. в верхнюю часть структуры. Если нагнетательные скважины расположены на крыльях складки, то газ перемещается вверх отдельными струйками (языками) с определенной скоростью и не вытесняет сырого газа. Если же закачивать сухой газ в верхнюю часть залежи, то здесь используется в полной мере энергия давления газа и происходит как бы поршневое вытеснение сырого газа сухим по всей толщине пласта.
Рис. 172. Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносностиБатареи скважин: а - линейные: б - кольцевые; 1 - нагнетательные; 2 - добывающие; 3 - наблюдательныеРис. 172. Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносностиБатареи скважин: а - линейные: б - кольцевые; 1 - нагнетательные; 2 - добывающие; 3 - наблюдательныеРис. 173. Газогидродинамическая схема для расчета вытеснения сырого газа сухимРис. 173. Газогидродинамическая схема для расчета вытеснения сырого газа сухим
Рис. 172. Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности
Батареи скважин: а - линейные: б - кольцевые; 1 - нагнетательные; 2 - добывающие; 3 - наблюдательные
Рис. 172. Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности
Батареи скважин: а - линейные: б - кольцевые; 1 - нагнетательные; 2 - добывающие; 3 - наблюдательные
Рис. 173. Газогидродинамическая схема для расчета вытеснения сырого газа сухим
Рис. 173. Газогидродинамическая схема для расчета вытеснения сырого газа сухим
Для вытеснения рабочим агентом (сухим газом) максимального количества сырого газа необходимо расстояние между скважинами в батареях принимать значительно меньше, чем расстояние между батареями (в этом случае время, прошедшее с момента закачки сухого газа до его прорыва в добывающие скважины, будет максимальным). Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800-1200 м, а между добывающими - 400-800 м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
РАСЧЕТ ВЫТЕСНЕНИЯ СЫРОГО ГАЗА СУХИМ
Предположим, в центре газоконденсатной залежи (рис. 173) расположена батарея нагнетательных, на периферии - батарея добывающих скважин. Пусть режим пласта - газовый, течение газа - изотермическое. Движение газа описывается линейным законом. Считаем плотности закачиваемого и сырого газа практически одинаковыми, контакт сырого и сухого газа - вертикальной плоскостью. Диффузией газа в зоне контакта пренебрегаем, считаем, что от границы раздела до добывающих скважин движется сырой, от нагнетательных до границы раздела - сухой газ. Для простоты приближенного расчета батареи скважин заменим дренажными галереями. Пусть суммарный расход закачиваемого через п нагнетательных скважин сухого газа Q< = QAO и суммарный дебит добывающих скважин N = N(f) заданы во времени.
Необходимо определить изменение во времени положения границы раздела сырого и сухого газа R = R(t\ давления на границе раздела р' = p'(t), давлений на забоях нагнетательных и добывающих скважин рс = рс(г), р3 = р3^.
Обозначим: Rc - радиус нагнетательной скважины; R3 - радиус добывающей скважины; к - коэффициент проницаемости; т - коэффициент пористости; цс, цж - динамические коэффициенты вязкости соответственно сухого и жирного газа; h - толщина пласта; RK- радиус окружности галереи, на которой расположены добывающие скважины; R6 - радиус батареи нагнетательных скважин.
Используем метод последовательной смены стационарных состояний.
Расход газа при закачке можно определить по формуле
£ =£ =(ХШ.39)(ХШ.39)
£ =
£ =
(ХШ.39)
(ХШ.39)
(ХШ.40)(ХШ.40)где Dj - объем порового пространства залежи, занятый сухим газом,
(ХШ.40)
(ХШ.40)
Q] = кК2Ит;
рх - средневзвешенное по объему давление в области, занятой сухим газом; ра - атмосферное давление.
Интегрируя уравнение (ХШ.39) в пределах от 0 до t и отрн дорх, получим
2з =№iA -^oPhV/^(ХШ.41)
где Q4 = J Qcdt - объем газа, закачанного в пласт, приведенный к атмосферному о
давлению и пластовой температуре; Qq, рн - начальные объем порового пространства
и давление в области, занятой сухим газом при t = 0.
При отборе газа аналогично имеем
N = - — dtN = - — dt^Н ~^1^Н ~^1РаРа^2 ’^2 ’(ХШ.42)(ХШ.42)
N = - — dt
N = - — dt
^Н ~^1
^Н ~^1
Ра
Ра
^2 ’
^2 ’
(ХШ.42)
(ХШ.42)
где QH - объем порового пространства газовой залежи, принимаемый постоянным, QH = KR2hm.
Интегрируя уравнение (ХШ.42) в пределах от 0 до Г и от рн до р2, получим
Си = Г^н (^н ' ^о) - Р2<^н ~ П1):z Р^(ХШ.43)
где Q)T = J Ndt - объем газа, отобранного из залежи, приведенный к атмосферному о
давлению и пластовой температуре; р2 ~ средневзвешенное по объему давление в области, занятой сырым газом.
Как было показано Б.Б. Лапуком [45], в случае радиального движения газа средневзвешенное по объему давление с большой степенью точности можно принять равным контурному, т.е. рх = р2 ~ Р'- Тогда, вычитая из (ХШ.41) выражение (ХШ.43), после простых преобразований получим
(ХШ.44)(ХШ.44)/ = рн + ^- -^А
(ХШ.44)
(ХШ.44)
QH
Подставляя выражение (ХШ.44) в (ХШ.41) с учетом уравнения (ХШ.40), будем иметь
(ХШ.45)(ХШ.45)р = I (бзАг-’^оРн^н
(ХШ.45)
(ХШ.45)
у лМрД...(<2з -CJaJ
Зная p\t\ R(t), легко получить все остальные требуемые зависимости.
Если объемы отбираемого сырого газа и возвращаемого в пласт сухого газа одинаковы, процесс циркуляции можно рассматривать как движение несжимаемой жидкости в пласте. При этом легко допустить, что вязкости и плотности сырого и сухого газа практически одинаковы, общий перепад давлений между нагнетательными и добывающими скважинами незначителен при высоком пластовом давлении.
Практика показывает, что во многих случаях объемы закачиваемого и возвращаемого в пласт газа примерно одинаковы. Закачка сухого газа в этом случае приводит к перемещению контура питания (граница раздела сухого и сырого газа) по определенному закону к добывающим скважинам или, что то же, к перемещению контура стока по тому же закону от нагнетательных скважин. Одинаковое количество отбираемого и возвращаемого в пласт газа приводит к тому, что давление на перемещающейся границе раздела остается все время постоянным и равным начальному пластовому.
При разработке газоконденсатных месторождений, особенно на ранней стадии, когда имеются потребители сухого газа, и в некоторых других случаях отмечается, что в пласт возвращается не все количество отбираемого газа. Тогда процессы, происходящие в пласте, будут несколько сложнее и трудно подсчитать необходимое количество нагнетательных и добывающих скважин, а также число компрессоров.
Для более наглядного представления о физических процессах, проходящих в пласте, рассмотрим случай возврата в пласт 25% отбираемого газа. Закачка в пласт этого газа равноценна уменьшению темпа перемещения границы раздела в начале процесса и увеличению его в конце. Следовательно, изменяется закон движения контура питания к добывающим скважинам (контура стока от нагнетательных скважин) и по линейному закону уменьшается давление р' на этом контуре при его движении. Темп падения давления на контуре определяется относительным количеством возвращаемого в пласт газа.
Построив графики зависимостей падения давлений на забоях добывающих скважин во времени при различных относительных количествах возвращаемого в пласт газа и зная давление насыщения, можно определить время начала выпадения конденсата в пласте и, следовательно, время начала работы компрессорной станции (КС) по закачке газа в пласт или установить необходмое относительное количество возвращаемого в пласт газа при принятом сроке разработки газоконденсатного месторождения процессом рециркуляции.
Пример. Определить время / вытеснения сырого газа сухим, изменение во времени положения границы раздела R = R^t). давления на границе раздела р’ = р'(0 при следующих исходных данных: /?к = 3000м: /?с = Яэ = 0,1м;р„=30МПа; А = 10м;т = 0,2; цс = цж = 0,024мПас;А=0,1мкм2;
/^ = 100м; давление насыщения рнк = 28.75МПа; QH = 5б,4106м3; Qo = 0,0628'106 м3;^ = ^ =
= 2 106 м3 / сут.
Время вытеснения сырого газа сухим найдем, приняв в формуле (ХШ.45) R = RK, ^ = ROT, Qs = ^:
t = QHрц - QopH / (<2^ ) = (56,5 - 0,0628 • 30) / (2 106 0,1013) = 8499сут = 23.2 л ет.
Положив в формуле (XIII.44) ^ = Q., получим р' = р^ = const.
Изменение положения границы раздела во времени определим по формуле (ХШ.45). задаваясь различными значениями времени t.
Значения R в различные моменты времени приведены ниже:
/?,м119140164,4279,550010001500200025003000
/.сут3.939.031664,12269312110375058708466
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Число добывающих скважин определяют с учетом наиболее трудных условий их работы в начальный момент закачки сухого газа в пласт. В это время может произойти падение забойного давления ниже давления насыщения, что приведет к некоторой потере конденсата в призабойной зоне, разрушению коллектора вблизи забоя скважины и нарушению требований охраны недр или образованию конуса подошвенной воды вследствие значительного градиента давлений. Вместе с тем при
определении числа добывающих скважин необходимо учитывать нужную степень вымывания сырого газа сухим.
Под степенью вымывания подразумевается отношение площади, охваченной процессом вытеснения сырого газа сухим, ко всей площади в начальный момент прорыва сухого газа в добывающие скважины.
Пусть добывающие скважины расположены в виде кольцевой батареи, при этом давление насыщения равно начальному пластовому.
(Х1П.46)(Х1П.46)В формуле
(Х1П.46)
(Х1П.46)
N”эN”эKkhpa (р'7 - Рз)
N
”э
N
”э
С RH1 . RH
ц 1п^ + — 1п—S- (Rпэ n^Ry
подставим вместо р3 давление насыщения рнк, вместо R - радиус окружности, вдоль которой расположены нагнетательные скважины R6, вместо р* - начальное пластовое давление рн.
(ХШ.47)(ХШ.47)Зная отбор газа N и параметры пласта, из выражения (XIII.46) можно найти подбором требуемое число добывающих скважин. При необходимости учета возможности разрушения коллектора в призабойной зоне в выражение (ХШ.46) вместо р3 следует подставить N/n3C и подбором определить потребное число добывающих скважин пэ (здесь С - коэффициент, принятый по данным испытания скважин). После этого по формуле М. Маскета определяют коэффициент вымывания
(ХШ.47)
(ХШ.47)
иэ
^э*2-!R^-R^
R„R^R"‘ -1)
лэ — 2
где RX=RJ RCv
Если /?] > 10, то приближенно коэффициент вымывания Е = пэ / (п3 + 2).
Желательно, чтобы коэффициент вымывания имел максимальное значение, равное ~0,9. В этом случае (Rx ^ Ю) будем иметь сравнительно небольшое число добывающих скважин (19-20) и небольшие потери конденсата в пласте. Дальнейшее увеличение коэффициента вымывания вряд ли возможно в практических условиях.
При определении числа добывающих скважин необходимо помнить, что в течение второго цикла разработки газоконденсатного месторождения как чисто газового при том же суточном отборе газа число этих скважин будет превышать общее число скважин, имеющихся при разработке газоконденсатного месторождения в течение первого цикла.
Пусть давление насыщения рнк = 28,75 МПа. Принимая остальные исходные данные из предыдущего примера (см. с. 404), подбором найдем п3 = 19 скважин. Коэффициент вымывания Е при этом равен 0,905, что удовлетворяет изложенным требованиям.
Число нагнетательных скважин определяют с учетом наиболее трудных условий работы в конце цикла разработки газоконденсатного месторождения с принятием во внимание давления на выкиде, которое будут создавать установленные дожимные компрессоры. При этом следует иметь в виду, что чем выше степень сжатия, тем больше расходы на сжатие газа, но при этом потребуется меньше нагнетательных скважин при одинаковом давлении на приеме КС. Следовательно, число нагнетательных скважин определяют в результате технико-экономического анализа.
Ориентировочно этот вопрос можно решить следующим образом. Напишем выражение для дебита скважины
7с =
5C _ ^khpakp^ - p'^
. R1 , R
In — + — In
^бин мн^с
(ХШ.48)
Связь давлений на устье и забое скважины определим по формуле Г.А. Адамова (XI. 14).
Приравняв правые части выражений (ХШ.48). с учетом (XI. 14) получим
(ХШ.49)
Учитывая наиболее трудные условия работы нагнетательных скважин в конце периода вытеснения сырого газа, принимаем в формуле (XIII.49) R = RH, Р' = Pw
Пусть глубина скважины L = 3000 м, давление на устье скважины ру = 26,74 МПа, диаметр фонтанных труб d = 75.9 • 10-3 м. X = 0,0248. А = 0,6, z = l, t = 323 К, остальные данные - из предыдущего примера.
Подбором из формулы (ХШ.49) найдем необходимое число нагнетательных скважин nw
Изменение давлений на забоях нагнетательных скважин во времени определим следующим образом. Дебит одной скважины
С другой стороны, этот же дебит можно выразить так:
^Wa(Pc -Р'2)
с 5 R 1 , Rpj In — + — In
Приравнивая дебиты q^ найдем выражение для
л L R 1 1)
5сЦс !п~+ -In——
^hpa
(ХШ.50)
Поступая аналогично, найдем выражение для давления р3 на забоях добывающих
скважин
Аф Г1п4г+—1п-У
,R и п R )
р +ккЬр.д
(XIII. 51)
Результаты вычислений по формулам (ХШ.50) и (ХШ.51), т.е. значения рс,рус,Рз и рс- Рз, в различные моменты времени при Qc=N = const приведены ниже:
г, сут
3,93
64,1
226
931
2110
3750
5870
8466
/^. МПа
30.3
30,53
30.7
30,9
31
31,1
31,17
31,23
рус, МПа
26
26,16
26.3
26,48
26,56
26,64
26,7
26,74
pv МПа
29
29,23
29.4
29,6
29,7
29,80
29,87
29,93
pxv МПа
23.3
23.5
24,11
24,3
24,45
24,56
24,64
24,69
рс~Рз- МПа
1.3
1,3
1.3
1.3
1.3
1.3
1,3
1,3
Рис. 174. Зависимости R = R(0, R' = R\t), Pc = PcW’ Рэ ~ Рэ^- Рун = РунО), Руэ = Руэ(О
По этим данным построены графики (рис. 174), из которых следует, что при возврате в пласт всего постоянного количества отбираемого газа общая депрессиякв пласте остается постоянной.
Замена при расчете батарей добывающих и нагнетательных скважин галереями вносит определенную по
грешность на время прорыва сухого
газа в добывающие скважины в сторону его увеличения. Расчет этого времени по известным формулам движения несжимаемой жидкости по линейному закону для
батарей скважин показывает, что оно отличается от соответствующего времени для галерей на 10-15%. Так, например, в нашем случае t =8466 сут, для батарей
Г = 7675 сут, т.е.(Г- 0 • 100/Г = (7675 - 8466) • 100/7675 = -10,3%.
Число дожимных компрессоров, потребных для осуществления процесса циркуляции, определяют в результате технико-экономического анализа. Упрощенно это число можно найти делением расхода газа, возвращаемого в пласт, на подачу одного компрессора в конце процесса циркуляции. В этом случае подача компрессора при постоянном давлении на приеме будет минимальной, так как давление на выкиде будет наибольшим. В нашем случае давление на выкиде при tx = 3,39 сут будет примерно рв ] =26 МПа, в конце процесса циркуляции при t = 8466 сут рв = = 26,74 МПа, лк = QJq^ где нк - число компрессоров, необходимое для осуществ
ления процесса циркуляции; qK - подача одного Компрессора в конце процесса цирку
ляции.
Из приведенных данных видно, что при практическом осуществлении процесса рециркуляции, постоянных количествах отбираемого газа и возвращаемого сухого газа в пласт необходимо уменьшать диаметр штуцера, так как давление до штуцера (рус) возрастает во времени и при постоянном числе добывающих скважин (если PyJPl < 2).
Решение для случая возврата в пласт 25% отбираемого газа приведено ниже:
/?', м t, сут р\ МПа R\ м
1, сут р', МПа
119140164,4279,5500
15,7235,963,5250832
29,95829,89529,83129,33427,79
10001500200025003000
27904820642576408466
22,5717,212,9189,77,5
Принимая лэ = 19 и лн = 6, получим значения рс, рус, р3, руз, Дрс -рс-р\ Ар3 = р' - - р3 для второго варианта, приведенные ниже:
t, сут
15,72
250
832
2790
4820
6425
7640
8466
рс, МПа
30,23
29,9
28,7
23,8
18,65
15,37
12,86
11,45
Рус, МПа
25,93
25,7
24,7
20,85
16,95
14,50
12,75
11,8
р3, МПа
28,85
28,53
27,1
22
16,66
12,38
9,18
7,5
рр, МПа
23,9
23,6
22,4
18,2
13,76
10,24
7,59
6,2
Арс, МПа
0,272
0,566
0,91
1,23
1,45
2,42
3,16
3,95
Ад. МПа
1,1
0,8
0,69
0,57
0,54
0,53
0,52
0
Изменение давления в залежи во времени при Qc = О (без возврата газа в пласт) приведено ниже:
t, сутр’, МПаt, сутр’, МПа3,9364,122693129,99629,77329,226,73,9364,122693129,99629,77329,226,7211037505870856622,5216,759.200211037505870856622,5216,759.200
t, сут
р’, МПа
t, сут
р’, МПа
3,9364,1226931
29,99629,77329,226,7
3,9364,1226931
29,99629,77329,226,7
2110375058708566
22,5216,759.200
2110375058708566
22,5216,759.200
По этим данным построены графики (см. рис. 174). Видно, что общая депрессия в пласте возрастает во времени. Так, при t = 15,72 сут Арсз = рс-р3 = 1,372 МПа, при t = 7640 сут Дрсз = 3,68 МПа.
РАСЧЕТ ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА НЕСЖИМАЕМОЙ ВОДОЙИЗ ЗАМКНУТОЙ КУПОЛООБРАЗНОЙ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТОВОГО ТИПА
Рассмотрим однородную по пористости и проницаемости замкнутую газовую залежь, представленную слабо сцементированным средне- или крупнозернистым песчаником (рис. 175). Параметры пласта (к, т, h, R^y, физические свойства воды и газа известны и неизменны во времени. Батарея добывающих газовых скважин расположена в центральной, купольной, части залежи. Число этих скважин в батарее постоянно.
Воду в газовую залежь закачивают через постоянное число нагнетательных скважин, расположенных в кольцевой батарее у внешнего контура пласта. Фильтрация газа в пласте описывается нелинейным законом, воды - законом Дарси. Движение газа и воды в пласте изотермическое.
В начальный момент времени (г = 0) давление во всех точках газовой залежи одинаково: рф, 0) = р0. Газ из залежи отбирают с постоянным темпом QT = const. На перемещающейся границе раздела газ-вода поддерживается постоянное давление.
Необходимо определить изменение во времени перемещения границы раздела газ- вода R = R(t), расхода закачиваемой воды 5В = <2B(t), давлений на забоях добывающих Рз= Р#) и водонагнетательных р^ = р^фу скважин.
При решении задачи примем следующие допущения: жидкость несжимаемая, пласт недеформируемый, граница раздела газ-вода плоская, вертикальная, вытеснение газа водой поршневое, с постоянной объемной газонасыщенностью обводненной зоны а = const, фазовая проницаемость для воды есть функция объемной газонасыщенности £в = £„(а) и не изменяется во времени. Для решения используем метод последовательной смены стационарных состояний.
Дебит отбираемого из залежи газа
ег/’.=-4№ = -(р^ + П^1,(ХШ.52)
atV at at)
где ра - атмосферное давление; р - средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта абсолютное давление; П - газонасыщенный объем порового пространства пласта.
В случае радиальной фильтрации газа р~р^~Р(у Поскольку по условию p(R.t) = р0 = const, из уравнения (ХШ.52) получим
ев=егРа/ро,(хш.53)
где Qn - расход воды, закачиваемой в газовую залежь. Найдем изменение во времени перемещения границы раздела газ-вода:
Рис. 175. Схема круговой замкнутой газовой залежи пластового типа
Скважины: 1 - водонагнетательные;
2 - добывающие, 3 - наблюдательные
d^ldt = QB=QTpal р0; (ХШ.54)
& = ii(R2-R^hmoa-SJ-b
+k(R2 - R2>тй(\-5B)а; (ХШ.55)
dQ = Khm0 (1 - SB )d(R2 )(1 - a).
(ХШ.56)(ХШ.56)Интегрируя уравнение (XIIL54) от 0 до t и от RH до R, получаем
(ХШ.56)
(ХШ.56)
(ХШ.57)(ХШ.57)R = R2, у K/tm0(l-5B)(l-a)
(ХШ.57)
(ХШ.57)
a = aHa = aH1,49- --0,31,49- --0,3где 5В и а определяют по формулам 5В =0,437-0,155 \g(kolmoy
a = aH
a = aH
1,49- --0,3
1,49- --0,3
ан=(1-1,415^0рн )рн.
Изменение давлений на забоях добывающих и нагнетательных скважин определим по формулам
РнРнбг^гIn —+In—+ ^Э1 +^э2^б Пэ ”ЛJбг^гIn —+In—+ ^Э1 +^э2^б Пэ ”ЛJ= Ро + Рв^в += Ро + Рв^в +6гряцн . R„ 1 . RH t in—tL +—in—H-^Li+E2po^BAL r пн nA6гряцн . R„ 1 . RH t in—tL +—in—H-^Li+E2po^BAL r пн nA(ХШ.58)(ХШ.58)(ХШ.59)(ХШ.59)
Рн
Рн
бг^г
In —+In—+ ^Э1 +^э2
^б Пэ ”ЛJ
бг^г
In —+In—+ ^Э1 +^э2
^б Пэ ”ЛJ
= Ро + Рв^в +
= Ро + Рв^в +
6гряцн . R„ 1 . RH t in—tL +—in—H-^Li+E
2po^BAL r пн nA
6гряцн . R„ 1 . RH t in—tL +—in—H-^Li+E
2po^BAL r пн nA
(ХШ.58)
(ХШ.58)
(ХШ.59)
(ХШ.59)
где ^э1, ^н1 - коэффициенты, учитывающие несовершенство добывающих и нагне- тател, .- « кважин соответственно по степени вскрытия пласта; ^э2, ^н2 - то же, по характеру вскрытия.
Таблицаи62
Изменение во времени расхода закачиваемой воды, положения границы раздела газ-вода, давления на забоях добывающих скважин
Показатель
/?,м
10160
9000
7000
5000
4000
р, МПа
31,5
29,16
29,08
28,96
28,9
Qn> тыс. м3/сут
18,2
18,36
18,39
18.42
18,44
р3, МПа
27,7
25,36
25,28
25.16
25,1
Пример. Определить изменение по времени расхода закачиваемой в залежь воды, положения границы раздела газ-вода, давлений на забоях постоянного числа водонагнетательных и добывающих скважин при разработке газоконденсатной залежи с поддержанием начального пластового давления при исходных данных, приведенных ниже:
Объем порового пространства газонасыщенной части залежи QH, м3
Запасы жирного газа , м3
Запасы стабильного конденсата (?к, м3
Абсолютное начальное пластовое давление pv, МПа
Пластовая температура Тн, К
Коэффициент эффективной пористости m
Коэффициент эффективной проницаемости к, мкм
Коэффициент динамической вязкости газа при пластовых условиях цг, мПа • с
Коэффициент динамической вязкости воды цв, мПа с
Эффективная газонасыщенная толщина пласта И. м
Радиус батареи нагнетательных скважин /?н, м
Радиус батареи добывающих скважин /^, м
Радиус нагнетательных и добывающих скважин RH = R^, м
Глубина нагнетательных скважин 1^, м
Глубина добывающих скважин L,, м
Относительная плотность жирного газа по воздуху А
Газогидродинамическая схема месторождения
195 106
57,5 109
19,2 106
31,5
357
0,173
0,065
0.024
0,4
4,8
10160
1500
0,1
3050
2980
0,822
Круговая, замкнутая, однородная по коллекторским свойствам залежи пластового типа
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений
А, (сут-МПа2)/тыс.м3
В, (сут МПа)2 /(тыс.м3)2
Условие отбора газа на забое добывающих скважин - постоянная
0,285 0.0881-10"1
3.8
депрессия рК - р3, МПа
Суточный постоянный отбор газа из залежи N. м3
Дебит одной добывающей скважины Q. тыс. м3 /сут
Число добывающих скважин иэ
Срок разработки залежи t, лет
Суммарный отбор газа за срок разработки, % от запасов газа
Давление на устье скважины, рассчитанное по формуле Г.А. Адамова
5,45-1О6 650
9
25
85
25,8
(при диаметре колонны НКТ d = 75 мм. X = 0.025, Т = 340К, с = 0,85), ру, МПа
Число водонагнетательных скважин ин
Результаты вычислений приведены в табл. 62.
1 2
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕРАЦИОНАЛЬНОГО ЧИСЛА ВОДОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНПРИ ЗАКАЧКЕ ВОДЫ В ЗАМКНУТЫЕ ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ
Известно, что с увеличением давления нагнетания увеличивается расход воды, закачиваемой в скважину. При заданном общем расходе закачиваемой в залежь воды увеличение давления нагнетания позволит уменьшить число водонагнетательных скважин. С увеличением давления нагнетания возрастают энергетические затраты на закачку воды в пласт, что, в свою очередь, приводит к возрастанию общих эксплуатационных затрат за время нагнетания воды. Следовательно, задача состоит в том, чтобы определить рациональное число водонагнетательных скважин и давление нагнетания, при которых общие эксплуатационные затраты за время нагнетания воды будут минимальными.
Суммарные эксплуатационные затраты за время нагнетания воды можно определить по уравнению
Э = n„CHfd^nHCOHt + aNf2t + BNtA-^(AJ3t + A2f4t\(ХШ.60)
где пн - число нагнетательных скважин; Сн - стоимость бурения, освоения и оборудования устья одной нагнетательной скважины, р.; Сон - стоимость обслуживания одной нагнетательной скважины (без амортизации) в год, р.; N - мощность силового привода насосной станции для закачки воды в пласт, кВт; а - капитальные вложения, пропорциональные 1 кВт установленной мощности насосной станции, р.; В - эксплуатационные затраты на насосную станцию (кроме амортизации), р./кВт в год; Aj и А2 - капитальные вложения в прочее оборудование системы поддержания давления, не зависящие и зависящие от числа нагнетательных скважин, р.;/] -/4 - годовые нормы амортизационных отчислений; t - время работы по поддержанию давления, лет.
Выразив переменные величины, входящие в уравнение (ХШ.бО), через число нагнетательных скважин nw взяв производную d3idn4 и приравняв ее к нулю, получим окончательную приближенную формулу для определения рационального числа водонагнетательных скважин
(ХШ.61)(ХШ.61)(qf2 + B)n/ln^-2 ""=010457е-) (CJj + C^A
(ХШ.61)
(ХШ.61)
где 2П - расход нагнетаемой воды, м3/сут; Т] j - к.п.д. насосных установок.
При 10 ^ мн ^ 3 0, RH / Ку > 35000 погрешность не превышает ±8%.
Пример. Определить рациональное число водонагнетательных скважин при следующих исходных данных (в ценах 1985 г.): а = 100 р./кВт; В = 60р./кВт в год; Сои = 2000 р. в год; Сн = 900000 р.; Qn = 18200 м3/сут; /?н = 10160 м; /^ = 0,1 м; / = 25 лет; ^=0,8; цв = 0,4 мПа с; к = 0,065 мкм2; А = 4,8 м; /, =0,087; У2=(М5.
пн =0,457 IO”1 18200'пн =0,457 IO”1 18200'(100 0,15 + 60)0,41 2,31g-^^-2 V—2 = io. (900000 0,87 + 2000)0,065 • 480 ■ 0,8
пн =0,457 IO”1 18200'
пн =0,457 IO”1 18200'
АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙИ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ПО КОЭФФИЦИЕНТАМГАЗООТДАЧИ
Вытеснение газа водой из различных пористых сред
Месторождения природных газов, характеризующиеся большими площадью газоносности, толщиной пласта, начальными запасами газа, даже при малых давлениях содержат значительные остаточные запасы (миллиарды кубических метров).
Особенно остро проблема газоотдачи встает при разработке месторождений в плотных коллекторах. К плотным относятся терригенные, карбонатные породы, каменноугольные пласты, трещиноватые сланцы. Они характеризуются небольшими фильтрационными и емкостными параметрами, но большими запасами газа: коэффициенты проницаемости горных пород изменяются от 0,001 до 0,01 мД, коэффициенты открытой пористости 1-5%. В 1981 г. запасы газа в плотных коллекторах в США оценивались в 26,65 трлн м3, в Канаде - в 11,3 трлн м3 [96].
Проблеме газоотдачи месторождений природных газов посвящены лабораторные эксперименты на кернах и искусственных пористых средах [19, 35, 58], промысловые геологические, геофизические, технические исследования [68, 80-82], статистические анализы данных по месторождениям, законченным разработкой [79, 80], аналитические работы, технико-экономические расчеты.
Рассмотрим состояние изученности проблемы газоотдачи на середину 1995 г. Впервые наиболее полное обобщение выполненных в СССР и зарубежных странах лабораторных экспериментов по вытеснению газа водой, промысловых измерений величины коэффициента объемной газонасыщенности обводненной зоны, коэффициента газоотдачи обводненной зоны проведено в работе [84]. В ней впервые разработана приближенная методика расчета коэффициента объемной газонасыщенности обводненной зоны, коэффициента газоотдачи по промысловым данным. Обработка данных экспериментальных исследований позволила получить эмпирическое выражение для коэффициента газоотдачи в таком виде:
/ X1/8 ,
р= Но РА.(ХШ.62)
V ско
В работе [84] сделан вывод: "Из данных табл. 2 видно, что формула (ХШ.62) дает близкие к опытным значения коэффициента газоотдачи. Поэтому ею можно пользоваться для определения коэффициента газоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений с закачкой воды в пласт, при анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений с естественным вторжением воды в газоносную часть пласта... Приведенные данные экспериментальных исследований показывают, что остаточная газонасыщенность есть величина постоянная, не зависящая от величины давления".
В работе показано, что рассчитанные по формуле (ХШ.62) коэффициенты газоотдачи совпадают с экспериментальными.
Измеренные геофизическими методами коэффициенты объемной газонасыщенности обводненной зоны месторождения Лейксайд составили 18,5 и 16,7%, Угерско -Ии 14%. Рассчитанные по промысловым данным коэффициенты объемной газонасыщенности по месторождениям составили (в %): Аманак - 25,6-32,3, Горючка - 19-30. Абрамовское - 18,8, Анастасиевско-Троицкое - 20-32,8.
В этой работе впервые показано, при каких давлениях в газонасыщенной части месторождения при газовом режиме эксплуатации пласта и в обводненной зоне при
упруговодонапорном режиме эксплуатации коэффициенты объемной газоотдачи будут одинаковы:
=^s£il .(Х1П.63)
бдг 1 - ^КГ^Н
^кгРн
Значительное развитие исследование проблемы газоотдачи получило в работах [84— 87].
В результате обработки новых экспериментальных данных получены формулы для расчета коэффициентов объемной газонасыщенности и газоотдачи, исследовано влияние пористости, начальной газонасыщенности порового пространства, среднего радиуса поровых каналов, начального и среднего давлений в обводненной зоне, отношения коэффициентов динамической вязкости воды и газа, темпа снижения давления в газонасыщенной зоне на величину этих коэффициентов.
В работе [85] приведены новые формулы для расчета объема связанной воды в песках и песчаниках, получены формулы для расчета начальных запасов газа в залежи по прямолинейному отрезку зависимости pH от (2Д при упруговодонапорном режиме эксплуатации, разработан метод определения коэффициента начальной газонасыщенности по промысловым данным, выведена формула для расчета высоты капиллярного впитывания воды в песках и песчаниках h по известным значениям ^ и ^).
В настоящее время достоверно можно пользоваться такими эмпирическими зависимостями:
5„ = 0,437-0,1551g-^-;(ХШ.64)
/н0
\ = 0,282 -0,1 Ig-^-;(ХШ.65)
= 0,082 - 0,11g -^-;(ХШ.66)
р„., = 1,415^;(ХШ.67)
Р„ =1,0857^";(ХШ.68)
а0 =(1-^)рн.(ХШ.69)
При условии ot; -^- = а2 ^-^ начальные запасы газа по промысловым данным можно ^в 1 ^в 2
рассчитать по формуле
Q3 = Пф |- a0 -М(ХШ.70)
\ ^вн/
где
«о =(1-1,4157рнт0)рн,
(ХШ.71)
о^ 2 ' ^1
ф Ев1_Е^
(ХШ.72)
^в 1^-в 2
Если ак = Оо/(1 - do),
1 —1 —^•(1-2а0)^нРв О^•(1-2а0)^нРв О(ХШ.73)(ХШ.73)
1 —
1 —
^•(1-2а0)
^нРв О
^•(1-2а0)
^нРв О
(ХШ.73)
(ХШ.73)
Высоту капиллярного впитывания воды в газонасыщенный пласт можно рассчитать по формуле
h =т—.(ХШ.74)
104 • Ау(1-5)т1/2
В последние годы проведены новые лабораторные исследования по вытеснению газа водой из неоднородных по толщине (слоистых) пористых сред при высоких давлениях [78], из малопроницаемых и низкопористых плотных карбонатных коллекторов [58].
В работе [103] приведено сравнение рассчитанных и экспериментальных значений относительных проницаемостей для газа по данным капиллярной пропитки, а также зависимость коэффициента остаточной объемной газонасыщенности от коэффициента начальной газонасыщенности при вытеснении газа водой. Для исследования использовались керны песка и песчаника из пластов АЛУНДУМ и БЕРНА.
В этой работе приведено эмпирическое уравнение, связывающее коэффициенты начальной и остаточной газонасыщенности:
44 = с,(ХШ.75)
s„, s;r
где 5*г = 5НГ / (1 - 50Н) и 5*г = 5НГ / (1 - 50ч), Sor. 5НГ - коэффициенты остаточной и начальной газонасыщенности, дол.ед.; 50Ч - коэффициент неснижающейся (остаточной) нефтенасыщенности; с - постоянная, характеризующая удерживающую способность пористой среды, определяемая по данным экспериментов.
Используем формулы А.И. Ширковского для определения численного значения коэффициента с и проверки зависимости (ХШ.75). Исходные данные для расчета по керну песка АЛУНДУМ: &0 = 1 Д; т0 = 45%. Определим с:
8п = 0,437 - 0,155 lg ^ = 0,228;
рн = 1 - 0,228 = 0,772;
Р = 1,41570,772-0,45 = 0,833;
ак = 1 - 0,833 = 0,167;
ак рн 0,167 0,772
В работе [103] с= 4,617, расчет дал 4,71. Следовательно, зависимость (ХШ.75) справедлива и ею можно воспользоваться для определения коэффициента объемной остаточной газонасыщенности ак, зная коэффициент начальной газонасыщенности рн.
Проведем расчет для песчаника БЕРНА при следующих исходных данных: kti = 1 Д; т0 = 23%.
S4 = 0,282 -0,1 1g ^ = 0,118;
рн = 1 -0,118 = 0,882;
р = 1Л15^0,882 0,23 = 0,-638;
ак = 1 - 0,638 = 0,362;
0,362 0,882
В работе [103] с = 1,273. Таким образом, величину с можно рассчитать.
В работе [103] подтверждается наше утверждение о том, что газоотдача при одинаковых давлениях в обводненной зоне и газовой залежи при газовом режиме эксплуатации пласта всегда больше при упруговодонапорном режиме. Задача промысловых инженеров состоит в том, чтобы снизить давление в обводненной зоне. "По промысловыми данным, в условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи залежей, законченных разработкой или находящихся на завершающей стадии эксплуатации, в ряде случаев оказывается выше, чем при газовом режиме. Наиболее высокие коэффициенты газоотдачи получены в опытах по вытеснению газа водой из моделей пласта при постоянном давлении после предварительного отбора части газа" [103, с. 10].
В работе [58, с. 20] говорится: "В то же время установлено, что конечная газоотдача пласта практически не зависит от темпа падения давления. Показано, что коэффициент газоотдачи зависит от выбранной величины ОСТАТОЧНОГО давления, когда дальнейшая эксплуатация газовой залежи в силу различных причин нерентабельна... Зависимости р =№Нгн) Для однородного и слоисто-неоднородного пластов до начальной газонасыщенности 60% как количественно, так и качественно не отличаются друг от друга. При увеличении начальной газонасыщенности больше 60% коэффициент газоотдачи для слоистого пласта становится меньше, чем для однородного. В случае зональной неоднородности пористой среды газоотдача при начальной газонасыщенности до 60-70% меньше, чем слоисто-неоднородной пористой среды. При большей газонасыщенности в обоих случаях остаточная газонасыщенность практически одинакова... В зависимости от величины пластового давления газоотдача в проведенных иссследованиях колеблется в пределах 60-90% первоначального газонасыщения. Защемленный в заводненной части пласта газ практически полностью может быть получен только при условии снижения давления до атмосферного".
В работе [78] утверждается, что для более плотных пород (гЭф < 0,2 мкм) рост температуры приводит к снижению краевого угла смачивания и увеличению капиллярных сил.
Авторы работы [78, с. 27] пишут: "Из рис. 3, на котором представлены зависимости коэффициента газоотдачи (Р,) от абсолютной газопроницаемости (к) и начальной газонасыщенности (аг), видно, что газоотдача исследованных коллекторов колеблется от 0,82 до 0,96... Таким образом, если основываться на полученных зависимостях и принять в качестве исходных параметры насыщенности однородных горных пород с проницаемостью более 1 фм2 (10~15 м2) при ак = 15%, ав = 30% и аг = 55%, то коэффициент конденсатоотдачи при вытеснении водой составит ~ 0,3, а газоотдачи -0,94".
Анализ опубликованных в последние годы экспериментальных исследований по вытеснению газа водой из различных пористых сред показал достоверность ранее выполненных работ, обобщенных в [84].
Из анализа экспериментальных исследований по вытеснению газа водой из различных пористых сред в работе [85] сделаны некоторые выводы.
"Выражением (1.1) можно пользоваться и для расчета коэффициентов остаточной нефтенасыщенности при жестком водонапорном режиме, поскольку опытные точки, характеризующие остаточную газо- и нефтенасыщенность при вытеснении газа и нефги водой... группируются около одной и той же прямой ... при разработке с одинаковым темпом многих газовых залежей массивного типа в условиях продвижения
подошвенной воды отношение остаточного объема газа к начальным запасам в момент полного обводнения залежи есть величина постоянная, определяемая лишь начальной газонасыщенностью, коэффициентом абсолютной пористости и физическими свойствами газа и воды.
В некоторых случаях целесообразно разрабатывать залежи при небольших темпах отбора газа и постоянном давлении, близком к начальному. В таких условиях коэффициент газонасыщенности будет мал. объем временно удержанного газа в обводненной зоне также незначителен. В этом случае можно использовать все выгоды высокого давления газа для его транспорта по магистральным газопроводам, добычи конденсата, доведения газа до заданных товарных кондиций, выработки электроэнергии.
К числу технологических условий эксплуатации газовых залежей, влияющих на изменение объемной газонасыщенности обводненной зоны и коэффициент газоотдачи залежи, можно отнести: дебиты скважин, размещение их на структуре и площади газоносности, порядок ввода скважин в эксплуатацию, темп отбора газа и его изменение во времени, характер вскрытия пласта и условия эксплуатации скважин" |S5. с. 40].
Конечные коэффициенты газоотдачи
В работе [99, с. 302] говорится: "По данным Arps Van, газоотдача месторождений, сложенных однородными высокопроницаемыми терригенными коллекторами, при водонапорном режиме в области Gulf Coast, США, изменяется от 60 до 90%. наиболее часто составляет 75-85%".
Авторы работы [79, с. 110] опубликовали данные по 96 объектам разработки, они пишут: "При определении влияния отдельных факторов на коэффициент газоотдачи в качестве объектов исследования приняты: начальное пластовое давление, температура, плотность газа, время разработки, удельная площадь газоносности, удельный объем порового пространства, удельные начальные запасы газа, фильтрационные коэффициенты, соотношение площади разбуривания к начальной газонасыщенной, суммарные отборы газа, среднегодовые отборы газа, темп снижения годового отбора газа. Коэффициенты газоотдачи изучались при различных режимах разработки залежей. типах коллекторов (терригенные, карбонатные). По 15 залежам, эксплуатировавшимся при газовом режиме, среднеарифметический коэффициент газоотдачи составил 86,1%, в терригенных коллекторах - 89,8%, в карбонатных - 87.7%. По 32 залежам, эксплуатировавшимся при упруговодонапорном режиме, соответственно получили 85,2, 81,1 и 79,6%".
В работе [79] авторы получили уравнение множественной корреляции зависимости коэффициента газоотдачи от шести факторов:
А = 119,17 - 0,103 — - 0,039L + 0,28- 36,26 - 16,1 , (XIII.76) Вг 5» 0г£Ум
где ци. цг - коэффициенты динамической вязкости воды и газа: L. ри - глубина залегания пласта и начальное пластовое давление; 5р, SH - площади разбуривания и газоносности; QT, 2сум и AQr - годовой отбор, суммарный отбор и темп падения годового отбора, средний за 2 года начала падающего периода эксплуатации.
"Изучение влияния темпов отбора газа на газоотдачу показало, что асболютная величина годового отбора не влияет на коэффициент газоотдачи, а существенное влияние оказывает скорость изменения темпа отбора" [79, с. 111].
Ю.П. Коротаев и С.Н. Закиров считают, что лабораторные исследования и промысловые наблюдения показывают, что коэффициент газоотдачи обводненных зон месторождений значительно меньше единицы. По некоторым данным, достигнутый
или ожидаемый коэффициент газоотдачи по месторождениям природного газа Нижнего Поволжья изменяется в пределах от 0,48 до 0,92.
■ А.Л. Козлов считал, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторские свойства и др.) и начальных пластовых давлениях выше 5 МПа можно ожидать коэффициент газоотдачи около 0,97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, сложным геологическим строением и низкими пластовыми давлениями коэффициент газоотдачи составляет 0,7-0.8. В случае газового режима М.А. Жданов, Г.Т. Юдин коэффициент газоотдачи рекомендуют принимать равным 0,9-0,95, а при водонапорном режиме - 0,8.
Результаты соответствующих расчетов для некоторых гипотетических залежей газа показывают, что при разработке однородных по коллекторским свойствам залежей с водонапорным режимом есть основания ожидать значительных коэффициентов газоотдачи - более 90%. Следовательно, микрозащемление газа часто не служит главной причиной достигаемых низких коэффициентов газоотдачи. Вывод справедлив для исходных данных и конечного пластового давления ркон = 1 и 2 МПа при рн = 22,7 МПа.
Для плотных образцов коллектора коэффициент вытеснения составил от 80 до 99%. Эти величины в среднем превосходят коэффициенты вытеснения при прокачке воды через терригенные газонасыщенные керны.
Таким образом, при плотных коллекторах капиллярная пропитка приводит к более "тщательному" вытеснению газа водой. Однако здесь продолжительность пропитки значительна.
Авторы работы [58, с. 20] пишут: "На основании данных разработки многочисленных газовых и газоконденсатных месторождений, сложенных коллекторами проницаемостью порядка 0,1-0,01 мкм2, было установлено, что конечная газоотдача в основном составляет в случае газового режима разработки 90-95% и упруговодонапорного - 78-82%... Таким образом, для залежей с коллекторами проницаемостью менее 10"3 мкм2 полученные величины газоотдачи, равные 10—20% начальных запасов (Самурское месторождение - 10, Северское - 15%), можно считать наиболее вероятными для существующих в настоящее время систем разработки и эксплуатации таких месторождений".
В работе [19] говорится, что газоотдача свит ПК и НКП месторождения "Южная" составила 75%.
И.М. Фык в работах [81, 82] сделал попытку определения коэффициента конечной газоотдачи для Шебелинской группы месторождений, используя геофизические методы.
Так, в работе [82] для Шебелинской группы месторождений он приводит такую формулу:
= - (ХШ.77) ^11 У Рип
где р||Н, Рф - удельное сопротивление промытого пласта и фильтрата бурового раствора соответственно; П - параметр поверхностной проводимости; кп - коэффициент пористости.
В работе [81] для Крестищенсксго месторождения приводится также уравнение для расчета (оценки) коэффициента остаточной объемной газонасыщенности:
<Г (1С, = кт - —(0,02394 + lg £пр +0,03037), (ХШ.78)
где кг - коэффициент начальной газонасыщенности пористой среды; кп, £пр - коэффициенты пористости и проницаемости соответственно.
"Промысловая проверка полученных уравнений проведена на трех обводнявшихся пластах горизонта А4 Шебелинского месторождения, некрытых при бурении скв. 631. Сходство литолого-физических свойств коллекторов Крестищенского и Шебелинского месторождений позволило применить уравнение (XIII.78) для прогнозной оценки остаточной газонасыщенности Шебелинского месторождения и сопоставить ее с фактической, определенной по данным электрокаротажа.
Полученные расчетные и фактические значения остаточной газонасыщенности показали, что теоретические уравнения позволили правильно выбрать экспериментальную петрофизическую модель для прогнозирования остаточной газонасыщенности по комплексу основных физических характеристик пласта" [81, с. 33].
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА Г АЗООТДАЧУ ПЛАСТА
Многие газовые месторождения разрабатываются при упруговодонапорном режиме эксплуатации. Газонасыщенные коллекторы могут быть представлены несцементированным кварцевым песком, песчаником с карбонатным или глинистым цементирующим материалом.
При вытеснении газа водой получаются различные коэффициенты газоотдачи в зависимости от степени глинизации пористых сред и температуры пласта.
Лабораторные эксперименты, проведенные Н.Д. Таировым, Э.И. Джалиловым, Д.Ш. Везировым, дали следующие результаты: 1)для кварцевого песка безводная газоотдача с увеличением температуры от 20 до 90°С уменьшается на 8%, а при содержании в породе 35% глинистых частиц - на 10%; 2) с увеличением содержания в породе глины полная и безводная газоотдачи модели пласта при всех температурах снижаются, при одинаковой степени глинизации пористых сред с увеличением температуры коэффициент газоотдачи уменьшается.
Абсолютное уменьшение коэффициента газоотдачи с увеличением температуры практически не зависит от содержания в породе глинистых частиц. Так. если при содержании в кварцевом песке 5% глинистых частиц коэффициент полной газоотдачи с увеличением температуры от 20 до 90°С уменьшается на 10-11%, то при наличии в породе 35% глинистых частиц он снижается на 10%.
Уменьшение коэффициента газоотдачи при увеличении температуры происходит из-за сильной набухаемости глин, уменьшения коэффициентов проницаемости и пористости, изменения коэффициентов динамической вязкости газа и воды, улучшения смачиваемости породы водой.
Увеличение температуры приводит также к возрастанию коэффициента объемной газонасыщенности обводненной зоны и массы газа в обводненной зоне.
КОМПОНЕНТООТДАЧА ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В первый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, залегающих на относительно небольших глубинах, когда пластовый газ не содержал сероводорода, меркаптанов, гелия, ртути и использовался главным образом в качестве топлива, рассматривали эффективность разработки залежей с точки зрения добычи "укрупненных" компонентов: сухого газа (СН4, С2Н6, следы СзН8, С4Н10) и углеводородного конденсата (С5+).
В настоящее время, когда пластовый газ рассматривается как сырье для нефтехимической промышленности и источник энергии, исследуют вопрос о компо- нентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.
Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.
418
Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлеченного из пласта компоннета к его геологическим запасам. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах:
KiKi100= 1-^- 100.100= 1-^- 100.(ХШ.79)(ХШ.79)
Ki
Ki
100= 1-^- 100.
100= 1-^- 100.
(ХШ.79)
(ХШ.79)
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи (в %) выражаются так:
(ХШ.80)(ХШ.80)(ХШ.81)(ХШ.81)( 4/4 А
(ХШ.80)
(ХШ.80)
(ХШ.81)
(ХШ.81)
/ (=1 )
к 100 йс,.
Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85-95%, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75%.
К основным физическим факторам, влияющим на коэффициент газоотдачи, относятся: 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.
В общем случае объем остаточного газа в пласте в конце периода разработки можно выразить следующим равенством:
Д=а,^(О1-О1)Ц„ ^, рД (ХШ.82)
где Пн и QK - соответственно начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м3; р^, pJzB - конечные средневзвешенные соответственно по газонасыщенному и обводненному объемам порового пространства пласта безразмерные (т.е. отнесенные к атмосферному давлению), приведенные (т.е. деленные на коэффициенты сверхсжимаемости z) давления; а - коэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (т.е. QH - QK) зоны, дол. ед.
С учетом (ХП.65) коэффициент газоотдачи (в %) можно выразить так:
•100,•100,(ХШ.83)(ХШ.83)я/—-«-?“■ -й/^-а-?1
•100,
•100,
(ХШ.83)
(ХШ.83)
1^=
где pJzB, - начальное средневзвешенное по газонасыщенному объему порового
пространства пласта приведенное давление.
Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от различных геологических, эксплуатационных и физических факторов.
Коэффициент газоотдачи (в %) при газовом режиме эксплуатации (Пн = = QK = const; Q3 = QH pH/zH; a = 0)
(ХШ.84)
2. Коэффициент газоотдачи (в %) при жестком водонапорном режиме эксплуатации (^Н > ^К’> 0, Р^й = Рк^К = PhI^k)
(ХШ.85)
Здесь для песков
а0|1 =(i-i,415V^p?)ph;
(ХШ.86)
для доломитов
ao„=(l-l.O85V^P?)pH.
(ХШ.87)
В тех случаях, когда QK = О,
^вп =1,415^оРн;^вд = LOSSV^P?.
(ХШ.88)
(ХШ.89)
3. Коэффициент газоотдачи (в %) при упруговодонапорном режиме эксплуатации (^н > ^к» ОС > 0, pH/zH > рйГ^ > Мк)
^вРн >
^к Рк^н _ А^н
^н У^кРн 2ВРН ;
•100,
(ХШ.90)
где a = /(рв, Q(0/S3, литологии пласта); Q<t> - годовой отбор газа из месторождения.
Если <20)/5з < 0>2, а пласт представлен:
несцементированным песком, то
(ХШ.91)(ХШ.91)/(?„) = L49-I —-0,3
(ХШ.91)
(ХШ.91)
песчаником, то
Ж) = и5-Ж) = и5-\Рн\Рн(ХШ.92)(ХШ.92)
Ж) = и5-
Ж) = и5-
\Рн
\Рн
(ХШ.92)
(ХШ.92)
П р и м е р. 1. Определить коэффициент газоотдачи при газовом режиме, если pJzK = 0,2 pH/zH.
Krp = (l -0,2) • 100 = 80%.
^.0пределить коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном режиме, если QK/QH = 0,3; к^ = 1 мкм2; т0 = 0,25.
5„п = 0.437 - 0.155 1g ^ = 0,189;
рн = 1 -0,189 = 0,811;
а„ = (1 -1.415^0.811-0,25 )о,811 = 0,295;
Кн = [(1 - 0,295) (1 - 0,3)] 100 = 49,3%.
При упруговодонапорном режиме при -^в / Z® = 0,4, ^к -‘к = 0,2, залежь пластового типа, пласт Рн / ZHPh1 ZH
представлен несцементированным песком, к0 = 1 мкм2; т0 = 0,25; Пк/Пн = 0,3; a = с^ [1,49 - (0,4-0,3)21 = = 0,295 ■ 1.48 = 0,437.
К.лт = Ю - °’437 • °'4) - °’3<0’2 - °’437 ■ °’4^ ■100 = 81Ж
Залежь массивного типа,/5 Д, “ ДД " О,2дн/?Н.
Ку М = [(1 - 0,437 ■ 0,2) - 0,3(0,2 - 0,437 • 0,2)] • 100 = 87,9%.
На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: 1) охват залежи вытеснением; 2) размещение скважин на структуре и площади газоносности; 3) глубина спуска колонны НКТ.
К основным физическим параметрам, влияющим на коэффициент конденсато- отдачи, относятся: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С5+) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальные давление и температура.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85% при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75% при поддержании давления закачкой воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению
КкКк/\1/8,571 -1,415 —VM/\1/8,571 -1,415 —VMз/Рнк^О Рнк’з/Рнк^О Рнк’(ХШ.93)(ХШ.93)
Кк
Кк
/\1/8,57
1 -1,415 —
VM
/\1/8,57
1 -1,415 —
VM
з/Рнк^О Рнк’
з/Рнк^О Рнк’
(ХШ.93)
(ХШ.93)
где рнк - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, дол.ед.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта (QH = const) можно определить экспериментално в бомбе PVT, не имеющей пористой среды (например, на установке УФР-2), в процессе дифференциальной конденсации газа при пластовой температуре, а затем учесть влияние пористой среды:
^ = Кэ - 27,8 • lO^F^2,
где К3 - коэффициент конденсатоотдачи, определяемый экспериментально; F - удельная поверхность пористой среды, см2/см3.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта (QH = const) можно определить по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных. В качестве примера приведем корреляционную зависимость С.Л. Критской с поправкой на влияние пористой среды:
Кс5+ = 109,566 - 0,115^-0,222^-27,8 ЛО-4 Г1/2;(ХШ.94)
F = Т7^^-772’(ХШ.95)
~1,02-10"8т1/2
V m)
где F - удельная поверхность пористой среды, см2/см3; к - в мкм2; т - в дол. ед.
Пример. Определить коэффициент конденсатоотдачи газоконденсатного месторождения при газовом режиме эксплуатации. Исходные данные: Мс^ =114; рС5+ =0,739 г/см3; рн =29,6 МПа; yCj+ =5,6%; ,1|л=84°С; 1 = 0,1 мкм2; т = 0,2.
Определим структурный коэффициент пористой среды
L29IO3 (кНпу'гL29IO3 (кНпу'г= 8.= 8.к \
L29IO3 (кНпу'г
L29IO3 (кНпу'г
= 8.
= 8.
10.7 -3,221g — X m ;
Тогда
*с5+ =
0,2[ 0,1-1,02 10"8t 0,2)0,2[ 0,1-1,02 10"8t 0,2)= 58,5%.= 58,5%.= 109,566 - 0,115 • 29,6 - 0,022Lli^27.8 ■ 10-4
0,2
[ 0,1-1,02 10"8
t 0,2)
0,2
[ 0,1-1,02 10"8
t 0,2)
= 58,5%.
= 58,5%.
0,739 0,024 (100 - 5,
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ КОМПОНЕНТООТДАЧИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Пластовый газ газоконденсатных месторождений состоит из углеводородов гомологического ряда метана и неуглеводородных компонентов: азота, углекислого газа, серы, меркаптанов, ртути, гелия, аргона. Он находится в пластах при определенном, иногда весьма высоком (свыше 100 МПа) давлении.
Газоконденсатное месторождение - источник и ценного сырья для химической промышленности, и пластовой энергии. Разработка газоконденсатной залежи представляет собой сложную, комплексную задачу не только наиболее полного извлечения из нее всех ценных компонентов пластового газа, но и рационального использования его давления для транспортировки газа, получения холода и механической работы.
При газовом режиме эксплуатации месторождения, т.е. при постоянном газонасыщенном объеме порового пространства пласта, коэффициент газоотдачи газовых месторождений можно увеличить, как это следует из анализа уравнения (XIII.83), уменьшением средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства давления в залежи (pJW При этом существенно уменьшается и коэффициент динамической вязкости газа.
Особенно высок коэффициент газоотдачи в случае применения винтовых компрессоров в процессе разработки месторождения при давлении ниже атмосферного.
При упруговодонапорном режиме эксплуатации газового месторождения, как это следует из анализа уравнения (XIII.90), коэффициент газоотдачи можно увеличить уменьшением: а) давления в газонасыщенной (рк/2к) и обводненной ф^^ зонах пласта; б) объема обводненной зоны (QH-QK); в) объемной газонасыщенности обводненной зоны а; г) регулированием отборов газа по площади и разрезу для равномерного стягивания контурной или подъема подошвенной воды в газовую залежь.
В некоторых случаях снижению давления в газонасыщенной и обводненной зонах способствует периодическая с высоким темпом отбора газа эксплуатация месторождений в конечный период. Снижение давления в обводненной зоне способствует при 0,3 < pjp^ < 1, как это следует из уравнения (XIII.90). увеличению объемной газонасыщенности обводненной зоны а, увеличению фазовой проницаемости для газовой фазы и выходу газа из обводненной зоны (QH-QK) в газонасыщенную часть пласта QK.
Конденсатоотдача наиболее высока, если в пласте нет обратной конденсации углеводородной жидкости. Этого можно достичь закачкой в пласт рабочего агента для поддержания начального пластового давления. При таких условиях жирный пластовый газ вытесняется к забоям добывающих скважин газообразным или жидким рабочим агентом практически без расширения, т.е. без увеличения объема. При разработке газоконденсатных залежей с большим этажом газоносности и содержанием конденсата (С5+), а также других ценных компонентов (сероводорода, гелия) в газе поддержание
давления может производиться одновременно двумя рабочими агентами: а) сухим газом; б) водой. Сухой газ закачивается в сводовую часть залежи, вода - под поверхность начального газоводяного контакта.
При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима (QH = const) при образовании жидкой фазы в пласте коэффициент конденсатоотдачи можно увеличить различными методами воздействия на пласт и пластовый флюид: 1) прямым испарением жидкости в массу закачиваемого в пласт газообразного рабочего агента; 2) вытеснением жидкого углеводородного конденсата водой; 3) уменьшением коэффициента динамической вязкости углеводородного конденсата путем увеличения температуры.
В качестве газообразных рабочих агентов для закачки в пласт с целью испарения находящегося в его поровом пространстве неподвижного конденсата используются: а) сухой газ, т.е. часть пластового газа (метан, этан, следы пропана), оставшегося после отделения от него в промысловых аппаратах конденсирующихся углеводородов; б) сухой газ, обогащенный определенным количеством промежуточных компонентов (т.е. пропаном и бутаном) с целью увеличения растворяющей способности рабочего агента; в) углекислый газ.
Глава XIV
ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛА
ТОВАРЫ, ВЫРАБАТЫВАЕМЫЕНА ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПРОМЫСЛЕ
Пластовые флюиды газоконденсатных месторождений являются ценным природным сырьем, в состав которого в общем случае входят: 1) сухой газ (метан и этан); 2) жидкие газы (пропан и бутаны); 3) стабильный (безбутановый) конденсат С5+; 4) сероводород; 5) азот; 6) углекислый газ; 7) гелий; 8) ртуть.
В состав стабильного конденсата, в свою очередь, входят углеводороды различного строения (парафиновые, нафтеновые, ароматические) от С5 до Сп, из которых с помощью физических методов разделения можно вырабатывать бензин, лигроин, керосин. масла, а также экстрагировать ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы.
Природные газоконденсатные смеси (флюиды) в пластовых условиях находятся при определенных давлении и температуре. Они обладают в общем случае тем или иным запасом потенциальной энергии, рациональное использование которой в процессах добычи сырья, его переработки и транспортировки выработанных товаров
Газоконденсатная за нема - истаанак сб/рля и знедгиа
Рис. /76. Технологическая схема газоконденсатного промысла для добычи сырья и его переработки в товарные продукты
/ - сырье (пластовый флюид); 2 - вода; ДКС - дожимные компрессорные станции; УКПГ - установка комплексной подготовки газа; ПДКС - промысловая дожимная компрессорная станция; ПГСП (ГС) - промысловый газосборный пункт (головные сооружения); ПКПЗ - промысловый конденсатоперерабатывающий завод; МГ - магистральный газопровод; МК - магистральный конденсатопровод КПЗ(ГХК) - конденсатоперерабатывающий завод (газохимический комплекс)
может существенно улучшить технико-экономические показатели системы дальнего газоснабжения в целом.
В начальный период разработки газоконденсатных месторождений из пластового сырья вырабатывали сухой газ и стабильный конденсат. Сухой газ использовали в качестве топлива, стабильный конденсат - как компонент сырья на нефтеперерабатывающих заводах.
Пластовое давление использовалось главным образом для внутрипромысловой и иногда бескомпрессорной магистральной транспортировки газа.
Комплексное использование компонентов пластового флюида в качестве топлива, химического сырья для различных отраслей хозяйства и давления природного газа для внутрипромысловой, магистральной транспортировки газа и получения холода началось в феврале 1974 г., когда была введена в эксплуатацию первая очередь Оренбургского газового промысла и газоперерабатывающего завода (ГПЗ).
При комплексном использовании компонентов пластового флюида в качестве топлива и сырья, а также его энергии на газоконденсатном промысле и ГПЗ получают: а) сухой газ; б) жидкие газы; в) стабильный конденсат; г) жидкую и кристаллическую среду; д) гелий; е) холод, механическую работу или электроэнергию. Все это начали вырабатывать на Оренбургском газоконденсатном промысле и ГПЗ, часть - на Мубарекском газоконденсатном промысле, на котором в январе 1972 г. был пущен в эксплуатацию завод по производству газовой среды.
На рис. 176 изображена технологическая схема газоконденсатного промысла для добычи сырья и его переработки в товарные продукты.
ТРЕБОВАНИЯ ОТРАСЛЕВЫХ СТАНДАРТОВ НА СУХОЙ ГАЗ,ПОДАВАЕМЫЙ В МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД,И НА СТАБИЛЬНЫЙ КОНДЕНСАТ
Образование жидкостей (воды и углеводородного конденсата) и твердой фазы (кристаллогидратов углеводородных газов и льда) внутри магистральных газопроводов приводит к уменьшению пропускной способности, увеличению мощности силового привода компрессоров для сжатия газа, эрозии, коррозии и преждевременному износу газопровода, оборудования компрессорных станций, закупорке контрольно-измерительных и регулирующих приборов, загрязнению окружающей среды при продувке и очистке газопроводов, авариям, ухудшению технико-экономических показателей как добычи сырья и его переработки, так и магистральной транспортировки газа. Проведенные обследования газопроводов показали, что наличие воды и углеводородного конденсата в транспортируемом газе привело к уменьшению пропускной способности на 5-15% по сравнению с проектной.
Теоретическую пропусную способность магистрального газопровода для сухого газа 5т определяют по формуле
ет = ЮЗ,15О5,2Ж^.
Фактическая пропускная способность газопровода
бф ~ QJ,
где Е - коэффициент уменьшения пропускной способности газопровода, или коэффициент гидравлической эффективности газопровода.
Измерив коэффициент интенсивности изобарической конденсации транспортируемого газа в см3/м3 • °C
Рр = (^к I - 7к 2^2 -Ч\
можно определить количество углеводородного конденсата (жидкости), конденсирующегося в газопроводе из потока газа (в см3/м3) при постоянном давлении и температуре газа в газопроводе tr, затем найти Е:
Чк = Рр(^рк ~ б)>
где /рк - температура точки росы углеводородного конденсата, °C;
1/4
Е=1-0,15-^у,
Чи = Чк + 4w 0 Чо ^ 180 см3/м3, 2 ^ и ^ 11 м/с,
где qH - количество воды, сконденсировавшейся из газа в газопроводе при температуре zr, см3/м3.
Пример. Определить коэффициент уменьшения пропускной способности газопровода при следующих исходных данных: Рр = 0,1 см3/(м3 • °C); /рк = -3°€'; и = 9 м/с; qB = 0,3 см3/м3.
qK = 0,1 [-ЗЧ-Ю)] = 0,7 см3/м3;
q^ = 0П + 0,3 = 1 см3/м3;
1|/41
Е = 1-0,15-^ = 1-0,15- = 0,95. 9/23
Определить увеличение мощности для сжатия газа на КС-1 при наличии жидкой и твердой фаз в потоке газа, принимая процесс сжатия газа в цилиндрах компрессора изотермическим. Теоретическую мощность для сжатия газа (в кВт) найдем по формуле
NT = 0,0038GTlgrr.
Фактическая мощность для сжатия газа определяется по формуле
^ф = O,OO38^тlgГф
или
Если r.v = 75/60 = 1,25, ?ф = 75/57,7 = 1,30, то ^ф = 1,173 NT Это означает, что фактическая мощность на сжатие газа на 17,3% больше теоретической.
Качество газа, подаваемого в магистральные газопроводы и используемого как топливо, в соответствии с ВТУ, определялось из условий надежного и наиболее эффективного его транспортирования по магистральным газопроводам, подачи потребителям кондиционного газа, отвечающего требованиям санитарных норм и условиям нормального сжигания в бытовых или промышленных горелочных устройствах.
Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен иметь определенные физико-химические свойства или товарные кондиции, установленные ОСТ 51.40-83 "Газы горючие природные, подаваемые из газовых и газоконденсатных месторождений и с газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы". ОСТ предусматривал следующие товарные кондиции природных газов: 1) температура точки росы по влаге для умеренного и холодного климатических районов, определяемых ГОСТ 16530-83, с 1 мая по 30 сентября не выше 0 и -10°С соответственно, с 1 октября по 30 апреля -5 и -20°С соответственно; 2) температура точки росы по тяжелым углеводородам для тех же климатических районов, определяемых ГОСТ 16530-83, с 1 октября по 30 апреля - не более 0 и -10°С соответственно; 3) масса механических примесей в 1 м3 - не более 0,003 г; 4) масса сероводорода в 1 м3 - не более 0,02 г; 5) объемная доля кислорода - не более 1%; 6) масса меркаптановой серы в 1 м3 - не более 0,036 г.
Сухой газ, используемый другими потребителями (сажевые заводы, ТЭЦ, метал-
лургические и цементные заводы, сельскохозяйственные потребители), имеет иные товарные кондиции.
С 1994 г. в России введена новая редакция ОСТ 51.40-83 - ОСТ 51.40-93. В этой новой редакции точка росы газа по воде для северных месторождений установлена не выше -10 и -20°С для летнего и зимнего периодов года соответственно.
Товарные кондиции стабильного конденсата, используемого в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, определяются ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный", введенным с 1 января 1982 г.
Для конденсата I группы в ОСТ установлены следующие показатели: 1) давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября - не более 66 661 Па, с 1 октября по 31 марта - не более 93 325 Па; 2) массовая доля воды - не более 0,1%; 3) массовая доля механических примесей - не бон с 0,005%; 4) содержание хлористых солей - не более 10 мг/л; 5) массовая доля общей серы не нормируется (определение по требованию потребителя); 6) плотность при 20°С не нормируется, определение обязательно.
Большое значение в повышении качества продукции и эффективности производства имеет комплексная государственная система стандартизации. Она обеспечивает одновременное повышение качества не только готовой продукции, но и сырья, материалов, комплектующих изделий, оборудования и инструмента, служит одним из важнейших эффективных средств ускорения научно-технического прогресса, повы- шения производительности труда.
Главная задача стандартизации - упорядочение процессов и отношений, возникающих при решении повторяющихся задач во всех сферах производства, экономики и науки.
Внедрение основных ГОСТ в газовой промышленности СССР позволило в 1976— 1980 гг. получить существенный эффект: внедрение ОСТ 51.40-74 обеспечило годовой эффект в сумме 216,7 млн. р.; унификация газопромыслового и нестандартного оборудования - 50 млн. р.; ремонтного технологического оборудования и трубопроводов ^150 млн р. Общий эффект в расчете на год от внедрения стандартов в газовой промышленности СССР составил более 700 млн. р.
Контроль за товарными кондициями природных газов, подаваемых в магистральные газопроводы, должен быть непрерывным, автоматическим, с регистрацией температур точек росы по воде, углеводородам, температуры начала гидратообразования, теплоты сгорания, коэффициента интенсивности изобарической конденсации природного газа 0р, содержания H2S, твердых взвесей в потоке в пунктах сдачи газа на газоконденсатном промысле или в головном районном управлении магистрального газопровода. ОСТ 51.40-93 предусматривает периодический контроль за товарными кондициями газа в пунктах его сдачи отбором проб для контроля специальными приборами.
В качестве технических средств контроля за кондиционностью природных газов могут использоваться приборы, разработанные в УкрНИИгаз: системы "Харьков", "Роса-1" или прибор ТТР-З для одновременного определения температур точек росы газа по воде, углеводородам и температуры начала гидратообразования; установка "Конденсат-2" или прибор НТ-ПКП-8 для определения коэффициента интенсивности изобарической конденсации природного газа рр (в см3/м3 на 1°С при р = const). Температуру начала гидратообразования измеряют в пределах от 223 до 323 К при изменении давлений от 0,2 до 15 МПа.
Прибор ТТР-З (рис. 177) состоит из металлического стержня 5, помещенного в герметичный корпус 4, рассчитанный на высокое давление (до 6 МПа) и имеющий смотровое окно 6, например, из толстого оргстекла. На концах стержня 5, выходящего из корпуса, находятся камеры охлаждения 10 и подогрева 3 рабочего стержня за счет впуска соответственно холодного и горячего газа, поступающего из вихревой
Рис. 177. Технологическая схема прибора ТТР-3 (а) и распределение температуры поверхности по длине стержня (о)
1,11- вход и выход газа соответственно; 2, 9 - трубки; 5,10 - камеры подогрева it охлаждения рабочего стержня соответственно; 4 - корпус; 5 - стержень: 6 - смотровое окно; 7 - термодатчики: X - вихревая трубка Ранка
трубки Ранка 8 по трубкам 2,9 с целью создания переменной температуры по длине стержня. В стержне 5 имеется пять термодатчиков 7 для замера температуры его поверхности.
Видимая часть поверхности стержня 5 по всей его длине на половину видимого периметра имеет зеркальную поверхность, на которой нанесена шкала для визуального отсчета температур точек росы.
Минимальное давление газа, необходимое для оптимальной работы вихревой трубки Ранка, для нагрева и охлаждения стержня составляет около 0,5 МПа.
В приборе используется конденсационный метод (с зеркальной поверхностью): исследуемый газ омывает стержень, имеющий по длине градиент температур. На поверхности стержня появляются зоны конденсации паров воды и углеводородов, а также зоны выпадения частиц кристаллогидратов.
Прибор ТТР-3 работает следующим образом. Анализируемый газ из газопровода подается в корпус 4 со стороны нагретого конца стержня, где омывает стержень 5 и выходит в атмосферу из противоположного конца корпуса. Стержень 5. постоянно нагреваемый и охлаждаемый с противоположных концов при помощи вихревой трубки Ранка, приобретает заданный градиент температур. Анализируемый газ. омывая стержень, выделяет на поверхности стержня тяжелые углеводороды, влагу и кристаллогидраты. Измеряя температуру на границах раздела, определяют температуры точек росы по воде, конденсирующимся углеводородам и начала гидрато- образования.
Прибор НТ-ПКП-8 (рис. 178) состоит из отбойника загрязнений 4. метанольной емкости 7 с капельницей 8, теплообменников 9, 14. 17 и21. сепараторов 18 и 27. двух вихревых трубок Ранка 12 и 25. термостатируемых мерников конденсата /9 и 26.
В комплект прибора входят устройство и прибор для определения газового фактора насыщенного конденсата и ТТР-3 (22).
Прибор НТ-ПКП-8 работает следующим образом. Исследуемый газ отбирается из трубопровода I через манометрический штуцер при давлении, равном давлению в газопроводе, и по трубке 2 подается в прибор. В отбойнике загрязнений -/ газ очищается от жидких и твердых включений, которые сбрасываются время от времени через вентиль 3. При этом температура поступающего газа измеряется термометром 5, а давление - манометром 6.
В газовый поток после отбойника из метанольной емкости 7 через капельницу 8 вводится ингибитор гидратообразования (метанол), дальше поток разделяется на технологический и исследуемый. Технологический поток поступает в теплообменник 9
Рис. 178. Технологическая схема прибора НТ-ПКП-8
1 - трубопровод; 2, 70,11,13,16, 20, 23, 24,29 - трубки; 3,15 - вентили; 4 - отбойник загрязнений; 5 - термометр; 6 - манометр; 7 - метанольная емкость; 8 - капельница; 9,14,17,21 - теплообменники; 12,25 - вихревые трубки Ранка; 78,27 - сепараторы; 19,26 - мерники конденсата; 22 - прибор ТТР-3; 28 - газовый счетчик
для предварительного охлаждения при высоком давлении и в дальнейшем после редуцирования вентилем 75 используется как хладагент в теплообменнике 17 для получения более низких температур (-50+ -75°С). Исследуемый поток поступает в теплообменники 14 и 17 для охлаждения, после чего газ со сконденсированными углеводородами подается в сепаратор 18, где улавливается углеводородный конденсат, измеряются температура и давление, а в градуированном мернике высокого давления 19 визуально измеряется объем нестабильного конденсата. При атмосферном давлении и температуре 20°С мерными цилиндрами измеряется объем стабильного конденсата, а газовым счетчиком 28 - количество пропущенного через сепаратор газа и определяется газоконденсатный фактор. Охлаждение или нагрев в теплообменниках 9 и 14 производится при помощи газа, поступающего из вихревой трубки 72, где используется энергия давления природного газа, подаваемого по трубке 77 из газопровода. Регулирование количества газа, поступающего из вихревой трубки 72, и его температуры производится вентилями, имеющимися в обвязке.
Контроль за степенью улавливания, полнотой коагуляции мелкодисперсного конденсата в сепараторе 18 осуществляется при помощи теплообменника 27 и сепаратора 27, в которых поддерживаются те же температура и давление, что и в сепараторе 18. Для определения степени неравновесности процесса конденсации определяются температуры точки росы по тяжелым углеводородам, для чего исследуемый газ после сепараторов 18 и 27 подается в прибор ТТР-3 22 после предварительного подогрева.
Подогрев или охлаждение в теплообменнике 27 в зависимости от поставленной задачи производится при помощи газа, поступающего из вихревой трубки 25, где производится нагрев или охлаждение природного газа за счет энергии давления газа, подаваемого по трубке 24 из газопроводов. Отработанный газ отводится по трубкам 10, 13, 16, 20, 23, 29. Количество исследуемого газа, проходящего через прибор, замеряется при помощи газового счетчика 28, при этом контролируется температура газа.
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛАДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СУХОГО ГАЗА
И СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА
Для производства товаров из углеводородного сырья газоконденсатных залежей и использования энергии пластового давления для получения холода, механической работы или электроэнергии на газоконденсатном промысле устанавливаются сложное и дорогостоящее оборудование, машины и приборы: каплеотбойники, сепараторы, теплообменники, конденсаторы, испарители, насосы и компрессоры, абсорберы или адсорберы, детандеры, секционные аппараты, регуляторы давлений, температуры, уровня жидкости и т.д. Элементы оборудования входят в установки низкотемпературной сепарации газа (НТС), искусственного холода (ИХ), стабилизации конденсата (СК), регенерации диэтиленгликоля (РДЭГ), промысловой канализации, защиты окружающей среды или в состав оборудования заводов для абсорбционной (с жидкими сорбентом) или адсорбционной (с твердым сорбентом) переработки газоконденсатного сырья, в промысловые дожимные компрессорные станции (ДКС).
Поверхностное оборудование газоконденсатного промысла должно удовлетворять следующим основным требованиям: 1) бесперебойно вырабатывать и подавать потребителям все товары в течение всего срока разработки месторождения; 2) наиболее полно использовать собственное пластовое давление для добычи сырья, его обработки и переработки, получения холода или электроэнергии и транспортировки сухого газа и конденсата потребителям; 3) обеспечивать наилучшие технико-экономические показатели по системе газоснабжения в целом.
Низкотемпературную сепарацию газа в СССР впервые стали применять в I960 г. на газоконденсатных промыслах Краснодарского края (ГСП-6 Ленинградского промысла). В разработке технологической схемы НТС, оборудования и установлении технологического режима его работы участвовали А.И. Арутюнова, П.И. Барабанов, В.А. Динков.
Первая установка НТС с вводом и регенерацией диэтиленгликоля, разработанная ВНИИгаз и ГИПРОгаз, начала работать в 1964 г. на Шебелинском газоконденсатном промысле.
Установка НТС (рис. 179) состоит из сепараторов-каплеотбойников жидкости и твердой фазы; теплообменников; приборов или машин для редуцирования давления; низкотемпературного сепаратора; конденсатосборников; приборов регулирования температуры, давления, уровней жидкости. Как правило, каждая скважина имела свою технологическую нитку или УНТС.
Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник жидкости и твердой фазы 4, отделяется в нем от капель жидкости и твердых частиц, поступает в теплообменник 5, предварительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа от /] до t^, проходит редуцирование в редукционном аппарате 6, охлаждается до заданной ОСТ температуры tc при давлении максимальной конденсации рс, отделяется в нем от жидкости и твердой фазы, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагревается за счет теплоты потока газа, идущего из скважины, от t3 до t4 и далее поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП). Там газ окончательно доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся конденсат направляют на ПГСП, где его стабилизируют, замеряют и распределяют по потребителям.
Давление максимальной конденсации (рмк) газоконденсатной смеси при рабочих температурах сепарации газа на промысле зависит от молярного содержания С5+ в пластовом газе и массового содержания метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур 313-473 К.
Сухой газ no ЛГСЛ
Рис. 179. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа для отдельной скважины с использованием эффекта Джоуля-Томсона
1 - добывающая скважина; 2 - манифольд; 3 - шлейф; 4 - каплеотбойник; 5 - теплообменник типа "труба в трубе"; б - редукционный аппарат (штуцер); 7 - низкотемпературный сепаратор; 5 - конденсатосборник
Рис. 180. Технологическая схема промыслового газосборного пункта на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края
/ - пылеуловители; 2 - термометры; 3 - расходомер сухого газа; 4 - редукционные клапаны; 5 - сброс промышленных стоков в канализацию; 6 - резервуары выветренного конденсата; 7 - насосная; 8 - расходомер; /-/// - сепараторы первой (р = 3,5 МПа), второй (р = 1 МПа) и третьей (р = 0,2-0,3 МПа) ступеней стабилизации конденсата
Ориентировочно можно определить рмк (в МПа) по формуле
V а )
где С - молярное содержание С5+ в пластовом газе, %; а - молярное содержание метановых углеводородов, выкипающих в интервале температур от 313 до 473 К, %.
Схема оборудования ПГСП дана на рис. 180.
Рис. 1^1. Расчетные графики изменения температуры газа 1 - в штуцере; 2 в вихревой трубе Ранка;? в турбодегандере
УНТС размещают на групповом пункте сбора и промысловой подготовки (переработки) газа (ГП. УКПГ). Шлейфы, идущие от скважин к групповым пунктам (ГП), охлаждают нагретый поток газоконденсата, выходящий из скважин, и служат в этом случае холодильниками. В северных районах шлейфы могут нагревать более холодный газ. идущий от скважин, и будут подогревателями. При эксплуатации газоконденсатных залежей без поддержания пластового давления в условиях газового или упруговодонапорного режима давление газа в залежи, на забое и устье скважины, перед редукционным аппаратом рг уменьшается. Давление в низкотемпературном сепараторе в соответствии с OCT 51.40-83 поддерживается постоянным. Следовательно, перепад давлений \р =Р2~Р^ используемый для охлаждения газа при его расширении, уменьшается. При эксплуатации газоконденсатных залежей в рыхлых или слабо сцементированных газосодержащих породах дебиты газовых скважин уменьшаются. При неизменности давления в низкотемпературном сепараторе рс пропускная способ
ность его будет использоваться неполностью.
В простейшей схеме ИТ С в качестве редукционного органа используют насадки постоянного сечения - штуцеры. В процессе дросселирования газа и штуцере (снижение давления газа при постоянной энтальпии) температура газа снижается на 2-^ГС на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, равное 3°С на 1 МПа.
Холод жидкости в низкотемпературном сепараторе не используется в этой схеме НТС ни для предварительного охлаждения газа перед штуцером, ни для снижения перепада давления на штуцере для получения заданной температуры в сепараторе.
Низкотемпературная сепарация (однократная конденсация и разделение газа и жидкости) - несовершенный технологический процесс переработки углеводородного сырья. Даже при весьма низкой температуре 233 К (-40°С) он не обеспечивает
полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода, совмещает процессы осушки и отбензинивания газа, может осуществляться на несложном оборудовании.
Применение при обустройстве газоконденсатных месторождений агрегатов низкотемпературной сепарации, разработанных ЦКБН при участии ВНИИСТ. ВНИИгаз и СПКБ "Проектнефтегазспецмонтаж” и успешно испытанных в 1981-1982 гг. на Дружелюбовском газоконденсатном месторождении Шебелинского газопромыслового управления, позволяет значительно сократить объем строительно-монтажных работ и ускорить ввод объектов в эксплуатацию. Опытно-промышленный образец агрегата был изготовлен ПО "Волгограднефтемаш".
При эксплуатации простейшей установки НТС были выявлены следующие недостатки: 1) неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры; 2) уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике; 3) увеличение площади теплообменника из-за уменьшения средней разности температур и коэффициента теплопередачи; 4) неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья; 5) недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника Дг = б - г4; 6) потери холода в окружающую среду при наличии разности температур Д/= zB-7 на внешней поверхности теплообменника; 7) значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора.
Для более эффективного использования природного газа и получения низкой температуры в качестве редукционного органа используют: 1) сопло Лаваля; 2) вихревую трубу (труба Ранка); 3) расширительные машины - детандеры. В качестве детандеров используют поршневые турбодетандеры или винтовые детандеры.
Удельное (на 1 МПа снижения давления) понижение температуры на штуцере равно 3СС, в вихревой трубе 4°С, в турбодетандере 20-30°С.
Исследования, проведенные в Краснодарском политехническом институте, по использованию обращенного винтового компрессора 12ВК в качестве расширительной машины показали, что удельное снижение температуры газа равно 8-10°С в зависимости от степени расширения газа и числа оборотов винтов (7-11 тыс. 1/мин).
На рис. 181 приведены расчетные оценочные графики изменения температуры газа при снижении давления в штуцере, вихревой трубе Ранка и турбо детандере при различных степенях расширения газа. Использование штуцера эффективнее, чем турбодетандера при степени расширения газа г > 5,5, а также чем вихревой трубы при г > 3. Точные расчеты понижения температуры реальных газов в процессах дроссельного и адиабатного расширения газа можно провести по формулам (IX. 116) и (IX.117).
РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА И ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИВЕРТИКАЛЬНЫХ ГРАВИТАЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ
Сепарацией называется процесс разделения твердой, жидкой и паровой фаз в потоке.
Аппараты, в которых происходит отделение твердой или жидкой фазы от газовой (паровой), называются сепараторами. Сепараторы, используемые на газоконденсатных промыслах, можно классифицировать по различным признакам. По назначению сепараторы подразделяются на рабочие и замерные; по геометрической форме - на цилиндрические и шаровые; по положению в пространстве - на вертикальные, горизонтальные и наклонные; по способу разделения фаз - на механические, жидкостные и электрические.
Сепараторы с механическим способом разделения фаз по характеру сил, используемых для разделения, подразделяются на гравитационные, центробежные, инерционные и фильтрационные (с фильтроэлементами). В газодобывающей промышленности наиболее распространены вертикальные (горизонтальные) гравитационные; вертикальные центробежные; вертикальные (горизонтальные) жалюзийные сепараторы.
В сепараторах основных типов (рис. 182) имеются четыре секции: / - каплеотбойная; II - разделительная;
- осадительная, IV — отстойная. Эффективность работы сепаратора определяется коэффициентом сепарации.
Коэффициентом сепарации называется отношение массы уловленной в сепараторе твердой или жидкой фазы к массе этой же фазы, поступившей в сепаратор:
‘ Go Go
Рис. 182. Схема вертикального гравитационного сепаратора
Секции: / - каплеотбойная; И - разделительная; /// - осадительная;
- отстойная
Данные, характеризующие сепараторы некоторых типов
Сепаратор
Рабочее давление р, МПа
Пропускная способность, тыс. м3/сут
Коэффициент сепарации Т|с
Удельный расход металла М, кг/(тыс.
М'/сут)
Горизонтальный жалюзийный Н-573-65
16
500
0,83
15,6
6,4
1000
0,93
10
Гравитационный вертикальный
16
725
0,80
16
6.4
1200
0,80
5,3
Сетчатый (ОСТ 26-02-645-72)
6,4
500
0,98
' .4-3,6
где Go - содержание твердой или жидкой фазы во входящем в сепаратор потоке, г/м3; Gv - то же, в выходящем из сепаратора потоке; Т|у - коэффициент уноса.
Коэффициент сепарации зависит от многих факторов: 1) содержания твердой или жидкой фазы во входящем потоке; 2) физических свойств разделяющихся фаз; 3) скорости движения газа в разделительной и отбойной секциях; 4) времени пребывания разделяющихся фаз в разделительной и осадительной секциях; 5) места установки редукционного органа; 6) конструктивных особенностей сепаратора и характера действующих сил.
Опыт эксплуатации сепараторов различного типа в системах НТС показывает, что коэффициент сепарации изменяется от 0,75 до 0,98. Считается, что жидкие капли диаметром 0,002 мм не улавливаются в сепараторах.
Эксплуатационные качества сепараторов зависят от: 1) пропускной способности; 2) коэффициента сепарации; 3) расхода металла на единицу пропускной способности; 4) удельных затрат пластового давления на единицу обрабатываемого газа или отделенного конденсата.
В табл. 63 приведены данные, характеризующие эксплуатационные качества сепараторов некоторых типов.
Аналитический расчет внутреннего диаметра и пропускной способности сепараторов можно провести, если известны структура потока, распределение твердой взвеси или капель жидкости по радиусам, форма частиц и их поведение в потоке. В этом случае можно получить аналитическую зависимость коэффициента сепарации от радиуса улавливаемых частиц и скорости движения потока газа в сепараторе. Однако такая теория расчета в настоящее время еще не разработана и не проверена в промысловых условиях.
При расчете сепаратора принимают следующие допущения: 1) твердые или жидкие частицы имеют форму шара; 2) движение газа в сепараторе установившееся; 3) движение частиц свободное; 4) скорость оседания частиц постоянная.
Пропускную способность (в м3/сут) вертикального гравитационного сепаратора при стандартных условиях и заданном диаметре определяют, принимая скорость газового потока в сепараторе о = 0,8d0, по формуле
ee = O,8vo^^^. (XIV.1)
где Do определяют по формуле (Х.6).
В том случае, если заданы пропускная способность Qc, давление и температура в сепараторе, размеры и плотности твердой или жидкой частицы, минимальный диаметр сепаратора можно определить по формуле (XIV. 1).
(XIV.2)(XIV.2)Пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора с сетчатой насадкой можно определить по той же формуле, но о0 (в м/с) определяют по уравнению
(XIV.2)
(XIV.2)
о0 =0,107 7(РЧ-Рг)/Рг>
в котором коэффициент перед квадратным корнем получен экспериментально.
Пример. Определить пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора при различных условиях и следующих исходных данных: d = 5- 10~5 м = 0,05 мм; рч = 765 кг/м3; рг = 51 кг/м3; ц = 1148 ■ КГ8 кг/(м • с); р = 5,5 МПа; г = 0,3; t = Ю°С = 283 К; D = 1 м.
/?e= 1.
= ^-РД = (510^(765 - 5 W81 =
°18ц18114810”8
& = 0,8 • 0,085 ’-86400 = 320 000 м3/суг.
4-0,8 1,03-283
= 0,112 м/с;= 0,112 м/с;1</?с«500.
= 0,112 м/с;
= 0,112 м/с;
U°"(ц / рг )°'43р°’71(1148 lO^/SD^Sl6-71
<2с = 320 000 • 0,112/0,085 = 421 000 м3/суг.
Re > 500.
и0 = 1,757^(Рч "Рг)5/Рг = 1,75Т5 40-5(765-51)9,81 / 51 =0,145 м/с;
Qc = 320 000 • 0,145/0,085 = 546000 м3/с\т.
Из опытных данных эксплуатации се параторов получено следующее соотношение:
Do = ^iT^rto • где U1 = 0’1 ^ ПРИ Р1 = *’ МПа, / = 283 К.
Прир2 = 5,5 МПа и0 = 0,1^60/55 = 0,104 м/с, 0С = 391 000м3/сут.
При установке сетчатой насадки в отбойной секции вертикального гравитационного сепаратора
v0 = 0,1О77(РЧ-Рг)/Рг = 0,1077(765 - 51)/51 = 0,4 м/с;
2С = 1,5 млн мз/сут.
Пропускная способность жалюзийного сепаратора (в м3/сут) определяется критической скоростью набегания газа на жалюзи
Ч,- У l^M,(X1V.3)
U0) Ц р?
где К^ - массовое содержание уносимой жидкости в поток отсепарированного газа, %, К^ = = Сж100/(Сж + Gr), %, Сж, Gr - массовые расходы жидкости и газа соответственно; g - ускорение свободного падения, м/с2; о - поверхностное натяжение жидкости на границе раздела фаз, Н/м. Примем для расчета Ку = 1%, а = 2,04 • 10-3 Н/м, тогда
( 1 У/12 4)9,812-2,04 10-3(765-51) п л .
ш =—. —т—- =0,4 м/с.
0 НО) V5?
Техническое переоснащение газовой промышленности предусматривает создание новых высокоэффективных автоматизированных технологических машин, оборудования повышенной надежности и единичной мощности в блочно-комплектном, модульном исполнении, позволяющем широко внедрять индустриальные методы строительства и резко сокращать сроки ввода объектов в эксплуатацию.
Так, в ЦКБН разработаны и установлены на Шатлыкском ГКМ блоки сепараторов С-101, С-102, С-202, предназначенные для отделения капельной жидкости и механи-
Техническая характеристика сепараторов с прямоточными центробежными элементами
Показатель
ГСВИ-1000-64
ГСВ-2400-64
ГСВ-1000-160
Пропускная способность по газу при р = 5,5 МПа, млн м3/^ут
25
До 20
3
Рабочее давление, МПа
До 6,4
До 6,4
До 16,0
Удельное количество сепарируемой жидкости, г/м3 газа
До 500
До 200
До 800
Коэффициент сепарации
0,985
0,985
0 985
Высота, мм
4330
8480
4860
Диаметр, мм
1000
2400
1000
Число сепарационных элементов
290
Масса, т
3,9
40
9.1
ческих примесей от газового потока и разделения конденсата, газа и воды. Блок газосепараторов представляет собой законченную технологическую единицу в технологической линии промысловой подготовки газа. Блок включает газосепаратор, технологические трубопроводы газа и воздуха для контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), отключающую систему, регулирующую и предохранительную арматуру.
Газосепаратор представляет собой вертикальный аппарат прямоточного типа, встроенный в горизонтальный сборник жидкости цилиндрической формы. У патрубка входа газа, расположенного в верхней части корпуса сепаратора, смонтировано завихрительное устройство специальной конструкции. В нижней части корпуса сепаратора расположен патрубок выхода отсепарированного газа со смонтированным на нем выпрямителем газового потока. Сборник жидкости сепаратора оборудован вертикальным сетчатым пеногасителем.
Газосепаратор, все технологические трубопроводы, арматура и приборы КИПиА смонтированы на общей раме. Размеры блока позволяют транспортировать его по автомобильной и железной дорогам. Рабочие параметры газосепаратора приведены
ниже:
Рабочее давление, МПа16
Номинальная пропускная способность по газу, млн м3/сут 5
Рабочая температура, К373
Масса, кг22 526
УкрНИИгаз вместе с Белорусским технологическим институтом разработал опытно-промышленные образцы газосепараторов, оснащенных прямоточными центробежными элементами: ГСВИ-1000-64, ГСВ-2400-64, ГСВ-1000-160.
Коэффициент сепарации жидкости достигает 0,98, удельная металлоемкость их в 2,5 раза ниже, чем у жалюзийных, и в 5 раз ниже, чем у гравитационных сепараторов (табл. 64).
Газосепаратор ГСВ-2400-64 (рис. 183) состоит из корпуса 7, представляющего собой сосуд диаметром 2400 мм, высотой 8460 мм на рабочее давление 6,4 МПа. Вход газа осуществляется через три патрубка 6 диаметром 400 мм, расположенных в средней части корпуса под углом 120° друг к другу. Для равномерного распределения газа патрубки имеют щелевые прорезы. Отсепарированный газ выходит через три патрубка 3 диаметром 400 мм, расположенных в верхней части сепаратора.
Внутри сепаратора на горизонтальной тарелке установлены сепарационные элементы 4. Отсепарированная жидкость отводится с тарелки через сливные трубы 5, а 436
Рис. 183. Продольный разрез (а) и сепарационный элемент (б) газосепаратора ГСВ-2400-641 - выход накопившейся жидкости; 2 - перегородка; 3 - выход газа; 4 - сепарационный элемент; 5 - сливная труба; 6 - вход газа; 7 - корпус сепаратора; 8 - неподвижный осевой завихритель; 9 - сепарационная камера; 10 - выходное отверстие; 11 - вторая зона сепарации; 12 - отверстия; 13 - первая зона сепарации; 14 - отвод жидкости из сепарационного элементаРис. 183. Продольный разрез (а) и сепарационный элемент (б) газосепаратора ГСВ-2400-641 - выход накопившейся жидкости; 2 - перегородка; 3 - выход газа; 4 - сепарационный элемент; 5 - сливная труба; 6 - вход газа; 7 - корпус сепаратора; 8 - неподвижный осевой завихритель; 9 - сепарационная камера; 10 - выходное отверстие; 11 - вторая зона сепарации; 12 - отверстия; 13 - первая зона сепарации; 14 - отвод жидкости из сепарационного элемента
Рис. 183. Продольный разрез (а) и сепарационный элемент (б) газосепаратора ГСВ-2400-64
1 - выход накопившейся жидкости; 2 - перегородка; 3 - выход газа; 4 - сепарационный элемент; 5 - сливная труба; 6 - вход газа; 7 - корпус сепаратора; 8 - неподвижный осевой завихритель; 9 - сепарационная камера; 10 - выходное отверстие; 11 - вторая зона сепарации; 12 - отверстия; 13 - первая зона сепарации; 14 - отвод жидкости из сепарационного элемента
Рис. 183. Продольный разрез (а) и сепарационный элемент (б) газосепаратора ГСВ-2400-64
1 - выход накопившейся жидкости; 2 - перегородка; 3 - выход газа; 4 - сепарационный элемент; 5 - сливная труба; 6 - вход газа; 7 - корпус сепаратора; 8 - неподвижный осевой завихритель; 9 - сепарационная камера; 10 - выходное отверстие; 11 - вторая зона сепарации; 12 - отверстия; 13 - первая зона сепарации; 14 - отвод жидкости из сепарационного элемента
Рис. 184. Рециркуляционный сепаратор фирмы "Порта-Тест" (Канада), модель "Д"
1 - жидкостная камера; 2 - всплескогасительное кольцо; 3 - рециркуляционная труба; 4 - входная камера; 5 - выход отсепарированного газа; б - сглаживающий барабан; 7 - разделительная перегородка; 8 - вход газа; 9 - вихреуловитель; 10 - вихревая камера; 11 - отводная перегородка; 72 - рециркуляционное окно; 13 - патрубок к регулятору уровня жидкости в сепараторе; 14 - экран защиты поплавка; 15 - патрубок слива жидкости из сепаратора
из аппарата - через патрубки 1. Вертикальная планка 2 служит "успокоительной" перегородкой, предотвращающей волнообразование и оголение гидрозатвора. Неподвижный осевой завихритель 8 закручивает газожидкостный поток, и в сепарационной камере 9 под действием центробежных сил происходит выделение жидкости. Отсепа- рированный газ в виде закрученной струи выходит из сепарационного элемента через выходное диафрагмирующее отверстие 10. Сток жидкости из сепарационного элемента происходит через трубу 14. Максимальное количество жидкости выделяется в первой зоне сепарации 13. Через отверстие 12 на тарелку стекает жидкость, уловленная во второй зоне сепарации 77. Сепарационные элементы крепятся на тарелке с помощью крестовины.
Представляют интерес малогабаритный неметаллоемкий вихревой сепаратор, разработанный во ВНИИгаз и испытанный на Оренбургском газоконденсатном месторождении, и механические сепараторы, разработанные и испытанные сотрудниками Краснодарского политехнического института и ЮжНИИГИПРОгаз на Ачакском газоконденсатном промысле. Сотрудники ВНИПИгаз вместе с работниками ПО " Ачакгаздобыча" разработали сепараторы с устройством роторного типа.
Зарубежные фирмы "Порта-Тест" (Канада), "Пеко-Робинзон" (США) и другие изготовляют аксиально-струйные, горизонтальные и вертикальные рециркуляционные
сепараторы различного назначения. В этих сепараторах для отделения твердой и жидкой фаз от газовой используются центробежные силы и разница плотностей разделяемых фаз (рис. 184).
Газожидкостный поток поступает в сепаратор через тангенциальное впускное сопло, которое завихряет струю по спирали вокруг вертикальной оси во впускной камере. Вращающийся поток двигается вниз между сглаживающим барабаном и корпусом сепаратора в вихревую камеру. Жидкость во вращающемся потоке отбрасывается центробежными силами к стенке вихревой камеры и стекает вниз, минуя отводную перегородку, в "успокоительную" камеру, из которой затем сливается. Газ, продолжая вращение вокруг вертикальной оси, сходящееся в одну точку в центре вихревой камеры, с увеличивающейся скоростью, входит в трубу вихреуловителя. В вихреуловителе остающаяся взвешенная жидкость, все еще находящаяся в быстро вращающемся газе, собирается на стенку вихреуловителя и уносится потоком газа по стенке к его выходу. Эта жидкость вместе с частью газового потока, составляющего около 10% общего расхода, далее засасывается через разрыв в стенке выходной трубы вниз, в линию рециркуляции, а через центральное отверстие в отводной перегородке - внутрь вихревой камеры. Таким образом, рециркулированная жидкость и часть газового потока повторно поступают в вихревую камеру, смешиваются с быстро вращающимся газом в ядре вихря, а жидкость отбрасывается на стенку и стекает вниз совместно с остальной жидкостью (первой фазы сепарации) в отстойную камеру. Основной газовый поток, свободный от жидкости и твердой фазы, непрерывно двигается вверх, в вихреуловитель, поднимаясь выше разрыва в выходной трубе, и выходит из сепаратора.
Рециркуляционные сепараторы используются в специальных установках фирмы "Порта-Тест" для исследования газоконденсатных скважин, содержащих сероводород и углекислый газ. Комплексные промысловые исследования с использованием этих установок были проведены на скв. 159, 182 Оренбургского, на скв. 8 Астраханского, на скважинах Карачаганакского и других газоконденсатных месторождений.
Сепараторы рециркуляционного типа характеризуются высоким значением коэффициента сепарации, малыми габаритами и массой, большой пропускной способностью по газу, автоматической регистрацией расходов газа, воды, углеводородного конденсата, ингибитора гидратообразования и коррозии.
РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИВ ТЕПЛООБМЕННИКЕ ДО НАЧАЛАИВ ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ
Теплообменники предназначены для охлаждения потока газоконденсатной смеси, поступающей из скважины на УКПГ, для снижения потерь давления с целью получения определенных температур сепарации газа.
В начальный период эксплуатации УНТС использовали теплообменники типа "труба в трубе" (рис. 185). Коэффициент теплопередачи (в Вт/(м2 • °C)) от теплого газа к холодному в таком теплообменнике можно вычислить аналитически по формуле
(XIV.4)
где 8 - толщина стенки трубы, м; X] - теплопроводность материала трубы, Вт/(м • °C); ОС] - коэффициент теплоотдачи от нагретого (сырого) газа к трубе, Вт/(м2 ■ °C), его определяют по формуле Крауссольда
(XIV.5)(XIV.5)а, = 0,0267 — ReQ*PrQ'\
(XIV.5)
(XIV.5)
1d
Рис. 185. Схема теплообменника типа "труба в трубе"Рис. 185. Схема теплообменника типа "труба в трубе"Рис. 186. Зависимость площади теплообмена F теплообменника типа "труба в трубе" от перепада давления на штуцере Ар = Р2 - рс для поддержания постоянной температуры /с = -10°С в низкотемпературном сепараторе при рс = 6 МПа
Рис. 185. Схема теплообменника типа "труба в трубе"
Рис. 185. Схема теплообменника типа "труба в трубе"
d - внутренний диаметр внутренней трубы, м; Re - критерий Рейнольдса,
Re = udN\
и - массовая скорость газа, кг/(м2 • ч); v - коэффициент кинематической вязкости газа, кг/(м • ч); Рг - критерий Прандтля,
Рг = ср\(кх\
ср - удельная изобарная теплоемкость газа, Дж/(кг • °C); а2 - коэффициент теплоотдачи от сухого (отсепарированного) газа к трубе, определяется аналогично «! по формуле Крауссольда, в которую вместо d подставляется d3 - эквивалентный диаметр (в м), вычисленный для кольцевого сечения по формуле d3 = = <D1„-dX.
При эксплуатации теплообменника типа "труба в трубе" образуется жидкость во внутренней трубе, имеются потери теплоты в окружающую среду. Наличие жидкой пленки на внутренней поверхности внутренней трубы теплообменника, потери теплоты в окружающую среду или приток теплоты из окружающей среды приведут к существенной разнице между значениями вычисленного теоретического и фактического коэффициентов теплопередачи. Стремясь получить наиболее надежные данные по определению площади теплообменника, коэффициент теплопередачи определяют экспериментально. Для теплообменников с диаметрами труб 89 и 159 мм (толщиной 9 мм) зависимость коэффициента теплопередачи от числа Рейнольдса определяется по формуле, в Вт/(м2 • °C)
Кт = 1,163(0,000 2387?е + 158)(XIV.6)
или приближенно
Кт = (0,00 242<2°-W1 -85),(XIV.7)
где Q - расход нагретого потока газа, м3/сут; d - внутренний диаметр внутренней трубы теплообменника, м.
Для теплообменников с диаметрами труб 159 и 254 мм (толщиной соответственно 9 и 10 мм) экспериментально получили следующую зависимость коэффициента теплопередачи от числа Рейнольдса
Кт = 1,163(75,6 ■ Ю^Ле + 57),(XIV.8)
или
K.r = 0,4920 + 118,7,(XIV.9)
где Re - критерий Рейнольдса теплового потока газа; Q - расход теплового газа, тыс. м3/сут.
Из выражений (XIV.7), (XIV.9) следует, что коэффициент теплопередачи уменьшается при уменьшении объемного расхода газа через теплообменник.
Площадь теплообменника F, = udl определяется по формуле Ньютона:
F^Q-JK^t,(XIV. 10)
где 0Т - тепловая нагрузка теплообменника - количество теплоты, которое надо отобрать у нагретого потока газоконденсатной смеси, чтобы снизить его температуру с tx до t2, Вт.
При составлении теплового баланса теплообменника принимаем, что газоконденсатная смесь состоит из сухого газа, паров конденсата и воды, жидкого конденсата и воды, образовавшихся в скважине и шлейфе, а также раствора диэтиленгликоля, закачиваемого в поток газа для связывания воды и предотвращения гидратообра- зования.
При установившихся условиях работы теплообменника количество теплоты 0ТВ, отдаваемое теплым потоком газоконденсатной смеси, движущейся по внутренней трубе теплообменника, равно количеству теплоты 0ТХ, воспринимаемому холодным потоком отсепарированного газа, движущегося по межтрубному пространству: 0ТВ = Q™ где
6 TH = GCp^tX — Г>) + Qk + 2в + Сд’
Q1X = Gcp(t3 - ^) ± Q«-
Холод, затрачиваемый на охлаждение и конденсацию углеводородов,
Qk = GK\Cp ЛЦ ~ ^2) "*" ' кЬ
Холод, затрачиваемый на охлаждение и конденсацию воды,
Qu = ^в[Грв(^1 ~ ^2) + в]’
где Gtt - массовый расход сконденсировавшейся воды в теплообменнике,
GU = Q(WX-W2F
где Wb W2 - влагосодержание газа на входе и выходе из внутренней трубы теплообменника соответственно, кг/м3 газа.
Влагосодержание газа (в г/м3) на входе и на выходе из внутренней трубы теплообменника, т.е. при р], б и р2, t2, можно определить по формуле
^ = 567^ 0.0735,-0.0002,2 +0 04^^0.054,-0,0002?(XJV П)
Р
с погрешностью, не превышающей 2% в диапазоне изменения температуры - 233 К 323 К.
Холод, затрачиваемый на охлаждение и конденсацию диэтиленгликоля,
Qn. = Gacp д(б — t2Y
Здесь
GW}-W2
д (1-^)^ I х2-(1-х,)’
где X] - начальная концентрация ДЭГ, подаваемого в поток газа до теплообменника; х2 - конечная концентрация ДЭГ, выходящего из теплообменника. Обычно Xj = 0,97; х2 = 0,92.
Потери теплоты Qn в окружающую среду принимают ориентировочно равными 2,0934 кДж/м3 газа или определяют по формуле
Qn = Fl^cp^V
Здесь Fi - площадь поверхности внешней трубы теплообменника, Fx = kDhI, м2; Д?ср - средняя разность температур между внешней трубой теплообменника и окружающей средой, °C; Кх - коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к окружающей среде, Вт/(м2 ■ °C); G, GK, GB, Ga - массовый расход сухого газа, конденсата, воды и диэтиленгликоля по внутренней трубе теплообменника соответственно, кг/ч; ср, ср к, ср в - удельные изобарные теплоемкости сухого газа, конденсата и воды соответственно, кДж/(кг ■ °C); гв, гк - скрытые теплоты конденсации воды и углеводородов, кДж/кг.
Холод, образующийся в результате дросселирования газа в штуцере с температуры $2 ДО ^
Qx = Gcp£(p2-pc).
Температуру охлаждаемого потока газа на выходе из теплообменника (до штуцера) t2 можно ориентировочно рассчитать по формуле
r2 = fc + e(p2-pc).
Приравнивая QTX = 0ТВ, методом последовательных приближений определяем температуру /2, считая р2 = р2(0 известной функцией времени, a t4 и tc - заданными величинами.
Далее определим уточненную с учетом фазовых превращений воды и конденсата температуру газа на выходе его из межтрубного пространства теплообменника г4, полагая приближенно = tc.
Практика эксплуатации теплообменников показывает, что при благоприятных условиях работы недорекуперация холода невелика и составляет tx-t4 = 4-5 К.
Если задаться допустимой разностью температур на входном конце теплообменника ti-t4 = \tB> то методом последовательных приближений можно определить t2.
Определив Ц -14, можно найти средне логарифмическую разность температур противоточного теплообменника
(XIV.12)
(г2 -?з)
и далее необходимую площадь теплообменника.
Теоретические расчеты по определению площади теплообменника типа "труба в трубе" и практика эксплуатации установок НТС показывают, что площадь увеличивается при уменьшении имеющегося перепада давлений Др = р2 - рс на штуцере. Типичный график изменения площади теплообмена F от перепада давления на штуцере Др приведен на рис. 186.
Из графика следует, что при Др > 15 МПа F = 0, т.е. теплообменники не нужны, так как при дросселировании газа мы можем получить /с = 263 К (-10°С) без теплообменника. При уменьшении Др площадь теплообменника резко возрастает, и при Др -э 0 F -> оо. При уменьшении Др до определенной величины Дрт1П дальнейшее увеличение площади теплообмена технически невыполнимо и экономически невыгодно.
Показатели металлоемкости теплообменников
Аппарат
Подача газа
Удельная металлоемкость в зависимости от рабочего давления газа, кг/м2
"Труба в трубе"
В трубное пространство
60-100
Кожухотрубчатый
То же
40-80
Кожухозмеевиковый (с У- образными трубами)
30-60
Панельный
Между вертикальными волнообразными каналами
25-27
Увеличение площади теплообменника проводят секционно, по 20 м2 в секции. Максимальная площадь теплообмена принята равной 80 м2. При достижении максимальной площади теплообмена для поддержания заданной ОСТ температуры в низкотемпературном сепараторе необходимо уменьшать потери давления газа на всем пути его движения до штуцера УНТС, или изменять редукционный орган, или применять установку искусственного холода.
При увеличении числа секций теплообменников их соединяют последовательно, так как это приводит к увеличению скорости потока газа, коэффициента теплопередачи, более значительному снижению температуры газа. Секции теплообменников заводы изготовляют в блочном исполнении. Зная зависимость изменения перепада давлений на штуцере Ар во времени, можно рассчитать время начала установки первой и последующих секций теплообменников, продолжительность работы каждой из них, время ввода в работу аппаратов для более эффективного понижения температуры (вихревой трубы Ранка, детандеров) или установки искусственного холода при достижении максимальной площади теплообменников.
Эксплуатационные качества теплообменников определяют: 1) коэффициентом теплопередачи; 2) потерями давления охлаждаемого и охлаждающего потоков в теплообменнике; 3) расходом металла на единицу площади теплообменника.
В промысловых установках используются теплообменники типа "труба в трубе", кожухотрубчатые, кожухозмеевиковые и панельные. Коэффициент теплопередачи кожухотрубчатых теплообменников можно рассчитать по формуле, в Вт/(м2 • °C)
Кт= 133,9 (и^з)0-4, (XIV. 13)
где О) - средняя скорость движения охлаждаемого потока в трубках, м/с; н2 “ средняя скорость движения нагреваемого потока в затрубном пространстве, м/с. Показатели металлоемкости теплообменников приведены в табл. 65. Наиболее экономичен панельный теплообменник, коэффициент теплопередачи в котором изменяется от 291 до 407 Вт/(м2 - °C).
Количество холода, получаемого в процессе дросселирования газа в штуцере при эксплуатации газоконденсатного месторождения без поддержания пластового давления, уменьшается. Это происходит из-за уменьшения свободного перепада давлений на штуцере Др = р2- рс, поскольку давление в низкотемпературном сепараторе ре поддерживается постоянным, а давление газа в пласте, на забое и устье скважины, в манифольде, шлейфе и перед штуцером р2 уменьшается. Для получения товаров - сухого газа и стабильного конденсата - необходимо в соответствии с требованиями ОСТ поддерживать в низкотемпературном сепараторе заданные температуру и давление. Это достигается последовательным (во времени) осуществлением технических мероприятий по удалению жидкой фазы из потока газоконденсатной смеси
перед штуцером, по уменьшению потерь давления в призабойной зоне пласта, стволе скважины, шлейфе, теплообменнике.
К числу таких мероприятий относятся: 1) удаление жидкости с забоя скважин; 2) воздействие на призабойную зону скважин (дополнительная перфорация, солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта, осушка призабойной зоны и др.); 3) замена колонны НКТ трубами большего диаметра; 4) очистка работавших или установка новых сепараторов, теплообменников; 5) прокладка параллельных шлейфов.
ЦКБН разработало к^жухотрубчатые двухсекционные горизонтальные теплообменные аппараты Т-201, Т-202 с У-образными трубками и продольной перегородкой по корпусу. Каждая теплообменная секция имеет устройство для впрыскивания ДЭГ в трубное пространство. Номинальная пропускная способность по газу Q = 5 млн м3/сут. Расчетное давление (в МПа): трубное пространство -16, межтрубное пространство - 8,4; расчетная температура 373 К; основные размеры блока (в мм): длина - 12 200, высота - 6040, ширина - 3640; масса блока 62 100 кг; масса теплообменника 44 800 кг. Образование слоя углеводородного конденсата и впрыскиваемого в поток ДЭГ на внутренней стенке трубок теплообменника увеличивает термическое сопротивление, уменьшает коэффициент теплопередачи от нагретого потока газа к холодному, приводит к необходимости увеличения площади теплообменника для понижения температуры теплового потока газа на заданную величину. На газоконденсатных месторождениях с высокой температурой газа на устье скважин (свыше 373 К) для предварительного охлаждения газа используют воздушные или водяные теплообменники типа "воздух-газ" или "вода-газ".
Техническая характеристика воздушного холодильника - аппарата воздушного охлаждения газа двух типов приведена ниже:
АВГП-160
АВГ-125
Пропускная способность по газу, млн й-'/сут
0,5
1,5
Площадь теплопередающей поверхности по оребренным трубам, м2
960
2700
Мощность электродвигателя, кВт
24
75
Основные размеры, мм
длина
6000
6850
ширина
3032
6350
высота
1870
4750
Общая масса, т
6560
13 500
Пример. Определить площадь поверхности кожухотрубного теплообменника при следующих исходных данных: Q = 5 ■ 106 м3/сут = 2,08 • 105 м3/ч; диаметр теплообменника D = 1020 мм; толщина стенки 8 = 20 мм; диаметр трубок d = 25 мм; 31 = 3 мм; число трубок п = 281; давление газа на входе в теплообменник Pi = 11Д МПа; на выходе из него р2 = 8 МПа; Ц = 293 К; t2 = 273 К; t3 = 243 К; Гд = 278 К; гв = 2093,4 кДж/кг; гк = 335 кДж/кг; Сд = 0; Qn = 0; ср г = 3,35 кДж/(кг • °C); рг = 0,81 кг/м3; AW = = 2 • 10"4 кг/м3; ср х = 2,93 кДж/(кг • °C); рх = 0,75 кг/м3; GK = qT(tv - t^Q; qK = 2 • 10"3 кг/(м3 • °C).
Рассчитаем тепловую нагрузку теплообменника:
О, = 2,08 105 0,81-3,35-20 + 2,08 1 05-2 1 0^-2093,4 +
+2 10-3(20-0)2,08 105-335 = 14,1 106 кДж/ч =3,91 106 Вт.
Определим температуру /д:
r4 - h = 6г / (2,08'105' °-75-2,93) = 14,1 -102 / 45,7 = 30,82°С;
г4 = -30 + 30,82 = 0,82° С.
-10,82-2,3-0,194-10,82-2,3-0,194= 24,2° С.= 24,2° С.А (20-0,82)-(0 + 30)
-10,82
-2,3-0,194
-10,82
-2,3-0,194
= 24,2° С.
= 24,2° С.
2.31g^=
30
2,08 -105- 283 1,03,
и, =х= 6,92 м / с;
3600 -112- 0,785(0,019)2 281 ■ 273
2,08-105-259,5-1,03556,
и2 ,== 1,144 м / с;
3600-80-0.785(0.982-281-0,0252)273 48,5
К = 133.91(6,92 L14)°'4 = 307 Вт/(м2 °C);
F = 3,91 IO6/(307-24,2) = 527 м2.
Наряду с мероприятиями по уменьшению потерь давления на всем пути движения газа до штуцера в качестве редукционного органа необходимо использовать машины для более эффективного снижения температуры газа, используя тот же. что и при дросселировании в штуцере, перепад давления. К числу таких машин относятся вихревая труба, детандеры.
УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗАС ДЕТАНДЕРНЫМИ АГРЕГАТАМИ
Использование турбодетандеров в установках низкотемпературной сепарации газа было предложено работниками ВНИИгаз А.И. Арутюновым и В.И. Ивановым в 1962 г. ВНИИгаз, ЮжНИИГИПРОгаз совместно с ГТУ им. Н.Э. Баумана разработали конструкцию опытного образца турбодетандера-компрессора (турбокомпрессора) и испытали его в 1965 г. на ГП 7 Шебелинского газоконденсатного месторождения. УкрНИИгаз (конструкторы И.Г. Рудич, Б.М. Волков и В.И. Еременко) в 1967 г. разработал проект опытного турбокомпрессора Т-3, который был изготовлен СКБ по компрессоростроению в 1968 г.
Турбодетандерный агрегат Т-3 (рис. 187) состоит из корпуса, ротора, регулируемых соплового аппарата турбодетандера и направляющего аппарата компрессора с резьборычажными механизмами поворота. В агрегате применен одноступенчатый осевой турбодетандер, а в качестве нагрузки турбодетандера - одноступенчатый центробежный компрессор с лопаточным диффузором. Ротор агрегата двухопорный, с консольным расположением рабочих колес турбодетандера и компрессора. В качестве опор использованы подшипники качения. Подшипники смазывают маслом, подаваемым через форсунки за счет разности давлений в масляном баке и картере машины. Агрегат герметичен и не требует электроэнергии во время работы. Газ утечек попадает через уплотнения на рабочих колесах в картер агрегата, оттуда с отработанным маслом - в масляный бак, из которого, освободившись от масла, поступает на вход в компрессор. Масса агрегата 1,9 т, габариты 1550x750x725 мм. Агрегат рассчитан на работу в промысловых установках природного газа при температурах сепарации до 223 К (-50°С) в диапазоне рабочих давлений от 8 до 0,2-0,3 МПа. Пропускную способность агрегата с помощью поворотного соплового аппарата турбодетандера можно плавно регулировать от 2 до 4 млн м3/сут при давлении 6,4 МПа. Максимальная холодопроизводительность агрегата при давлении 8 МПа и температуре 247 К (-26°С) равна 4,1868 млн кДж/ч. На эксплуатационных режимах частота вращения ротора изменяется от 5 до 8 тыс. об/мин, максимальная составляет 11 тыс. об/мин. Система автоматики позволяет контролировать з процессе эксплуатации следующие параметры: число оборотов ротора; давление газа на входе в турбодетандер; температуру сепарации газа; уровень масла в маслобаках; температуру подшипников, а также запуск и остановку агрегата при увеличении числа оборотов ротора; температуру подшипников и давление газа на входе в турбодетандер выше допустимых значений.
Основные параметры турбокомпрессора на номинальном режиме: пропускная способность 2,5 млн м3/сут, давление газа за компрессором 4 МПа, температура сепарации 263 К, турбина осевая, одноступенчатая, количество теплоты, теряемое газом в турбине, при постоянной энтропии газового потока 32,3 кДж/кг. степень реактивности турбины в среднем сечении - 0,2, диаметр проточной части турбины 250 мм, средний диаметр колеса детандера 229,4 мм, высота рабочей лопатки 22 мм, компрессор центробежный, одноступенчатый с лопаточным диффузором, наружный 444
диаметр рабочего колеса компрессора 327 мм, частота вращения турбокомпрессора 10 700 об/мин, степень реактивности - 0,6.
Первая опытно-промышленная установка НТС с турбокомпрессором Т-3 запроектирована ГИПРОгаз, построена и принята в эксплуатацию в феврале 1971 г. на ГП 6/11 Шебелинского газоконденсатного месторождения.
Блочный турбодетандерный автоматизированный агрегат БТДА-5/100 представляет собой моноблок, включающий собственно турбодетандерный агрегат со смонтированным на нем электроприводом соплового аппарата турбины, трубную обвязку с запорной арматурой и обводными линиями турбины и компрессора, первичные датчики и контрольно-измерительные приборы, установленные на силовой раме. Силовым элементом турбодетандерного агрегата является корпус высокого давления (10 МПа), герметизированный крышками с фланцевыми разъемами, содержащими патрубки входа компрессора и выхода турбины. Патрубки выхода компрессора и входа турбины выполнены непосредственно на корпусе. На крышке со стороны турбины установлен электропривод соплового аппарата. Внутри корпуса расположена демонтируемая вставка, содержащая ротор с центробежным компрессорным и осевым колесами. Ротор установлен на двух подшипниковых узлах. Смена роторной вставки проводится в течение 3 ч.
В турбодетандерном агрегате впервые применена качественно новая система разгрузки упорного подшипника от осевых усилий. Подшипниковый узел компрессора содержит роликовый опорный подшипник, подшипниковый узел турбины - роликовый опорный и шариковый упорный подшипники. Установка в демпферных опорах не только опорных роликовых, но и шарикового упорного подшипника гарантирует равномерное распределение осевой нагрузки между телами качения последнего. Эффективная система разгрузки от осевых усилий и конструкция подшипниковых узлов обеспечивают высокую надежность и работоспособность турбодетандерного агрегата во всем диапазоне расходов и тепловых режимов. Шкаф контроля и управления поставляется комплектно с блоками БТДА-5/100 и представляет собой объединенную систему, включающую оборудование, необходимое для выполнения функций управления, контроля и защиты всего ai'peraTa.
Система КИПиА обеспечивает: 1) автоматические и дистанционные пуск и остановку агрегата; 2) защиту агрегата при превышении допустимых параметров; 3) предупреждающую и аварийную светозвуковую сигнализацию; 4) формирование сигналов по технологическим параметрам; 5) визуальный контроль за технологическими параметрами.
Существуют две модификации турбодетандерных автоматизированных агрегатов БТДА-5/100: 1) БТДА-5/100-ХЛ1 - в качестве источника холода в системах охлаждения транспортируемого газа; 2) БТДА-5/100-1-ХЛ1 - в качестве источника холода в системах подготовки газа (низкотемпературной сепарации). Основные технические данные БТДА-5/100 приведены ниже:
5 • 106161041,310166000x2750x27508-225 • 106161041,310166000x2750x27508-22Пропускная способность, м3/сут
5 • 106161041,310166000x2750x27508-22
5 • 106161041,310166000x2750x27508-22
Перепад температур на турбине, °C
Частота вращения ротора, об/мин
Степень расширения газа в турбине
Давление газа на входе в агрегат, МПа
Масса блока, т
Габариты, мм
Диапазон изменения угла лопаток соплового аппарата детандера, град.
БТДА-5/100 работают в различных климатических условиях в диапазоне температур воздуха от +45 до -55°С, могут быть установлены на открытых площадках, в контейнерах и помещениях на легких фундаментах, доставляются на место использования железнодорожным, морским, речным, автомобильным или авиационным
Рис. 187. Схематический разрез турбокомпрессора Т-3
/ - поворотный сопловый аппарат турбодетандера; 2 - рабочее колесо турбодетандера; 3 - выходная улитка турбодетандера; 4 - система разгрузки от осевых усилий; 5 - рабочее колесо компрессора; 6 лопаточный диффузор; 7 - выходная улитка компрессора; 8 - поворотный направляющий аппарат компрессора; 9 - система подачи масла к подшипникам
Рис. 188. Схематический разрез центростремительного турбодетандера и центробежного компрессора
1 - корпус; 2 - колесо компрессора; 3*- подшипники; 4 - распорный цилиндр; 5 - вал турбо детандера-компрессора; 6 - направляющий аппарат;
7 - колесо турбодетандера; 8 - поворотный направляющий аппарат детандера; 9 - уплотнительное кольцо
Рис. 189. Технологическая схема УНТС с детандерно-компрессорными агрегатами
К - каплеотбойник; Т-1 - теплообменник типа "газ-газ"; Т-2 - теплообменник типа "газ-конденсат"; С-1 - С-3 - сепараторы; ТД - турбодетандер; ТК - турбокомпрессор; ВД - винтовой детандер; В К - винтовой компрессор; ПГК - промысловый газосборный коллектор: ПКК - промысловый конденсатосборный коллектор; ПГСП - промысловый газосборный пункт; МГ, МК - магистральные газопровод и конденсатопровод соответственно
транспортом. БТДА-5/100 по расходным параметрам совпадают с серийно выпускаемыми теплообменниками и сепараторами, что позволяет осуществлять модульную компоновку станций охлаждения газа и УКПГ любой пропускной сюсобности. БТДА-5/100 установлены на УКПГ-1ав и УКПГ-2в, БТДА-10/130 - на УКПГ-5в и УКПГ-8в Уренгойского ГКМ для промысловой обработки газа из валанжин- ских залежей и в системах охлаждения газа на Ямбургском ГКМ. БТДА-2/16 установлены на Тимофеевском ГКМ в. Полтавской области для осуществления сайклинг- процесса.
"Союзтурбогаз" совместно с СКБ-К (г. Казань) в 1984 г. разработали новый, центростремительный турбодетандер вместо осевого (ВС-1-6.4 РТУ1). Он прошел испытания на Шебелинском газоконденсатном месторождении. Сменная вставка турбоде- тандерно-компрессорного агрегата изготовляется в двух вариантах: I вариант - проточная часть центростремительного турбодетандера рассчитана на пропускную способность 1 млн м3/сут при давлении газа на входе в детандер 6.4 МПа: II вариант - на 3 млн м3/сут при том же давлении газа или 5 млн м3/сут при давлении газа на входе 10 МПа.
Унификация узлов турбодетандерно-компрессорных агрегатов ТКО-25/64, БТДА-5/100 позволяет использовать сменную вставку с центростремительными детандерами, к. п. д. центростремительного турбодетандера для варианта I до 71%. для варианта II - до 77%. Надежность центростремительного турбодетандера выше, чем осевого. Схематичный разрез центростремительного турбодетандера и центробежного компрессора изображен на рис. 188.
Техническая характеристика турбодетандерного агрегата приведена ниже:
ТКО-25/64
6,4
БТДА-4/100
10
Пропускная способность, м3/с
вариант I
0,11-0,37
вариант II
0,32-0,72
Степень понижения давления газа в турбодетандере на
рабочих режимах
вариант I
1,13-1,35
вариант II
1,14-1,27
Степень понижения давления газа в ТДА с учетом сжатия газа
1,05-1,15
в компрессоре
Перепад температуры (в °C) газа в турбодетандере на рабочих
8-15
Серийный внутренний корпус ТДА со сменными проточными частями центростремительного турбодетандера и центробежного компрессора
Размещение внутреннего корпуса
В наружных корпусах агрегатов ТКО-25/64 и БТДА-5/100
Допустимое рабочее давление газа, МПа
режимах при давлении входа в турбодетандер 6,4 МПа
ВС-1-6,4 РТУ 1ВС-1-6,4 РТУ 1Весьма перспективным представляется использование турбодетандеров с сепарационной ступенью и особенно винтовых детандеров. Винтовые детандеры имеют следующие преимущества: 1) достаточно высокий адиабатический к. п. д.: 2) отсутствие мертвого объема и трущихся элементов в рабочей полости машины; 3) отсутствие механизма газораспределения; 4) полная уравновешенность, небольшие габариты и масса; 5) простота конструкции и высокая надежность в эксплуатации; 6) возможность работы на влажном и запыленном газе; 7) отсутствие зон помпажа; 8) пологость характеристик машины.
ВС-1-6,4 РТУ 1
ВС-1-6,4 РТУ 1
Винтовой детандер (14ВК) имеет следующие размеры: наружный диаметр ведущего винта 477 мм, ведомого 467 мм, длина винтов 669 мм, мощность 2100 кВт, холодопроизводительность 7,53 млн кДж/ч.
На рис. 189 дана технологическая схема УНТС с детандерными агрегатами. Температуру газа можно понижать до заданной величины без затрат пластового давления, используя искусственный холод.
УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗАС ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИСКУССТВЕННОГО ХОЛОДА
Установка искусственного холода (УИХ) предназначена для охлаждения продукции газоконденсатных скважин до заданной ОСТ температуры без затрат пластового давления. При охлаждении газоконденсатной смеси тяжелые углеводороды и пары воды конденсируются, отделяются от паровой фазы в низкотемпературном сепараторе, стабилизируются для получения стабильного конденсата.
Проект установки искусственного холода для обработки газов XII и XIII горизонтов месторождения Газли был разработан ЦКБ холодильного машиностроения в 1961 г. Первая установка низкотемпературной сепарации с использованием искусственного холода, разработанная институтом "Востокгипрогаз" (рис. 190), начала работать на Газлинском месторождении в сентябре 1967 г.
Сырой газ из горизонтов XII и ХШ после предварительной обработки на групповых пунктах поступает в общий газораспределительный коллектор на головных сооружениях Газлинского месторождения. Из распределительного коллектора газ под давлением 5,5 МПа и с температурой 203-208 К поступает на установку НТС. Эта установка состоит из семи одинаковых блоков с пропускной способностью 3 млн м3/сут каждый. Газ из распределительного коллектора поступает в трубное пространство сдвоенных кожухотрубчатых теплообменников первой ступени сепарации Т-1,
Рис. 190. Схема установки низкотемпературной сепарации газа XII горизонта на головных сооружениях газопровода Бухара-Урал
/ - газ XII горизонта с головных сооружений промысла: П - отсепапированный газ в газопроводы Бухара-Урал и Газли Каган; !П жидкий аммиак с холодильной станции; IV - пары аммиака в холодильную станцию; V - дренаж; VI - смесь конденсата с диэтиленгликолем на установку выветривания; VII - конденсат и вода в отстойник; VIII - регенерированный ДЭГ от насосов; / - сдвоенный газовый теплообменник ф = 700 мм, р = 10 МПа, F = 230 м2); 2 - абсорбер (О = 1200 мм, р = 10 МПа); 3 - тарельчатый контактор (/J = 600 мм, р = 10 МПа); 4 - аммиачный испаритель-холодильник ф = 1000 мм, р = 5,5 МПа, F = = 240 м2); 5 - газосепаратор ф = 2400 мм, р = 6,5 МПа)
где охлаждается до 293 К обратным потоком холодного отсепарированного газа. Эта температура на 2°С выше температуры образования кристаллогидратов. Далее газ поступает в абсорбер 2 для осушки. В нижней части абсорбера имеется скрубберная секция, в которой газ отделяется от жидкости (углеводородного конденсата и воды), выделившейся в теплообменнике первой ступени. Газ из скрубберной секции поступает в тарельчатый контактор 3. Двигаясь снизу вверх навстречу концентрированному раствору диэтиленгликоля (99%), газ осушается до точки росы 258 К (-15°С). Осушенный газ отделяется от капель насыщенного ДЭГ в скрубберной секции верхней части контактора. Из контактора газ поступает в теплообменник второй ступени сепарации Т-2, где охлаждается до температуры 274,5 К (1,5°С), затем поступает в аммиачный испаритель-холодильник 4.
По межтрубному пространству испарителя-холодильника циркулирует жидкий испаряющийся аммиак с температурой 250 К (-23°С). Газ, проходящий по трубному пространству испарителя-холодильника, охлаждается до 258 К (-15°С). Перед входом в испаритель-холодильник газ в начальный период проходит через редукционный клапан, редуцируясь с 9,4 до 5,5 МПа, в результате чего получается естественный холод, количество которого уменьшается по мере падения давления перед клапаном. Редукционный клапан снимается, когда давление газа перед ним близко к 5,5 МПа.
Когда естественного холода недостаточно для снижения температуры до 258 К (-15°С), вступает в строй компрессорный цех УИХ, постепенно наращивающий свою мощность.
Газ из испарителей-холодильников вместе с ДЭГ и конденсатом поступает в объемные низкотемпературные газосепараторы, в которых от газа отделяется смесь ДЭГ и конденсата. Она далее направляется на стабилизационную установку для разделения, отстоя и выветривания конденсата. Холодный, освобожденный от конденсата и осушенный газ, доведенный до товарных кондиций, обратным потоком из низкотемпературного сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменников, нагревается до 291-293 К, поступает в выходящий коллектор газа XII горизонта, смешивается с газами IX и X горизонтов и поступает в компрессорный цех промысловой дожимной компрессорной станции. Далее газ через узлы распределения и замера поступает в магистральные газопроводы. На УНТС ежесуточно выделяется 470 м3 стабильного конденсата. Схема УИХ на головных сооружениях газопровода Бухара-Урал показана на рис. 191.
Испаряющийся аммиак из межтрубного пространства испарителей-холодильников, пройдя отделитель жидкости, поступает во всасывающий коллектор компрессора, откуда направляется в цилиндры низкого давления (первая ступень) газомото- компрессоров 1 ОГК-2-1,69/15.
Абсолютное давление во всасывающем коллекторе равно 0,17 МПа, температура 260 К (~13°С). На выкиде первой ступени давление равно 0,5 МПа, температура 330 К. Пары аммиака при этих условиях поступают в промежуточный сосуд, пройдя предварительно маслоотделитель. В промежуточном сосуде пары аммиака за счет испарения части жидкого аммиака, поступающего из ресивера, охлаждаются до 313 К и поступают на вторую ступень сжатия, где сжимаются до давления конденсации 1,5 МПа. Нагревшись до 358 К, пары аммиака поступают в кожухотрубчатые конденсаторы, пройдя предварительно маслоотделитель второй ступени. В кожухотрубчатых конденсаторах циркулирует вода с температурным перепадом 299-293 К, охлаждая пары аммиака до 311 К и конденсируя их. Жидкий аммиак сливается в линейные ресиверы, затем он проходит через редукционный клапан, и его давление снижается с 1,5 до 0,17 МПа. В испарителях-холодильниках аммиак кипит, испаряется при t = 250 К (-23°С), природный газ охлаждается до 25 8 К (-15°С). Образовавшиеся пары аммиака вновь отсасываются компрессорами, и цикл по аммиаку замыкается.
Рис. 191. Схема установки получения искусственного холода на головных сооружениях газопровода Бухара-Урал
I - холодный газ в газосепаратор; // - частично охлажденный газ после теплообменников; /// - нагретая вода на градирню; IV - холодная вода от насосов; / - маслоотделитель первой ступени; 2 - газомоторный компрессор 10ГК (2а, 26 - цилиндры низкого и высокого давления соответственно); 3 - отделитель жидкости; 4 - аммиачный испаритель-холодильник; 5 - аммиачный ресивер; 6 - кожухотрубчатый конденсатор; 7 - маслоотделитель второй ступени; & - промежуточный сосуд
Теоретическая расчетная холодопроизводительность УИХ (брутто) равна 30,8 млн кДж/ч, фактическая (нетто), с учетом 12% потерь холода в испарителях и трубопроводах, - 27,4 млн кДж/ч. Холодопроизводительность одного компрессора 10ГКН-2-1,69/15 в рабочих условиях равна 6,453 млн кДж/ч.
В УИХ использованы пять рабочих компрессоров и один резервный. Номинальная мощность газомоторного привода компрессора 993 кВт.
В процессе эксплуатации газоконденсатной залежи с постоянным суточным отбором газа холодопроизводительность УИХ должна возрастать, поскольку уменьшается количество холода, получаемого в результате дросселирования газа в редукционном органе:
буих = GcP4 <Рг -PcV GcP4 (Рг ~ Рс )•
Полагая рс = р'с, получим
буих = Ссргх (р2 - р2),
где р2, р2- давление газа перед редукционным органом в момент начала работы УИХ и в текущее время соответственно. При этом увеличивается число компрессоров, площадь теплообмена испарителей и конденсаторов хладагента.
Научно-технический прогресс в добыче и промысловой переработке пластового сырья связан с увеличением холодопроизводительности единичной установки получения искусственного холода, понижением температурного уровня промысловой переработки газа, изменением температурного уровня и холодопроизводительностью УИХ по сезонам года (лето, зима) и во времени эксплуатации месторождения, повышением технико-экономических показателей сооружения и эксплуатации УИХ.
Факторами, определяющими технико-экономические показатели УИХ, являются: а) энергетические затраты на выработку холода; они определяют к. п. д. холодильного цикла; б) металлоемкость установки, зависящая от поверхности теплообменника испарителей и конденсаторов, типа компрессорного агрегата.
В 1976-1978 гг. ВНИИгаз разработал новые технологические схемы У ИХ. В качестве хладагента предложено использовать не чистое вещество (этан, пропан, бутан, аммиак, фреон), как это обычно практикуется, а смесь чистых веществ, например пропана и бутана. Использование в качестве хладагента смесей чистых веществ позволяет во время эксплуатации У ИХ изменять состав смеси (например, 50% пропана и 50% бутана или 70% пропана и 30% бутана), а следовательно, и температуру кипения хладагента в испарителе.
Компрессорные агрегаты УИХ должны допускать регулирование давлений хладагента в приемном (всасывающем) и выкидном (нагнетательном) трубопроводах. Это позволит расширить диапазон эффективного использования УИХ в изменяющихся во времени условиях эксплуатации месторождения.
ВНИИхолодмаш в 1980 г. разработал техническую документацию на холодильные турбокомпрессорные агрегаты, ВНИИнефтемаш - на конденсаторы хладагента типа АВО, ЛенНИИхиммаш - на испаритель хладагента.
Холодильный турбокомпрессорный агрегат в качестве привода может использовать электродвигатель или авиационную газотурбинную установку типа НК-12СТ, переведенную на газовое топливо.
Агрегат с электроприводом существует в двух вариантах: АТП5-8/1 холодопроизводительностью 33,5 млн кДж/ч с мощностью электродвигателя 9,3 МВт и АТП5-16/1 холодопроизводительностью 67 млн кДж/ч с мощностью электродвигателя 18,6 МВт. В номинальном режиме давление хладагента во всасывающем газопроводе равно 0,2 МПа, в нагнетательном - 1 МПа, температура хладагента во всасывающем газопроводе 293 К, эффективная мощность на валу 6,3 МВт.
Турбокомпрессор двухступенчатого сжатия хладагента снабжен входным регулирующим аппаратом, позволяющим осуществлять регулирование холодопроизводительности в пределах от 50 до 100%. Адиабатический к. п. д. компрессора - 0,8.
Конденсатор хладагента (АВО типа АВТ-25) выполнен из четырех горизонтально расположенных секций, собранных из оребренных труб с коэффициентом оребрения 20. Трубы выполнены наклонными в сторону стока жидкого хладагента. Секции охлаждаются воздухом с помощью двух вентиляторов. Площадь поверхности теплообмена аппарата по оребренным трубам равна 9030 м2, число ходов по трубному пространству - 2, длина труб 12 м, рабочее давление хладагента до 2,5 МПа, суммарная мощность привода вентиляторов 74 кВт.
Температура охлаждения хладагента в АВО равна 313 К, давление хладагента при конденсации 0,96 МПа. Пределы изменения температуры конденсации хладагента в АВО 303-318 К при давлениях 0,75-1,1 МПа.
Испаритель хладагента - вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат витого типа. Пределы изменения температуры кипения хладагента для агрегатов АТП5-8/1 и АТП5-16/1 составляют 260-273 К при давлениях 0,22-0,34 МПа, удельная металлоемкость 50 кг/м2 площади теплообмена.
УИХ на базе турбокомпрессорных агрегатов АТП5-8/1 и АТП5-16/1 могут применяться при промысловой обработке газа в тех случаях, когда требуются большие холодопроизводительности при температурах кипения хладагента 255- 243 К, на газоперерабатывающих заводах при температурах кипения хладагента 218-228 К.
При эксплуатации крупных по запасам газоконденсатных месторождений, характеризующихся большой площадью газоносности, большим числом добывающих скважин, длительным периодом эксплуатации с постоянным темпом отбора газа возможен более прогрессивный метод проектирования, сбора и переработки продукции газоконденсатных скважин. В этом случае за основу берут пропускную способность группового пункта, а не число технологических линий (установок НТС), равное числу скважин.
Газ из нескольких скважин, суммарный дебит которых равен проектной пропуск-
ной способности установки комплексной подготовки газа (сборного пункта), поступает по индивидуальным шлейфам на входную гребенку УКПГ. оборудованную задвижками, регуляторами давления и необходимыми приборами и средствами автоматики. Здесь давление и температуру газа устанавливают в соответствии с требованиями ОСТ на товарные продукты. Далее газ проходит через сборный коллектор, технологическую линию большой пропускной способности (3-10 млн м3/сут) и поступает в один (два) сепаратор максимальной пропускной способности и соответствующей конструкции.
На входной гребенке предусматривается факельная линия, позволяющая направлять газ на факел, а также замерная линия УНТС для исследования каждой скважины на газоконденсатность. В этой централизованной схеме промысловой подготовки газа каждый элемент оборудования УНТС рассчитан на максимальную единичную мощность (пропускную способность, холодопроизводительность, эффективность), как это было сделано на головных сооружениях Ачакского, Наипского, Шатлыкского и других газовых промыслов.
Одним из характерных направлений повышения эффективности и качества промысловой подготовки газа, позволяющих повысить пропускную способность технологической линии до 5-10 млн м3/сут, снизить металлоемкость, число аппаратов, потребную производственную площадь, является разработка новых аппаратов, в которых совмещаются процессы разделения твердой, жидкой и паровой фаз. осушки и извлечения конденсирующихся углеводородов, теплообмена потоков.
Компактный аппарат для осушки природного газа получили работники Тюмен- НИИгипрогаз, реконструировав промышленный абсорбер на УКПГ-2 месторождения Медвежье в 1974 г. Аппарат состоит из сепарационной секции, в которой установлены прямоточные центробежные элементы, осушительной секции - пяти контактных тарелок с инжекционными центробежными элементами и отбойной секции с фильтроэлементами. На основе успешных испытаний аппарата и промышленной эксплуатации разработан технический проект секционного аппарата с пропускной способностью от 3 до 6 млн м3/сут, диаметром 1200 мм. высотой 10 м, массой менее 20 т.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВКИПЛАСТОВОГО СЫРЬЯ НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ(ГАЗОХИМИЧЕСКИЕ) ЗАВОДЫ
Процессы промысловой обработки пластового сырья и производства из него товарных продуктов могут совмещаться и осуществляться на одной площадке или проводиться раздельно. Газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) или газохимические комплексы (ГХК) могут строиться на территории газоконденсатного месторождения или на некотором расстоянии от него (30-200 км).
В зависимости от места строительства ГПЗ возможны три схемы производства товарной продукции из пластового сырья.
Централизованная схема промысловой обработки и переработки пластового сырья. В этом случае ГПЗ строится на территории газоконденсатного месторождения, подготовка пластового сырья к переработке, подача сухого газа в магистральный газопровод и выработка товарной продукции из пластового сырья совмещаются и осуществляются на ГПЗ.
Децентрализованная схема промысловой обработки и переработки пластового сырья. На УКПГ осуществляется промысловая обработка пластового сырья, после чего оно транспортируется для переработки в товарные продукты на ГПЗ. удаленный от месторождения.
Комбинированная схема промысловой подготовки и переработки пластового сырья. В этом случае часть пластового сырья большого по длине месторождения
перерабатывается по централизованной схеме, когда ГПЗ совмещается с одной или двумя близко расположенными УКПГ, а часть газа перерабатывается в товарные продукты по децентрализованной схеме, когда промысловая обработка газа осуществляется на удаленных УКПГ этого или других месторождений, а переработка пластового сырья - на ГПЗ.
В случае централизованной схемы промысловой обработки и переработки пластового сырья во многих случаях газ подогревается на скважинах до температуры, предотвращающей образование кристаллогидратов в шлейфах, или в поток газа на устье скважины закачивается ингибитор гидратообразования (метанол, гликоли). После подогрева или закачки ингибитора гидратообразования газ с нескольких скважин поступает в газосборный коллектор, проложенный до ГЙЗ. Длина коллектора, как правило, не превышает 10 км. На ГПЗ газ подвергается сепарации от твердых взвесей и капельной жидкости и осушке; из него извлекаются ценные углеводородные конденсирующиеся компоненты, сероводород, гелий.
Примером централизованной схемы промысловой обработки и переработки пластового сырья может служить схема на газоконденсатном месторождении Лак во Франции. Газ этого месторождения содержит 15% H2S, 10% СО2 и 32 см3/м3 углеводородного конденсата.
Для предотвращения гидратообразования в шлейфах на скважинах газ подогревается до 72°С или в поток газа закачиваются ингибиторы гидратообразования - метанол, гликоли. После подогрева или закачки ингибитора гидратообразования газ под давлением 10 МПа поступает в шлейфы. Шлейфы от двух-трех скважин соединяются с коллектором, проложенным до ГПЗ. Средняя длина коллектора около 4 км. На заводе газ подвергается сепарации, извлечению сероводорода и отбензиниванию.
Централизованная схема сбора, промысловой обработки и переработки пластового сырья весьма эффективна и экономична. Она может применяться на газоконденсатных месторождениях с большими запасами пластового газа, небольшой площадью газоносности, большой газонасыщенной толщиной пласта-коллектора (например, Брайнс-Мил в США). При централизованной схеме снижается объем строительства УКПГ, газопроводов для транспортировки осушенного сероводород содержащего газа от УКПГ до ГПЗ.
Децентрализованная схема сбора, промысловой обработки и переработки пластового сырья практикуется на многих сероводородсодержащих газоконденсатных месторождениях (Кросфилд, Лайн-Крик, Кларк-Лейк, Бансторф, Зиеденбург и Оренбургское, Уртабулакское, Култакское и др.).
Децентрализованная схема позволяет сохранить плодородные земли на территории месторождения для продолжения сельскохозяйственных работ без снижения урожайности, обеспечить безопасность населения, проживающего на территории месторождения, защиту окружающей среды от вредного влияния пластового газа.
Транспортировка пластового сырья от УКПГ до ГПЗ при децентрализованной схеме может осуществляться различными способами: а) по одному трубопроводу; б) по двум отдельным трубопроводам: для газовой и жидкой фаз.
Однотрубная система подачи газожидкостной смеси с УКПГ до ГПЗ экономически выгоднее, чем двухтрубная, при которой газ, подготовленный к транспорту в соответствии с ОСТ-51.40-83, транспортируется по одному газопроводу, а нестабильный или стабильный углеводородный конденсат - по другому. Однотрубная система характеризуется меньшими металлозатратами на строительство, сроком сооружения, капитальными вложениями, большей производительностью труда.
При однотрубной подаче газожидкостной смеси на ГПЗ меньше потери газа раз- газирования низкого давления, лучше условия для сохранения окружающей среды из- за меньшей полосы отвода земли для прокладки трубопровода, рациональнее используется давление пластового газа для его транспортировки. При однотрубной подаче
Рис. 192. Схема однотрубной транспортировки газожидкостной смеси на ГПЗ/ - ДЭГ + вода на регенерацию; // - концентрированный ДЭГ; С А - сепаратор-абсорберРис. 192. Схема однотрубной транспортировки газожидкостной смеси на ГПЗ/ - ДЭГ + вода на регенерацию; // - концентрированный ДЭГ; С А - сепаратор-абсорберРис. 193. Схема двухтрубной транспортировки газа и конденсата с УКПГ на ГПЗУ КП Г- установка комплексной подготовки газа; ДКС - дожимная компрессорная станцияРис. 193. Схема двухтрубной транспортировки газа и конденсата с УКПГ на ГПЗУ КП Г- установка комплексной подготовки газа; ДКС - дожимная компрессорная станция
Рис. 192. Схема однотрубной транспортировки газожидкостной смеси на ГПЗ
/ - ДЭГ + вода на регенерацию; // - концентрированный ДЭГ; С А - сепаратор-абсорбер
Рис. 192. Схема однотрубной транспортировки газожидкостной смеси на ГПЗ
/ - ДЭГ + вода на регенерацию; // - концентрированный ДЭГ; С А - сепаратор-абсорбер
Рис. 193. Схема двухтрубной транспортировки газа и конденсата с УКПГ на ГПЗ
У КП Г- установка комплексной подготовки газа; ДКС - дожимная компрессорная станция
Рис. 193. Схема двухтрубной транспортировки газа и конденсата с УКПГ на ГПЗ
У КП Г- установка комплексной подготовки газа; ДКС - дожимная компрессорная станция
газожидкостной смеси на ГПЗ, находящийся на большом расстоянии от газоконденсатного месторождения, при большой разности высотных отметок газопровода по его длине возможно использование различных, часто шаровых разделителей для выдавливания жидкости из пониженных частей газопровода с целью уменьшения потерь давления. В этом случае требуется строительство на УКПГ камер запуска шаров (поршней), а перед ГПЗ - камер приема шаров и углеводородного конденсата.
УКПГ в этом случае превращаются в УППГ, на которых осуществляются лишь сепарация газа от твердых взвесей и осушка сероводородсодержащего газа.
Однотрубная подача сырья с УКПГ до ГПЗ имеет и недостатки: 1) неравномерность подачи сырья на ГПЗ, связанная с пульсациями давления и потока; 2) изменение структуры потока по длине трубопровода и во времени эксплуатации, что приводит к изменению потерь давления при транспортировке сырья; 3) ограниченность времени работы из-за уменьшения пластового давления во время эксплуатации месторождения без поддержания пластового давления.
При рациональном использовании всех ценных компонентов пластового сырья и запасов пластового давления изменяются технологические процессы промысловой обработки газоконденсатных потоков, оборудование УКПГ (УППГ) для осуществления этих процессов, методы переработки пластового сырья, с особой остротой встает вопрос о неизменности состава сырья, давления и температуры в течение длительного времени его транспортировки на ГПЗ.
При однотрубной системе подачи газоконденсатного сырья на ГПЗ на УППГ должны осуществляться лишь первичная сепарация газа от твердых взвесей и капельной жидкости и осушка газа с помощью жидких или твердых сорбентов. Для этого служат аппараты секционного типа, подобные тем, которые используются для сепарации и осушки газа из сеноманской залежи на Уренгойском газоконденсатном месторождении. Схема однотрубной транспортировки газожидкостной смеси на ГПЗ приведена на рис. 192.
Неизменность давлений, температур и расходов газа в трубопроводе УППГ-ГПЗ при газовом режиме эксплуатации пласта поддерживается изменением технологических режимов эксплуатации скважин (увеличением депрессии при Q = const или увеличением числа скважин при Др = const) при падении пластового давления и строи- тельством ДКС до УППГ по ходу газа. В этом случае в результате образования жидкой фазы в пласте будет изменяться состав газоконденсатной смеси, поступающей на ГПЗ, технологический режим установок для получения целевых товаров.
При поддержании пластового давления на начальном уровне закачкой воды в газоконденсатное месторождение ДКС не строятся, состав пластового сырья, число
добывающих скважин и технологический режим их эксплуатации не изменяются во времени, все оборудование ГПЗ в течение длительного времени работает при постоянных технологических режимах на сырье неизменного состава.
При двухтрубной подаче пластового сырья на ГПЗ на УКПГ можно использовать установки НТС для отделения твердой взвеси, воды и углеводородного конденсата. При этом приходится решать сложные задачи, связанные с оптимизацией диаметров газо- и конденсатопровода. Диаметр конденсатопровода существенно зависит от давления стабилизации углеводородного конденсата. Исследования сотрудников ВНИИгаз показали, что чем больше длина конденсатопровода, тем меньше должно быть давление стабилизации конденсата.
На рис. 193 изображена схема двухтрубной транспортировки газа и конденсата с УКПГ на ГПЗ.
Глава XV
ПРОМЫСЛОВЫЕ
ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
НАЗНАЧЕНИЕ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определенный момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (МГ, ТЭЦ. сажевому заводу и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей:
сжатия газа до необходимого давления; при подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа; в процессе транспортировки газа на химические комбинаты. ТЭЦ, сажевые заводы, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа: при работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа;
увеличения газоотдачи пласта понижением давления" на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи: практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50-60% начальных запасов газа, в компрессорный период эксплуатации - еще 20- 30%;
увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии;
улучшения технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяженности или МГ небольшой длины.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫПРОМЫСЛОВЫХ ДКС ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ
При газовом режиме эксплуатации залежи давление в ней и в каждой точке газопровода по пути движения газа до промысловой ДКС уменьшается во времени. Подача газа в МГ или другому потребителю должна происходить при постоянном давлении. Следовательно, с увеличением объема добываемого из залежи газа давление в приемном газопроводе ДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа непрерывно увеличиваться до некоторого максимального значения, например 15.
При уменьшении давления газа на приеме ДКС рпр увеличивается мощность силового привода N для сжатия газа, уменьшается подача одного компрессора (рис. 194). При постоянном расходе отбираемого из залежи газа Q возрастает как число ступеней сжатия газа, так и число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени.
Увеличение мощности ДКС позволяет уменьшить время извлечения из месторождения заданного объема газа. Действительно, из рис. 194 следует, что при одинаковом объеме добытого газа (0доб = idem) NC>NB> NA. tc <tB< tA.
Рис. 194. Зависимости давления на приеме рПр, степени сжатия газа г, мощности силового привода компрессоров N, объема добытого газа бдоб от времени
Для каждого месторождения можно методами оптимизации определить постоянный годовой отбор газа, число добывающих скважин, мощность привода компрессоров на ДКС, длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов эксплуатации, пластовое давление в конпе компрессорного периода эксплуатации, при которых получают минимальные эксплуатационные затраты в процессе отбора газа и его подачи в МГ.
Таким образом, эксплуатация промысловой ДКС характеризуется непрерывно изменяющейся степенью сжатия газа, расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией, увеличением числа компрессоров, сложной технологической схемой их компоновки, необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа, сравнительно небольшим сроком работы при эксплуатации газового месторождения с большим начальным пластовым давлением и относительно небольшими запасами газа.
К газоперекачивающим агрегатам для промысловых ДКС предъявляются следующие требования: 1) высокий к.п.д. компрессора при широком изменении степени сжатия газа и его расхода; 2) большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно; 3) большая подача одного компрессора для уменьшения числа машин, работающих параллельно; 4) возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использования мощности силового привода; 5) привод дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габариты, допускать полную автоматизацию работы и дистанционное управление; 6) компрессорные агрегаты должны быть транспортабельными, размещаться в легких сооружениях сборного типа; 7) высокая надежность и большой ресурс работы основных элементов; 8) низкий уровень шума и вибраций; 9) высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения.
Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.
ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ.
ОБОРУДОВАННЫЕ ПОРШНЕВЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Поршневые компрессоры - это машины статического сжатия газа уменьшением объема, занимаемого постоянной массой газа.
Мощность силового привода (в кВт) для политропного процесса сжатия газа в поршневом компрессоре можно рассчитать по формуле политропного процесса
N = 104^рнУцРп60 102(т-1)Г|N = 104^рнУцРп60 102(т-1)Г|Рвs.Pn уРвs.Pn ут-1т-1т-1т-1(XV.1)(XV.1)
N = 104^рнУцРп
60 102(т-1)Г|
N = 104^рнУцРп
60 102(т-1)Г|
Рв
s.Pn у
Рв
s.Pn у
т-1т
-1
т-1т
-1
(XV.1)
(XV.1)
где т - показатель политропы; рв.ри - абсолютные давления соответственно в выкидном и приемном коллекторах компрессора; Ец - геометрический объем, описываемый поршнями компрессоров в единицу времени; цп - объемный коэффициент подачи газа; Т| - к.п.д. привода.
\1/т
ц и = 0,97 - Сц и = 0,97 - С(XV.2)(XV.2)Рв I и _ |
ц и = 0,97 - С
ц и = 0,97 - С
(XV.2)
(XV.2)
Ри J^в
где С - относительный объем вредного пространства цилиндра компрессора, дол. ед.; сп. zn - коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлениях и температурах газа соответственно в приемном и выкидном коллекторах компрессора.
Коммерческую подачу поршневого компрессора при стандартных условиях рассчитывают по формуле
с» = ч,с» = ч,^иРс^и^иРс^и(XV.3)(XV.3)
с» = ч,
с» = ч,
^иРс^и
^иРс^и
(XV.3)
(XV.3)
Здесь zc, Тс, рс - соответственно коэффициент сверхсжимаемости, температура и давление при стандартных условиях.
Для компрессоров типа 10ГК-1 при постоянной температуре газа в приемном коллекторе Тп = 288 К, средних значениях zn и ц„ подачу компрессора (в тыс. м3/сут) можно определить по приближенному уравнению (погрешность расчета ±1%)
(ХУД)(ХУД)5„ = 26,7рп-170,9
(ХУД)
(ХУД)
(при 1,5 р„ < 7,5 МПа).
Число компрессоров, работающих параллельно при одной ступени сжатия газа, с учетом подачи можно определить по уравнению
Нр = Qot / е„ = Qot / (26,7рп -170,9)(XV.5)
или с учетом мощности
nM = N/N0,(XV.6)
где No - мощность силового привода выбранного типа компрессора.
Число ступеней сжатия газа на ДКС для компрессоров, работающих последовательно, можно определить по формуле
"c=lg — Zlgr0,(XV.7)
)
где г^ - степень сжатия газа в одном компрессоре.
^n-75fna^n-75fnaРис. 195. Зависимость мощности N(l, 2) и подачи Q(3,4) поршневого компрессора при различных объемах вредного пространства С от давления на приеме рпр
^n-75fna
^n-75fna
/, 3-С = 0,1; 2,4-С = 0,3
= №1 А-.«=1 6П(= №1 А-.«=1 6П(Общее число компрессоров при лс ступенях сжатия газа можно определить по уравнению
= №1 А-.
«=1 6П(
= №1 А-.
«=1 6П(
= 6л (0*К.. 4
р е„2е„,
(XV.8)
Из рис. 195 следует, что при давлении на приеме р„ = 0,75 МПа и с = 0,1 No = 300 кВт, Qn = 100 тыс. м3/сут. В компрессорный период эксплуатации
месторождения с ДКС давление газа в приемном коллекторе компрессора уменьшается. Длительное время оно может быть больше 0,75 МПа (например, 1,5 МПа). Для сжатия газа с 1,5 до 3,5 МПа при С = 0,1 необходима рабочая мощность силового
привода, равная -400 кВт, что превышает установленную мощность силового привода компрессора (No = 300 кВт). Кроме того, область рационального использования компрессорного агрегата находится в интервале давлений 1,5 <рп < 3,5 МПа, так как с
увеличением давления на приеме возрастает расход перекачиваемого газа и уменьшается мощность для его сжатия.
Высокое давление газа можно использовать для уменьшения числа работающих компрессоров, не прибегая к дросселированию газа на приеме ДКС. Для этого изменяют относительный объем С вредного пространства цилиндра компрессора до такого значения, при котором установленной мощности силового привода достаточно для сжатия газа повышенного давления на приеме до конечного.
Подставим в левую часть формулы (XV. 1) N = No = 300 кВт. Определим коэффициент цп для нового значения рп = 1,5 МПа, подставим его в левую часть равенства (XV.2) и рассчитаем новое значение Ср Выполнив математические вычисления, получим Ci =0,3.
Подача компрессора при С] = 0,3 и повышенном давлении на приеме р„ = 1,5 МПа при No = 300 кВт будет больше, чем при С = 0,1 и рп = 0,75 МПа (61 = = 150 тыс. м3/сут). Таким образом, число компрессоров, работающих параллельно для перекачки заданного общего расхода газа, уменьшится в 1,5 раза.
Практика показывает, что поршневые компрессоры рациональнее использовать на ДКС в тех случаях, когда степень сжатия газа г > 2, давление на приеме достаточно высокое (рп > 3 МПа), расход перекачиваемого газа относительно небольшой.
Поршневые ГПА характеризуются большими металлозатратами и удельной площадью: удельная масса агрегата на 1 кВт силового привода составляет 28-62 кг, удельная площадь цеха 2,5-6,85 м;: на 100 кВт.
Основные технике-экономические показатели поршневых ГПА. На практике используют поршневые ГПА двух типов: 1) газомото- компрессоры (ГМК), состоящие из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенные одним коленчатым валом; 2) комбинированные (спаренные) агрегаты, состоящие из газового (или электрического) двигателя и соединяемого с ним через муфту или непосредственно отдельного поршневого компрессора.
В табл. 66 приведены основные; технико-экономические показатели отечественных поршневых ГПА с газовыми двигателями.
Применение ГМК в общем случае эффективнее, чем комбинированных поршневых газоперекачивающих агрегатов с отдельным газовым двигателем (ПГПА); ис-
Основные технико-экономические показатели поршневых ГПА
Марка ГПА
Мощность, кВт
Частота вращения вала. 1/мин
Число цилиндров двигателя
Наибольшее число цилиндров компрессора
Кш.д.
двигателя
ГМ-8
440
600
8
4
0.275
югкм
735
300
10
5
0.226
югкн
1100
300
—
—
-
ЮГКН А
1100
300
10
5
0.295
МК-8
2060
300
8
4
0.36
ДР-12
5500
330
12
6
0.36
6М-25*
4000
375
Электро-
6
0,96
двигатель
КС-550**
400
600
8
4
0.275
* Поршневой компрессор с электроприводом.
**Автономная блочная компрессорная станция с ГМК типа ГМ-8.
Марка ГПА
Абсолютное давление, МПа
Подача газа, млн м3/сут
Масса, т
Удельная площадь цеха. м2/100 кВт
всасывания
нагнетания
ГМ-8
3-3.5
1.3-1.5
0,12-0,17
25.2
6.85
ЮГКМ
2.5
5.5
0.55
58.5
югкн
—
—
—
65
5.13
ЮГКН А
3-3,8
5,6
0,98-1.25
63.6
—
МК-8
2,5-4,3
5.6
1,54-5,28
126,8
3.2
ДР-12
3,5-4,5
5,5
8,04-13.3
270
2.7
6М-25*
0,25-0,45
5.6
0,68-0.87
110,6
-
КС-550**
0,40-0.45
6-6,4
0,07-0,08
56.9
•
пользование комбинированных поршневых ГПА экономически целесообразно лишь при агрегатной мощности менее 4000 кВт, а также в особых условиях, когда предъявляются специальные требования к блочности поставки. Создание поршневых ГПА с отдельным газовым двигателем мощностью более 5000 кВт нецелесообразно.
Удельные капитальные вложения в поршневые ГПА в зависимости от мощности агрегата Nu можно рассчитать по формуле
К„ =43.8 +К„ =43.8 +2040^0,52040^0,5(XV.9)(XV.9)
К„ =43.8 +
К„ =43.8 +
2040
^0,5
2040
^0,5
(XV.9)
(XV.9)
где 736 < У„ < 11000 кВт.
Численность работающих на ДКС, оборудованной поршневыми ГПА. ориентировочно составит Тп = ПлГп, где п - число поршневых компрессоров.
Основные направления технического прогресса в области создания поршневых ГПА: повышение агрегатной мощности; снижение удельной массы; повышение экономичности; расширение диапазона регулирования; увеличение степени автоматизации; повышение надежности работы; обеспечение блочной поставки и монтажа; снижение эксплуатационных затрат.
ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ,ОБОРУДОВАННЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Центробежные компрессоры - это машины динамического сжатия газа в результате значительного увеличения скорости его движения с последующим превращением кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления в диффузорах.
По кривым, приведенным на рис. 196, можно определить степень сжатия газа г, политропный к.п.д. компрессора Г|п и мощность N, потребную для сжатия газа в зависимости от объемной подачи компрессора V при условии всасывания (рп, Т^ для нагнетателя типа ГПА-Ц-6,3/56М.
Объемную подачу центробежного компрессора при стандартных условиях можно рассчитать по уравнению
ец = 0,002 14pnV,(XV.10)
где рп - плотность сжимаемого газа при абсолютных давлении рп и температуре Тп во всасывающем газопроводе компрессора,
(XV.11)(XV.11)Pn^/VC^nX
(XV.11)
(XV.11)
где R - удельная газовая постоянная; zn - коэффициент сверхсжимаемости газа при рп
Объемная подача центробежного компрессора V функционально связана со степенью сжатия газа г.
При постоянной частоте вращения н0 = 8200 1/мин эта зависимость имеет вид
г = 0,91 + 0,84 • 10-2У-
- 0,28-10^ V2,(XV. 12)
где V - в м3/мин; 140 =5 V 250; 1,1 ^г^ 1,6.
Если частота вращения центробежного компрессора и; отличается от номинальной п0 при постоянной объемной подаче (V = const), приближенно зависимость степени сжатия г от относительной частоты вращения компрессора п можно выразить следующим образом:
r^rx^ = rx^(XV.L3)
пх пх
где п, = п, / и0; 0,7^ й, 55 1,1.
Зависимость мощности, потребляемой компрессором для сжатия
Рис. /96. Зависимость степени сжатия газа г (/), политропного к.п.д. компрессора Т|ПС-)и мощности N(3) от объемной подачи компрессора V при условиях всасывания (рп, Тп)
газа при постоянной частоте вращения компрессора (пп = const), от объемной подачи V можно выразить уравнением
Ао= 1690 +23,6V (XV. 14)
при 140 V 250; п0 = 8200 1/мин.
Если частота вращения компрессора не равна 8200 1/мин, эту зависимость приближенно можно выразить в виде
N = N^nlnrf. (XV. 15)
Зная общую степень сжатия газа на ДКС, равную отношению абсолютного давления нагнетания рв к давлению всасывания рп (/*0 = р^рхУ и число ступеней сжатия газа пс, можно определить степень сжатия газа в одной ступени
'; = ”VpVp7 (XV. 16) а затем рассчитать V, N, Q.
Приводом для центробежных компрессоров может служить авиационная турбина НК-12МВ, переоборудованная на газовое топливо. Номинальная мощность этой турбины 6300 кВт, номинальная частота вращения вала турбины 8200 1/мин, диапазон изменения частот вращения 6150-8500 1/мин. Центробежный компрессор с авиационным двигателем позволил получить транспортабельный блочный газоперекачивающий агрегат, обладающий высоким коэффициентом готовности, полной автоматизацией, автономностью, легкостью замены компрессора или турбины, дистанционным управлением. Удельная масса центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным приводом составляет 8-19 кг/кВт, с авиационным двигателем - 0,3-0,7 кг/кВт.
ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ,ОБОРУДОВАННЫЕ ВИНТОВЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (поршневых) машин, повышающих давление сжимаемого газа уменьшением объема рабочей полости компрессора в цикле процесса сжатия.
Внутренняя степень сжатия газа в компрессоре определяется формой, площадью и относительным расположенем контуров всасывающих и нагнетательных окон, шагами спиралей зубьев и впадин на роторах и длиной роторов, а также значением зазоров между роторами, между роторами и стенками корпуса. Изменение степени сжатия газа в регулируемом винтовом компрессоре достигается с помощью золотникового устройства, изменяющего площадь и форму нагнетательного окна. На практике используют винтовые компрессоры, имеющие подачу при нормальных условиях 6,3^400 м3/мин и степень сжатия газа в одной ступени до 5.
На рис. 197 приведена зависимость адиабатического к.п.д. и коэффициента подачи от степени сжатия газа, на рис. 198 - зависимость подачи и адиабатического к.п.д. от степени сжатия газа и относительной частоты вращения ведущего винта.
Как видно на рис. 197, адиабатический к.п.д. и коэффициент подачи винтового компрессора имеют устойчивые высокие значения в широком диапазоне подачи и давлений газа.
Винтовые компрессоры характеризуются отсутствием функциональной связи между их подачей и степенью сжатия газа; высоким совершенством процесса сжатия газа, вследствие того что не происходит соприкосновения и трения роторов, незначительных газодинамических потерь давления газа на входе и выходе (так как отсутствуют клапаны и мертвые пространства); малой пульсацией газового потока; прямо- точностью движения газа; быстроходностью.
Рис. 197. Зависимость адиабатического к.п.д. и коэффициента подачи от степени сжатия £
Частота вращения, об/мин: 1 - 1200; 2 - 2500; 3 - 3200
Рис. 198. Зависимость подачи и адиабатического к.п.д. от степени сжатия газа и относительной частоты вращения ведущего винта
Винтовые компрессоры по своим параметрам превосходят поршневые и при тех же значениях подачи и степени сжатия газа имеют меньшие массу и габариты - соответственно в 10-100 и в 3-10 раз.
С учетом требований, предъявляемых к ГПА для промысловых ДКС, привод винтового компрессора должен характеризоваться мобильностью, быстрым набором мощности, простотой и надежностью эксплуатации, большой мощностью при незначительной массе, широким диапазоном регулирования по частоте вращения, высокой степенью автоматизации, высокими технико-экономическими показателями при работе на номинальном и переменном режимах, автономностью.
В качестве привода винтовых компрессоров используют авиадвигатели, переведенные на газообразное топливо.
Теоретическая объемная подача идеального винтового компрессора при условиях всасывания равна
QT = Ги,(XV. 17)
где V - геометрический объем впадин ведущего и ведомого винтов в условиях всасывания, м3; п - частота вращения ведущего винта в единицу времени, 1/с.
Геометрический объем впадин ведущего и ведомого винтов в условиях всасывания обычно выражается через конструктивные размеры винтов:
V = (f^aDxzA,'(XV.18)
где/],/2 - площади поперечного сечения впадин соответственно ведущего и ведомого винтов в торцевом сечении; a "-UDX - отношение длины винта L к наружному диаметру винта Dx; zx - число зубьев ведущего винта.
/, + /2=аО/.(XV.19)
Здесь о - коэффициент, зависящий от геометрии профиля зубьев (для симметричного кругового профиля О = 0,1143).
Фактическая подача газа винтового компрессора, характеризующегося перетоками газа между винтами, винтами и корпусом, меньше теоретической:
^=6тПу,(XV.20)
где Т)v - объемный коэффициент подачи компрессора (сложная функция, зависящая от частоты вращения ведущего винта, степени сжатия газа, удельного содержания жидкой фазы в сжимаемом газе).
Л г =т\у(п,г^Д(XV.21)
При ориентировочных расчетах для маслозаполненных винтовых компрессоров можно принимать значения T|v от 0,8 до 0,95 при степени повышения давления от 2,8 до 4 и частоте вращения ведущего винта от 2 до 3 тыс. об/мин.
Коммерческая объемная подача винтового компрессора при стандартных физических условиях выражается формулой
й^Оф^^,(XV.22)
где ри,Ти,^и и pcJc,z,c - соответственно абсолютное давление, температура и коэффициент сверхсжимаемости газа на приеме компрессора и при стандартных условиях.
Мощность компрессора установленная NKT подводимая к винтовому компрессору, расходуется на сжатие, перемещение и выталкивание газа YN^ на преодоление механического трения в элементах компрессора (NM) и на привод вспомогательных механизмов (7VB) - масляного и водяного насосов, вентилятора и др.
AKV = yV,. + AM+AR,(XV.23)
где Nj - внутренняя (индикаторная) мощность на сжатие и выталкивание газа; N^N^-YY
Л м = 0,95 - 0,98; NB = (0,05 - 0,10)Nj.
Необходимую мощность привода Nnp с учетом к.п.д. двигателя можно рассчитать по формуле
NIip = (к05 - L1 ) Аку / лд = (U - 1,2)W, / (ПдПм)-(XV.24)
Индикаторную мощность на сжатие и выталкивание газа для основного режима работы охлаждаемого винтового компрессора можно рассчитать по формуле И.А. Сакуна, в которой используются коэффициент адиабаты к и условные коэффициенты политроп: тх - при сжатии газа в винтовом компрессоре без искусственного охлаждения корпуса и пъ - с искусственным охлаждением корпуса. При изотермическом процессе сжатия газа т2= 1. Обычно тх > k 1 < т2 < к.
Формула И.А. Сакуна имеет вид
А; = 1.6342|АА; = 1.6342|А™1 тх -1™1 тх -1, (XV.25), (XV.25)
А; = 1.6342|А
А; = 1.6342|А
™1 тх -1
™1 тх -1
, (XV.25)
, (XV.25)
где тх и пъ определяют по экспериментальным данным (г, к, Тн, Ти и ца) при испы- гании компрессора:
без отвода теплоты
(XV.26)(XV.26)тх = 1ё7-/[1ё7--1ё(Тн/Ти)];
(XV.26)
(XV.26)
с отводом теплоты
Т - у
' Н 1 II
где mt - функция коэффициента подачи компрессора Т|у и окружной скорости вращения винтов. При г = 2,5-4, pv = 0,8 и Vg = 120 м/с т^ = 1,63, при Уд = 50 м/с т) = 1,48.
Основным называется такой режим работы винтового компрессора, при котором давление газа рм в выкидном газопроводе равно давлению рн газа в конце цикла сжатия в компрессоре (рм = р^.
Энергетическое совершенство компрессора определяется адиабатическим к.п.д. - отношением работы сжатия газа при адиабатическом процессе к работе, затраченной в действительности.
к т{к -1 т{ -1к т{к -1 т{ -1Адиабатический к.п.д. винтового компрессора определяют по формуле
к т{к -1 т{ -1
к т{к -1 т{ -1
—г +
Ш2
(XV.28)(XV.28)тг к т} 1 vm2 -1 к-\ т} -1
(XV.28)
(XV.28)
ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ,ОБОРУДОВАННЫЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ АГРЕГАТАМИРАЗЛИЧНОГО ТИПА
По результатам исследований А.И. Ширковского, В.В. Латонова и В.К. Сахаровой были сделаны следующие выводы: 1) совместная работа одноступенчатых центробежных нагнетателей и поршневых компрессоров типа 10ГКН при их последовательном соединении для сжатия газа невыгодна с технико-экономической точки зрения: 2) использование двух ступеней сжатия газа в центробежных нагнетателях в первый период работы ДКС позволяет уменьшить капитальные вложения в строительство ДКС по сравнению с поршневыми компрессорами; 3) на конечном, длительном по времени компрессорном периоде эксплуатации при степени сжатия газа г > 2 выгоднее использовать только поршневые компрессоры; 4) для промысловых ДКС желательны транспортабельные передвижные ГПА.
Совместная работа винтовых компрессоров на первых ступенях сжатия газа и поршневых или центробежных, двухступенчатого сжатия газа в агрегате (ГПА-Ц-6,3) на второй ступени сжатия выгодна с технико-экономической точки зрения даже в том случае, если разность давлений на выходе и входе винтового компрессора не превышает 1,4 МПа, а винтовой компрессор одноступенчатый с незначительной внутренней степенью сжатия газа (£ < 2,5).
В результате технико-экономической оптимизации обоснован следующий ряд центробежных ГПА по мощности силового привода (в тыс. кВт): 4; 6,3; 10; 16; 25 - для газопровода с диаметрами труб от 700 до 1420 мм.
Пропускная способность магистральных газопроводов при максимальном диаметре 1420 мм возрастает за счет увеличения давления транспортировки газа с 7,5 до 10 и 12 МПа.
Показатели отечественных газотурбинных агрегатов приведены в табл. 67. Основные геометрические параметры нагнетателей с потребляемой мощностью 6 тыс. кВт и при давлении на выходе от 28 до 76 МПа приведены в табл. 68.
Применение нагнетателей с углом выхода лопаток р2 = 135°, с уменьшенным до 11° углом лопаток диффузора и уменьшенным до 9 числом лопаток диффузора позволяет увеличить как напор, так и объемную подачу. На ДКС целесообразно применять центробежные компрессорные агрегаты с многоступенчатым сжатием газа: две-пять ступеней сжатия в одном корпусе. Так, установка четырех полнонапорных агрегатов
Показатели газотурбинных агрегатов
Показатель
Тип агрегата
ГТН-6
ГПА-Ц-6,3/76
ГТН-10
ГПА-10
Мощность, тыс. кВт
6.3
6.3
10
10
К.п.д. ГТУ, %
24
22-23
29-30
26.5
Температура цикла ГТУ. °C
760
750
780
790
Степень сжатия цикла ГТУ
6
7.8
4.4
10.3
Частота вращения, об/мин
ротора турбокомпрессора
6200
8200
5200
5620,7660
силового ротора
6150
8200
4800
4800
Показатель
Тип агрегата
ГТН-16
ГПА-16
ГТН-25
ГТН-25
ГТН-40
Мощность, тыс. кВт
16
16
25
25
40
К.п.д. ГТУ, %
29
30
28
31
31
Температура цикла ГТУ, °C
900
-
890
1020
950
Степень сжатия цикла ГТУ
11,5
12.5
13
15
Частота вращения, об/мин
ротора турбокомпрессора
6850
-
4340/5050
7100
4370,5200
силового ротора
6500
-
3700
5500
3900
Таблица 68
Основные геометрические параметры нагнетателей
Нагнетатель
Тип колеса
Dv мм
62. мм
Рп градус
О2. мм
Р2. градус j
Н-300-1.23
К-33-38
366
74
33
780
38
0.051
Н-6-76
К-29-34
366
53
29
780
34
0,039
Н-6-56
К-42-32
366
58
42
780
32
0,045
Н-6-41
К-42-35
366
79
42
780
35
0,072
Н-6-28
К-42-35
424
84
42
900
35
0,052
Примечание. Dx - диаметр нагнетателя; рн р2 ~ входной и выходной угол наклона лопаток соответственно; 62 - ширина колеса нагнетателя на выходе газа; £>2 ~ диаметр колеса нагнетателя.
(две ступени сжатия газа в одном корпусе) ГТН-16 вместо восьми агрегатов ГТК-10, работающих последовательно, в две ступени сжатия газа, позволяет снизить капитальные вложения на 25-30%.
0,75 + 0,250,75 + 0,25PaУ 288 0,1013 к3>PaУ 288 0,1013 к3>^тгN.^тгN.Удельный расход топливного газа на ДКС, оборудованных центробежными компрессорами с газотурбинным приводом, можно рассчитать по формуле, предложенной В.А. Шуровским и С.Н. Синицыным:
0,75 + 0,25
0,75 + 0,25
Pa
У 288 0,1013 к3>
Pa
У 288 0,1013 к3>
^тг
N.
^тг
N.
Пгтубн
Технико-экономические показатели по промысловой ДКС, оборудованной винтовыми и поршневыми компрессорами с газомоторным двигателем
(рп = 0,57 МПа)
Показатель
Ступень сжатия газа
I
П 1
III
Тип ГПА
108400/5,7-16
ДР-12/16-45
ДР-12/35-75
Число ГПА
рабочих
16
12
8
резервных
3
2
2
Степень повышения давления газа
2.8
2,17
2,17
Подача одного ГПА, млн м3/сут
2,62
3,4
5,28
Давление газа на выходе из
1.6
3,5
7,5
ступени, МПа
Таблица 70
Технико-экономические показатели по промысловой ДКС, оборудованной винтовыми и центробежными компрессорами с авиационным газотурбинным двигателем (рп = 0,57 МПа)
Показатель
Ступень сжатия газа
I
П 1
III
Тип ГПА
108400/5,7-16
ГП-Ц-6,3/28
ГПА-Ц-6,3/41
Число ГПА
рабочих
16
8
8
резервных
3
2
2
Степень повышения давления газа
2,8
1,26
1,5
Подача одного ГПА, млн м3/сут
2,62
6
5,7
Частота вращения вала компрес-
3000
8200
8200
сора, об/мин
Давление газа на выходе из
1,6
2,02
3,03
ступени, МПа
Показатель
Ступень сжатия газа
IVV
Тип ГПА
Число ГПА
рабочих
резервных
Степень повышения давления газа
Подача одного ГПА, млн м3/сут
Частота вращения вала компрессора, об/мин
Давление газа на выходе из ступени, МПа
ГПА-Ц-6,3/56ГПА-Ц-6.3/76
55
11
1,551,6
8,38,1
85008500
5,697.5
Рис. 199. Схема обвязки компрессорных агрегатов на ДКС, оборудованной винтовыми и поршневыми компрессорами
Ступени сжатия: а - I: б - И; в - III; компрессоры: / - рабочие, винтовые; 2 - резервные, винтовые; 5 - рабочие, поршневые; 4 - резервные, поршневые
где q^ - расход топливного газа, млн м3/сут; N.3 - эффективная мощность привода, кВт; Т|гту - к.п.д. газотурбинной установки; QH - низшая теплота сгорания топливного газа, мДж/м3; Та - температура атмосферного воздуха, К; ра - атмосферное давление, МПа; £3 - коэффициент загрузки агрегата.
П р и м е р. Рассчитать технико-экономические показатели промысловой ДКС, оборудованной ГПА различного типа, при следующих исходных данных: пропускная способность УКПГ б0 = 15 млрд м3/год; рабочее давление в аппаратах осушки газа р = 7,2 МПа; температура газа на входе в ДКС Гп = 293 К; коэффициент адиабаты к = 1,3; давление газа на входе в ДКС рп = 0,57 МПа; давление газа на выходе из ДКС рн = 7,6 МПа. На первой ступени сжатия газа применяют винтовые компрессоры сухого сжатия газа. Диаметр винта 630 мм. В качестве привода используют авиационный двигатель мощностью 5000 кВт, переоборудованный на газовое топливо.
Удельные капитальные вложения в оборудование компрессорного цеха с винтовыми компрессорами, принятые в расчетах: KVB = 100 р./кВт. годовые эксплуатационные затраты Эгв = 30 р./кВт, М = 70 т (в ценах 1985 г.).
В качестве дожимных компрессоров на последующих ступенях сжатия газа используют: а) центробежные компрессоры двухступенчатого сжатия газа, осуществляемого с помощью ГПА-Ц-6,3 с общей степенью повышения давления 1,45-1,6; удельные капитальные вложения и годовые эксплуатационные затраты такие же. как и для винтовых компрессоров с авиационным двигателем; б) поршневые компрессоры типа ДВ-12 с мощностью силового привода 5500 кВт. Удельные капитальные вложения, принятые в расчетах (в ценах 1985 г.), при этом составляют ^уц = 227 р./кВт, годовые эксплуатационные затраты - Эцп = 46 р./кВт. М = 270,2 т. Результаты вычислений приведены в табл. 69 и 70. Компоновка ГПА на ДКС приведена на рис. 199 и 200.
Результаты расчетов показывают, что при совместной работе на промысловой ДКС винтовых и центро-
Рис. 200. Схема компоновки компрессорных агрегатов на ДКС, оборудованной винтовыми и центробежными компрессорами
Ступени сжатия: а -1; б - II; в - III; г - IV; д - V; компрессоры: 1 - рабочие, винтовые; 2 - резервные, винтовые; 3 - рабочие, центробежные; 4 - резервные, центробежные
бежных компрессоров для сжатия газа с 0,57 до 7,5 МПа с общей степенью повышения давления 13,16 необходимо пять ступеней сжатия газа в агрегатах.
На станции необходимо иметь девять резервных ГПА и 42 рабочих. Общие капитальные вложения в оборудованные ДКС составят 29,7 млн. р., годовые эксплуатационные затраты - 8,9 млн. р., общие ме- талловложения - 3570 т, расход топливного газа в год - 1,33 млрд м3 или около 9% годового объема перекачанного газа, число рабочих - 72. Общая установленная мощность силового привода составит 297000 кВт. При оборудовании ДКС винтовыми и поршневыми ГПА при той же общей степени повышения давления и подаче газа необходимо иметь три ступени сжатия газа в агрегатах, 36 рабочих и семь резервных ГПА.
Общие капитальные вложения составят 39,5 млн р., годовые эсплуатационные затраты - 8,9 млн р„ общие металловложения - 7800 т, расход топливного газа в год - 0,84 млрд м3, или 5,6% годового объема перекачиваемого газа. Число работающих на ДКС будет 120. Общая установленная мощность силового привода составит 227000 кВт.
Из сопоставления результатов расчета следует, что по эксплуатационной надежности (меньше ступеней сжатия газа) предпочтительнее вариант оборудования промысловой ДКС винтовыми и поршневыми компрессорами. При таком варианте получают экономию топливного газа 0,49 • 109 м3/год. Однако в этом случае требуются большие капитальные вложения, время на строительство, численность персонала, металловложения.
РАЗМЕЩЕНИЕ ДКС НА ПРОМЫСЛОВЫХ УСТАНОВКАХКОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА (УКПГ)
Промысловую переработку пластового сырья с целью получения товарных продуктов (сухого газа и стабильного конденсата) осуществляют с помощью различных процессов: 1) низкотемпературной конденсации; 2) извлечения паров воды и конденсирующихся углеводородов твердыми сорбентами; 3) извлечения паров воды и конденсирующихся углеводородов жидкими поглотителями.
Размещение ДКС на УКПГ зависит от давления максимальной конденсации процесса, метода извлечения из газа углеводородных и неуглеводородных компонентов, географических и климатических условий района расположения месторождения.
Рассмотрим возможные варианты размещения ДКС в технологических схемах НТС с турбохолодильными агрегатами типа БТДА-5/100.
Размещение ДКС до турбохолодильной установки БТДА-5/100 имеет следующие преимущества:
технологические параметры работы БТДА-5/100 (рвх, Гвх, Q. tcen, рвмх, Твых), их число и компоновка не изменяются с постоянным суточным отбором газа;
в низкотемпературном сепараторе можно поддерживать давление и температуру, обеспечивающие рациональную глубину извлечения конденсата при изменении состава продукции скважин;
меньший расход ингибитора гидратообразования по сравнению с другими вариантами размещения ДКС.
К недостаткам размещения ДКС до БТДА-5/100 относятся:
невозможность использования максимального давления, создаваемого компрессорами для транспортировки газа, вследствие необходимости извлечения конденсата в низкотемпературном сепараторе при определенном изменяющемся давлении максимальной конденсации и использовании части пластового давления для охлаждения газа в турбохолодильной установке;
несколько большее давление на выкиде ДКС из-за необходимости компенсации части давления, используемого в турбохолодильной установке, и связанное с этим увеличение расхода металла;
относительно больший износ поршневых компрессионных колец, компрессорных цилиндров поршневых компрессоров или лопаток и проточной части центробежных нагнетателей из-за недостаточной глубины очистки сжимаемого газа от твердых взвесей и осушки его от жидкой фазы в сепараторе-каплеотбойнике.
Вопрос о размещении ДКС решается в результате технико-экономических расчетов. В определенных условиях конкретных месторождений рациональным может быть размещение ДКС первой ступени сжатия газа до БТДА-5/100, второй - после турбохолодильной установки. Если газ подготавливается к транспортировке на УКПГ в адсорбционных или абсорбционных установках, работающих при определенном давлении (например, 7,5 МПа), ДКС сооружают перед этими установками. При этом число и технологический режим работы установок не изменяются при падении пластового давления.
Глава XVI
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗАВ ПОРИСТЫХ И ПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Цели подземного хранения газа
Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают:
покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время;
уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции (КС);
создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистральных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице;
создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны;
сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования;
увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в вырботанных нефтяных месторождениях;
создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки;
уменьшение мощностей заводов по очистке от H2S и СО2 и производству газовой серы;
повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом;
выравнивание колебаний потребления электроэнергии.
Покрытие сезонной неравномерности газопотребления. Потребление природного газа характеризуется неравномерностью по временам года (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам и часам суток. Особенно велика неравномерность сезонного потребления газа, связанная с использованием газа для отопления газопечными установками, домовыми и районными котельными, ТЭЦ, котельными промышленных предприятий (рис. 201).
Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления Х,м называется отношение фактического месячного потребления газа Qi м к среднемесячному 0СМ:
KiM = QJQ^(XVL1)
где 2см = 2гД2, 2г - объем годового потребления газа, м3.
Для хранения летнего избытка газа, который зимой подают потребителям при ритмичной работе магистрального газопровода со среднегодовой пропускной способностью, сооружают подземные хранилища.
Объем газа, используемый для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления, можно рассчитать тремя методами: 1) по числу градусо-дней недостатка температуры и количеству теплоты, необходимой на 1 градусо-день недостатка температуры; 2) по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потребителей; 3) по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.
Зная коэффициенты месячной неравномерности газопотребления, объем газа, подлежащего хранению, активный объем Qa можно определить по формуле
1 = 11=1 V (4м /12 <=1
ИЛИ
(XVI.2)(XVI.2)a=-^z а-^.и).
(XVI.2)
(XVI.2)
12 ,=i
где К, м < п*, п- число коэффициентов.
Уменьшение капитальных вложений. Приближенно капитальные вложения (в р.) в магистральный газопровод Кмг и компрессорные станции Ккс можно записать в виде следующего уравнения:
(XVI.3)(XVI.3)^0 - ^мг + ^кс - , 22^3/8 + / 2 ’ 2 х3/16 + °’ °°38ля 1g + КА,
(XVI.3)
(XVI.3)
(Р1 -Р2) VP\ -Pl)Р?.
3838
38
38
РьРг ~ давления соответственно на выкиде и приеме КС; п - число КС; К] - капитальные вложения, независимые от Q; [ЗД - укрупненные показатели; L - расстояние между КС; R, - допускаемое напряжение на разрыв материала труб.
Если подземного хранилища нет, в уравнении (XVI.3) вместо Q подставляют максимальное среднесуточное потребление газа Qmax в самый холодный месяц (декабрь или январь), если подземное хранилище есть - среднесуточное потребление газа за год Qc. Поскольку Qmax > Qc, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в МГ и КС будут больше (на 20-30% по сравнению с расчетом по Qc).
Для газопровода длиной 1000 км с пропускной способностью 10 млн м3/сут экономия капитальных вложений при расчете на постоянную среднегодовую подачу Qc в 10 раз превышает затраты на сооружение ПХГ, а доля затрат на хранение газа в общих затратах на сооружение МГ для большинства районов составляет 8-10%.
Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений МГ. При отсутствии ПХГ мощность системы транспортировки газа используется не полностью (на 80-85%). При равномерной работе источников газа и МГ с постоянной среднегодовой подачей и коэффициентом использования установленной мощности, близким к единице, число добывающих скважин на газовом промысле и общее число компрессоров на компрессорных станциях магистрального газопровода можно снизить на 15%.
При строительстве ПХГ для действующих газопроводов можно увеличить коэффициент загрузки МГ и объем перекачиваемого потребителю газа.
Создание государственных запасов сырья и топл и - в а. Нефтяной и природный газы поступают на завод неравномерно по месяцам года. Потребление продукции завода по месяцам года тоже неравномерное по различным причинам. Завод работает со среднегодовой производительностью. При временном затруднении с реализацией готовой продукции (очищенного газа и газового бензина) при отсутствии ПХГ газобензиновый завод останавливается, что связано с крупным материальным ущербом.
4,7.75077073072077070090807080 -50 -4,7.75077073072077070090807080 -50 -0=758%0=758%МесяцыМесяцыРезерв 58%Резерв 58%зз%зз%733%733%78%78%7575228=0528=0527,29 7,28 7,78 0970,82 0,75 077 0,77 079 0,95 7,15 7,337,29 7,28 7,78 0970,82 0,75 077 0,77 079 0,95 7,15 7,338=7,588=7,338=7,588=7,3382,59082,590ИспмбЗоОа- яяе псОящИспмбЗоОа- яяе псОящОёеспгоеяие потребяес-Оёеспгоеяие потребяес-*1^53*1^534li4li7777IIО II 5133IIО II 5133hs*hs*4 Л§h4 Л§hsisi700700жж70070055,55287755,55287739397007007007008080777752529790979085 ~7585 ~7575537553
4,7.
750
770
730
720
770
700
90
80
70
80 -
50 -
4,7.
750
770
730
720
770
700
90
80
70
80 -
50 -
0=758%
0=758%
Месяцы
Месяцы
Резерв 58%
Резерв 58%
зз%
зз%
733%
733%
78%
78%
75
75
2
2
8=052
8=052
7,29 7,28 7,78 0970,82 0,75 077 0,77 079 0,95 7,15 7,33
7,29 7,28 7,78 0970,82 0,75 077 0,77 079 0,95 7,15 7,33
8=7,58
8=7,33
8=7,58
8=7,33
82,5
90
82,5
90
ИспмбЗоОа- яяе псОящ
ИспмбЗоОа- яяе псОящ
Оёеспгоеяие потребяес-
Оёеспгоеяие потребяес-
*1^
53
*1^
53
4li
4li
77
77
II
О II 51
33
II
О II 51
33
hs*
hs*
4 Л§h
4 Л§h
si
si
700
700
ж
ж
700
700
55,5
52877
55,5
52877
39
39
700
700
700
700
80
80
77
77
52
52
97
90
97
90
85 ~75
85 ~75
75
53
75
53
Рис. 201. График потребления газа городом (заштрихованная площадь - объем газ?, подлежащий хранению в ПХГ)
Колебания: 1 - суточные; 2 - месячные; К - коэффициент месячной неравномерности газопотребления; Q - расход перекачиваемого газа
Уменьшение мощностей заводов по очистке от H2S и СО2 и производству газовой серы. При наличии ПХГ такие заводы рассчитывают на среднегодовой расход, при отсутствии хранилища - на максимальный среднемесячный зимний расход.
Выравнивание колебаний потребления электроэнергии. При уменьшении потребления электроэнергии, особенно в летнее время, ее избыток используется в электродвигателях, приводящих в действие компрессоры для сжатия воздуха при его закачке в подземные хранилища воздуха (ПХВ). При недостатке электроэнергии, особенно в зимнее время, отбираемый из ПХВ сжатый воздух используется в турбоэлектрогенераторах для выработки электроэнергии и подачи ее в распределительную сеть.
Географические условия расположения,глубина залегания пластов,максимально допустимое давление
ПХГ, как правило, сооружают вблизи трассы МГ и потребителей. Если в геологическом разрезе имеется несколько пластов, благоприятных для создания в них ПХГ, выбор объекта определяется на основе сравнения технико-экономических показателей. Предположим, что геолого-физические параметры пласта-коллектора (форма и размеры структуры, толщина пласта, пористость, проницаемость и др.) одинаковы. Чем меньше глубина залегания пласта, тем больше должен быть объем остаточного газа для создания одного и того же давления на устье скважины и тем больше число добывающих скважин. В этом случае не всегда необходимо строить КС для закачки газа в пласт, но она нужна для подачи газа потребителю. В каждом конкретном случае имеется только одна экономически наиболее выгодная глубина для сооружения ПХГ.
В районах крупных центров газопотребления нет частично выработанных газовых и нефтяных залежей, пригодных для создания ПХГ. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать ПХГ.
Для закачки и отбора газа необходимо пробурить определенное число скважин, построить сооружения для очистки газа от твердых и жидких примесей и осушки его от воды перед подачей потребителю. Как правило, нагнетательные скважины бурят в сводовой части, наблюдательные - на крыльях складки.
Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин. Кроме того, в процессе хранения оно приводит к увеличению объема хранящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи газа потребителю из хранилища и повышению коэффициента нефтеотдачи при подземном хранении газа в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа.
Однако при чрезмерном повышении давления возможны различные вредные последствия: раскрытие существующих или образование новых трещин в кровле хранилища, подземные потери газа, взрывы и пожары в зданиях при скоплении в них газа, образование кристаллогидратов углеводородных газов в скважинах. Важное значение имеет также темп возрастания давления в ПХГ: чем он меньше, тем в большей степени можно повысить давление.
Максимально допустимое давление в ПХГ зависит от глубины залегания пласта и размеров площади газоносности; объемной массы пород над площадью газоносности; структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей; прочности, плотности, пластичности кровли пласта.
Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при изменении градиента давлений до 0,0154 МПа/м, т.е. при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища. Установлено, что при наличии глинистой покрышки толщиной более 5 м максимально допустимое давление может превышать гидростатическое на глубине залегания хранилища в 1,3-1,5 раза.
При повышении давления в пласте выше начального гидростатического на кровле подземного пласта возникает перепад давлений, иногда достаточный для преодоления "порогового" давления, создаваемого капиллярными силами в поровых каналах небольшого радиуса. В этом случае начнется вытеснение воды газом из поровых каналов и покрышка потеряет герметичность.
Буферный газ в подземном хранилище
Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части: активный (рабочий) газ - ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ; буферный газ - постоянно находящийся в ПХГ во время его эксплуатации.
Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходмый дебит газа, соблюдаются требования охраны недр и условия транспортировки газа в район потребления; уменьшения продвижения воды в хранилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС.
Чем больше объем буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин и тем меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю.
Объем буферного газа в ПХГ зависит от глубины залегания ловушки, физикогеологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа. Это давление, в свою очередь, зависит от типа потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлургический заводы), длины, диаметра и пропускной способности соединительного газопровода, давления в его конечной точке.
Объем буферного газа можно определить из уравнения
а=о,4^-(xvi.4)
где QK - постоянный объем порового пространства газонасыщенного коллектора, м3; рк - средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа.
Если ПХГ образовано в ловушке сцементированного пласта большой толщины, то во время его эксплуатации подошвенная вода передвигается вверх при отборе газа и вниз при закачке. Объем газонасыщенной части залежи в этом случае изменяется. Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая - в обводненной области коллектора. Режим эксплуатации ПХГ при таких условиях называется упруговодонапорным.
Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на контакте газ-вода при отборе газа давление распределяется неравномерно, наименьшее давление будет под забоем скважины. Ранее (до начала отбора газа) плоская горизонтальная поверхность контакта газ-вода деформируется, образуя под забоем скважины так называемый конус подошвенной воды. При подъеме этой воды возможно обводнение скважины. Скважины на таком ПХГ эксплуатируются на технологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Для подачи газа потребителю КС часто не нужна.
Объем буферного газа можно также определить из уравнения
a=nK-^-+aK(Q„-nj^-(XVI.5)
к Ра^вРа
ИЛИ
Q,^[l + aK(V-l)]
й= ^^—•(XVI.6)
Uh 2К у ZK
где QH, QK - соответственно начальный (до начала отбора газа) и конечный необводненный объемы порового пространства ПХГ, м3; рк, рв- средневзвешенные по объему соответственно необводненной и обводненной частей порового пространства пласта приведенные давления, МПа; ак - коэффициент объемной газонасы- щенности обводненной зоны, дол.ед.; рн - приведенное давление газа в ПХГ до начала отбора газа, МПа; у = QH/QK; Qa - объем активного газа, м3.
Объем буферного газа, определенный с учетом технологических условий эксплуатации ПХГ, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты на хранение газа за время работы хранилища больше минимальных. Понятно, что чем больше цена буферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих равных условиях.
Объем буферного газа, кроме технологических факторов, зависит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуатационных затрат при их работе, стоимости единицы объема буферного газа и эксплуатационных затрат на его закачку и восполнение, капитальных вложений в строительство КС и эксплуатационных затрат на ее работу.
Объем буферного газа составляет от 60 до 140% активного объема. Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквивалентны капитальным вложениям при его сооружении. Объем буферного газа, число добывающих скважин и мощность КС
взаимосвязаны.
Технологические схемы сбора, распределенияи обработки газа при отборе и закачке его в хранилище
Газ, закачиваемый в ПХГ, сжимается компрессорами до необходимого давления и при этом нагревается и загрязняется парами компрессорного масла. Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания отрыва цементного камня от колонны и образования в нем трещин, т.е. для сохранения герметичности скважин.
В процессе хранения газ насыщается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т.д.). Поэтому во многих случаях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.
К поверхностному оборудованию ПХГ предъявляются следующие требования: 1) обработка отбираемого из ПХГ газа до товарных кондиций в течение полного цикла отбора газа и подачи его в МГ; 2) использование давления газа для получения товарных кондиций отбираемого из хранилища газа; 3) дистанционное управление и контроль (эксплуатация без участия обслуживающего персонала); 4) соответствие требованиям охраны окружающей среды.
На рис. 202 приведена схема оборудования ПХГ, по которой предусмотрены компрессорные цехи, блоки осушки газа и очистки его от механических примесей и масла, газораспределительные пункты (ГРП) и скважины. Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГКМ и 10ГК, а также газомоторными компрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, закачиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора построены газораспределительные пункты, на которых на открытой площадке установлены сепараторы, отключающая арматура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.
Закачка газа. По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5-3,б МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляется на прием газомоторных компрессоров типа 10ГК для компримирования в две ступени. Затем он поступает на установку очистки от компрессорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки: циклонные сепараторы 1 (горячий газ), циклонные сепараторы 2 (охлажденный газ), пылеуловители 3, угольные адсорберы 4 и керамические фильтры 5.
В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20-30 мкм), а более мелкие - в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диаметром 3-4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент регенерируют при помощи пара.
Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определенные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки помещены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения трубок - увеличение перепада давлений на входе и выходе фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют обратной продувкой, промывкой растворителями твердых и жидких частиц. Опыт эксплуатации сооружений по очистке газа от масла показал их доста-
Puc. 202. Схема оборудования ПХГ
1 - кран или задвижка; // - обратный клапан; /// - диафрагма; 1,2 - циклонные сепараторы; 3 - пылеуловители; 4 - угольные адсорберы; 5 - керамические фильтры
ффффффффф^
N
4
t)
*4
^
<<j
тт ^ — >4
^ грд
i
ГИ--Р4- -
w>^l
Н»
PpaPzfpue Д7
rt- t-4
AfZZ Ziff777/7&s76//6/i2 Z7737777/777^775
Ре гетера д я я
точную эффективность. В 1000 м3 газа, закачиваемого в пласт после очистки, содержится 0,4-0,5 г масла.
Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его поток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.
Отбор газа. При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень небольших депрессиях (0,03-0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину ее забой оборудуют специальными фильтрами или укрепляют призабойную зону вяжущими веществами.
Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости.
Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки, откуда при температуре точки росы (-2°С) попадает в МГ. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из котельной, двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.
В контакторах газ барботирует через слой 94%-ного ДЭГ, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где установлена специальная насадка для улавливания капель ДЭГ, уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью автоматизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойников подается на регенерацию.
Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость его охлаждения требуют сложных и дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевления и упрощения технологии подготовки газа к закачке и обработки отбираемого из хранилища газа целесообразно применять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12МВ.
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ
ИЛИ ЧАСТИЧНО ВЫРАБОТАННЫХ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давление и температура, состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа.
При проектировании строительства ПХГ в истощенном газовом месторождении определяют: 1) максимально допустимое давление; 2) минимально необходимое давление в конце периода отбора; 3) объемы активного и буферного газов; 4) число нагнетательно-добывающих скважин; 5) диаметр и толщину стенок промысловых и соединительных газопроводов; 6) тип компрессорного агрегата для КС; 7) общую мощность КС; 8) тип и размер оборудования ПХГ для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе; 9) объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.
После этого проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов, определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений.
Особое внимание уделяют определению герметичности скважин, скорости и интенсивности процессов коррозии металлического промыслового оборудования и разработке мероприятий по борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элементов оборудования ПХГ, повышению производительности труда, охране окружающей среды, источников питьевой воды в верхних горизонтах.
Нагнетание газа
в пласт в условиях газового режима
Схема истощенного газового месторождения пластового типа приведена на рис. 203. Известны размеры и форма газонасыщенного пласта, объем порового пространства залежи, коэффициенты пористости и проницаемости, пластовые давление и температура, состав газа, размещение нагнетательных скважин на площади газоносности, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, изменение расхода закачиваемого в хранилище газа во времени.
Определим максимальный объем газа, который можно закачать в ПХГ, изменение во времени давлений в хранилище, на забоях и устьях нагнетательных скважин, необходимое число компрессоров для закачки газа. Фильтрацию газа в пласте примем изотермической, плоскорадиальной, закон фильтрации газа - нелинейным.
Уравнение материального баланса газа при закачке его в хранилище имеет вид
(XVI.7)(XVI.7)N(0dt = QAp!z\
(XVI.7)
(XVI.7)
где V(?) - заданный расход закачиваемого в хранилище газа, м3/сут; £1 - постоянный газонасыщенный объем порового пространства хранилища, м3; р = р / ра - безразмерное средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в хранилище; г - коэффициент сверхсжимаемости газа.
Интегрируя уравнение (XVI.7) от 0 до t и от рн до рк, получим
(XVI.8)(XVI.8)Q,=j V(?)^ = Q h^--^- 0\^к ^н >
(XVI.8)
(XVI.8)
Для приближенного определения давлений на забое нагнетательных скважин при закачке газа с постоянным темпом используем формулу
(XVI.9)(XVI.9)pVp^AQ + BQ2, где
(XVI.9)
(XVI.9)
д _ 1 t6po^o7o ukhpaTcд _ 1 t6po^o7o ukhpaTc1 R In —1 R In —
д _ 1 t6po^o7o ukhpaTc
д _ 1 t6po^o7o ukhpaTc
1 R In —
1 R In —
(XVI. 11)(XVI. 12)481(XVI. 11)(XVI. 12)481
(XVI. 11)
(XVI. 12)
481
(XVI. 11)
(XVI. 12)
481
(XVI. 10)(XVI. 10)R = Rc + l,5Vxf; x = kpK I (mp0);
(XVI. 10)
(XVI. 10)
g_ 631О6раГо2(1 + ^ + ^)
2 • 0,746 • 104(^ / m)3/2 л2/г2Гс2,^ра
По достижении R значения RK при равномерном размещении скважин на площади газоносности
RK = ^£1/£кНтп) ,
а при батарейном размещении скважин RK = LK = V £l/(Khm)
16 О.М. Ермилов и др.
/Загн^а^м^й/е с/г^дж-ы/#»//Загн^а^м^й/е с/г^дж-ы/#»/Р =Р =Рк , NtPaРк , NtPa(XVI. 13)(XVI. 13)РуРуХЗПЛ^гЧЧа1 , _25=(еХЗПЛ^гЧЧа1 , _25=(е(XVI. 14)(XVI. 14)
/Загн^а^м^й/е с/г^дж-ы/#»/
/Загн^а^м^й/е с/г^дж-ы/#»/
Р =
Р =
Рк , NtPa
Рк , NtPa
(XVI. 13)
(XVI. 13)
Ру
Ру
ХЗПЛ^гЧЧа1 , _25
=(е
ХЗПЛ^гЧЧа1 , _25
=(е
(XVI. 14)
(XVI. 14)
Рис. 203. Схема истощенного газового месторождения пластового типа
р3, Рк> Рб ~ давления в залежи, на контуре и на батарее соответственно; RK, R^ - радиусы контура и батареи соответственно
первая фаза неустановившейся фильтрации кончается, начинается вторая фаза равномерно-неуста- новившейся фильтрации, при которой вместо рк подставляем значение
т.е. считаем, что давление на контуре удельной площади повышения давления рк равно средневзвешенному по объему дренирования p)V которое, в свою очередь, равно средневзвешенному по объ
ему порового пространства хранилища р, т.е. рл = р.
Давление на устье нагнетательной скважины определяем по формуле Г.А. Адамова
где
2S = 0,0683ЗД£(2Т).
Число компрессоров, необходимое для закачки газа в хранилище, находим, полагая, что КС расположена вблизи нагнетательных скважин и потери давления газа на пути КС - скважины малы:
«к — N(t)lqK,
где qK - расход газа, закачиваемого в пласт одним компрессором известного типа.
Пример. Определить максимальный объем газа в хранилище, максимальное забойное и устьевое давления в конце периода закачки, число поршневых компрессоров, необходимое для закачки газа при следующих исходных данных: начальное давление в хранилище рк = 3.6 МПа: объем порового пространства хранилища 0=10- 106м3; коэффициент проницаемости к = 0,5 мкм2; коэффициент пористости т = 0,2; коэффициент динамической вязкости газа ц0 = 0,012 мПа • с; толщина пласта Л=10м; радиус гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скважины R,. = 0,1 м; число нагнетательных скважин п = 5; постоянный расход газа, закачиваемого в хранилище, N^t) = = 0,5- 106м3/сут; максимально допустимое давление в хранилище ртах = 7 МПа; глубина скважины L = 500 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны d = 0,132м; коэффициент гидравлического сопротивления труб X = 0,02; относительная плотность по воздуху закачиваемого газа А = 0,6; давление в приемном коллекторе компрессора рв = 1,7 МПа; температура газа в приемном коллекторе компрессора tH = 20°С; геометрический объем, описываемый поршнями компрессора VH = 26 650 м3/сут; объем вредного пространства цилиндров компрессора С = 0,1; показатель политропы сжатия газа в цилиндрах компрессора т] = 1,2;для упрощения расчетов примем коэффициент сверхсжимаемости газа z = 1; размещение скважин на площади газоносности равномерное; коэффициент фильтрационного сопротивления В = 0.
Максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище:
С3 =Ю 106(70 - 36) = 340 1 06 м3.
Время закачки газа в хранилище:
г = 340 106/(0,5 106) = 680 сут.
Общий объем газа в хранилище:
<2,, = 10 106 36 + 340 106 = 700 106 м3.
Соотношение объемов активного и буферного газов: / ^ = 340 • 106 / (360 106) = 0,945.
Давление на забое скважины в конце периода закачки определим по видоизмененной формуле (XVI.9) ^РИРк=Ртах^ = КкД\=0Л2 = 0-
N(t)ln^о,5 1 06 2,31g^l
= U 4900 +т^- = 7,05 МПа;
Ртах пАр |51,13104
л МраТ„ 3,14-0,5 1000 0,1-293 .3/
4 са_ст._ _= 1,13-10 м- /сут;
р 11,6цО2о7о11,6 0,012-1-293
RK = V10 Ю6/(3,14 10 0,2-5) = 565 м.
Давление на устье нагнетательной скважины в конце периода закачки газа:
рг = J4970-0,935- t’377:12:?^^^МПа.
Число компрессоров, необходимое для закачки газа в хранилище в конце периода закачки: 0,5 -106 Я == 1 47
к26 650 • 17(0,97 - 0,1(4,01ш1)]
т.е. два компрессора.
Отбор газа при эксплуатации ПХГ
При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа определяют по графику газопотребления. ПХГ, как правило, расположено на некотором расстоянии от района газопотребления. Из хранилища газ поступает к потребителям под собственным давлением или перекачивается с помощью компрессора. В первом случае давление газа на устье скважин должно равняться давлению на выкиде компрессора плюс потери давления на пути скважина-КС, во втором - давлению в приемном коллекторе компрессора плюс потери давления на том же пути.
Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа, определяют с учетом суточного отбора газа из хранилища, типа ПХГ, твердости породы газонасыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации скважин, схемы размещения скважин на площади газоносности.
Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы ПХГ: пикового периода отбора газа (декабрь или январь) и конечного периода отбора газа из хранилища (март или апрель).
В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого из хранилища газа меньше и давление газа в хранилище минимально.
Изменение средневзвешенного по объему порового пространства хранилища давления при отборе газа описывается формулой
(XVI. 15)(XVI. 15)Рк _ Рн ^цРа
(XVI. 15)
(XVI. 15)
ZK и ^^а
Условия отбора газа на забое скважины в случае слабо сцементированных песчаников примем в виде постоянства градиента давления на поверхности забоя скважины
(XVI. 16)(XVI. 16)Эр ^фбтах+У^ах
(XVI. 16)
(XVI. 16)
^ R=RCAmin
где фиф для гидродинамически совершенных скважин определяют по уравнениям
(XVI. 17)(XVI. 17)ф = М2Яс1п(Як//?с)]; ф = 5/(2/?с).
(XVI. 17)
(XVI. 17)
Уравнение притока газа к забою скважины при нелинейном законе фильтрации имеет вид
(XVI. 18)(XVI. 18)99_
(XVI. 18)
(XVI. 18)
pK-p; = AQ+BQ-
где
Q = М^п.
В результате совместного решения приведенных уравнений можно определить необходимое число добывающих скважин для двух периодов, давления на забое и устье скважин, необходимое число компрессоров.
Пример. Определить необходимое число добывающих скважин, число компрессоров для двух наиболее трудных режимов работы ПХГ в условиях газового режима эксплуатации при исходных данных, взятых для предыдущего примера (см. с. 482). Суммарный отбор газа из хранилища по месяцам (в % общего объема отбираемого из хранилища газа): октябрь - 10, ноябрь - 25, декабрь - 43. январь - 57, февраль - 75, март - 90, апрель - 100; давление на выкиде компрессора рх = 4,5 МПа; общий объем отбираемого газа 5а=100- 1О6м3. Расход отбираемого ra3aV0, м3/сут: в декабре - 0,6 106, в апреле - 0,33 106. При постоянном градиенте давления на поверхности забоя скважины при линейном законе фильтрации ф = 0, V = 0) дебит скважины находим из уравнения
Q = Cp.y(XVI. 19)
где
С = 2^/?-^- =2к1уп)тах.(XVL20)
По данным исследования скважин С = 3000 (м3/сут)/МПа. Начальное пластовое давление в хранилище рн = 4,1 МПа.
Результаты расчета числа добывающих скважин (и) и компрессоров (пк) для двух периодов работы ПХГ приведены ниже:
Пиковый
Конечный
(декабрь)
(апрель)
рк> МПа
3,67
3,1
ру МПа
3,33
2.75
рг, МПа
3.20
2,34
п
6
4
Исследование нагнетательно-добывающих скважинв процессе подземного хранения газа
При создании и во время циклической эксплуатации ПХГ проводят индивидуальные или групповые исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах, которые во время отбора газа из ПХГ по методике, применяемым приборам и оборудованию не отличаются от аналогичных исследований скважин на газовых месторождениях. Обработка результатов исследований проводится по соответствующей инструкции. Исследования часто сопровождаются потерями газа в атмосферу, требуют определенного соотношения давлений до и после штуцера при испытании скважин с подачей газа в газопровод.
Опыт показывает, что возможно исследование скважин в процессе закачки газа в пласт при постоянных расходах закачиваемого газа в следующих случаях:
при небольшом изменении средневзвешенного по объему порового пространства пласта давления во времени;
при сравнительно постоянных объемных газонасыщенности пласта и газонасыщенной толщине за время исследований; такие условия могут быть через некоторое время после начала закачки газа в пласт (1,5-2 мес.).
В скважину закачивают газ при постоянных, но различных расходах. Для каждого расхода газа образцовыми манометрами измеряют затрубное и буферное давления и температуру газа при установившемся режиме. Кроме того, по наблюдательной скважине (простаивающей), находящейся вдали от скважин, через которые закачивают газ, определяют давление в пласте по замерам статических давлений на устье скважины или путем измерений скважинными манометрами.
После работы скважины в течение 15-20 мин на установившемся режиме записывают показания и измеряют расход закачиваемого газа диафрагменным расходомером типа ДП. По результатам исследований строят графики, по которым определяют коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.
По графику зависимости (Рз -рЬ/б =Л0) находят А = 0,14 (сут/тыс. м3)/МПа, В = =0,003 (сут/тыс. м2)/МПа2.
Уравнение движения газа в пласте от забоя скважины
Рз -Рн = 0,140 + O,OO3Q2.(XVI.21)
В случае загрязнения и засорения забоя скважины при закачке газа кривая Рз - р„ = /(0) не будет проходить через начало координат. По описанному методу получают наиболее благоприятные результаты исследований в ПХГ пластового типа с краевой водой или без нее, газонасыщенный пласт которых представлен гранулярными коллекторами.
Технологический режим работы скважин ПХГ в зависимости от режимов потребления газа при различных пластовых давлениях можно установить на основе результатов группового исследования всех скважин, работающих на один сборный пункт.
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
В ВЫРАБОТАННЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды.
Рис. 204. Зависимости изменения пластового давления рп и газового фактора Гп от объема добытой нефти ^rxx=QxfQ^
Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хране
ния газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.
Одновременно с этим проводят исследования с целью определения будущих дебитов таких скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объема извлечения нефти (остаточной), мероприятий по увеличению дебитов нагнетательно-добы
вающих скважин, изменения состава газа в процессе подземного хранения.
На рис. 204 приведены кривые, построенные по результатам эксплуатации нефтяного месторождения. Газонефтяной фактор Гп сначала плавно увеличивается, затем резко уменьшается. Это свидетельствует о постоянстве объема порового пространства, занятого нефтью, отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости. Постоянство или плавное увеличение газового фактора Гп свидетельствует о продвижении воды в нефтяную залежь, уменьшении объема порового пространства, насыщенного нефтью.
Процессы, происходящие в нефтяной залежипри подземном хранении газа
В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ не только вытесняет нефть к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворяет и испаряет компоненты нефти и выносит их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры работы ПХГ.
К основным из них относятся коэффициенты пористости, проницаемости, удельная поверхность и ее состояние, объем остаточной воды, неоднородность пласта по площади и разрезу, давление и температура, сила тяжести, плотность остаточной нефти, соотношение вязкостей газа и нефти, отношение объема газа, закачанного в пласт, к объему порового пространства пласта и др.
Нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой, добывающие - в пониженных частях структуры. Аналитический расчет уменьшения остаточной нефтенасыщенности в пласте в процессе подземного хранения газа можно провести на ЭВМ.
Определение максимального объема ПХГ
Рассмотрим схему частично выработанного нефтяного пласта, изображенную на рис. 205. Общий объем газа в хранилище складывается из трех частей: объема свободного газа в газовой шапке; объема газа, растворенного в остаточной нефти; окклюдированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе нефти) газа.
Массу остаточной нефти в пласте Vo выразим как разность между начальной массой V3 и массой добытой нефти Уд:
(XVL22)(XVL22)V0 = V3-V„; V3 = F/wio(l-5в)рн,
(XVL22)
(XVL22)
где F - площадь нефтенасыщенного коллектора, м2; h - средневзвешенная по площади F нефтенасыщенная толщина, м; т0 - коэффициент абсолютной пористости, дол.ед.; 5В - объем связанной воды, дол.ед.; рн - плотность нефти при стандартных условиях (р = 0,1 МПа и t = 20°С).
При начальном пластовом давлении рн и пластовой температуре в 1 т нефти растворяется а (в м3) газа.
Масса газа (в кг), растворенного в 1 т нефти, определяется из выражения
= 1,205= 1,205GTGT(273 + 20) _ (273 + ?н)ар’
= 1,205
= 1,205
GT
GT
где р - относительная плотность газа по воздуху.
Кажущуюся плотность газа рк (при известных р и рн) в жидкой фазе можно определить по известным графикам.
Объем газа (в м3) в единице объема жидкой фазы Угж = Gr/pH.
Общий объем нефти (в м3), насыщенной газом, VH = 1 + Vrx.
Общая масса этого объема Grx = Vr + рн.
Плотность нефти, насыщенной газом (в кг/м3), рнг = Grx/VH.
Поправку на сжимаемость при пластовом давлении Арр и поправку на увеличение объема при пластовой температуре; Ар, можно определить следующим образом. Реальная плотность нефти, насыщенной газами, в пластовых условиях
Рнг=Рнг+АРр-Арг
Пластовый объемный коэффициент b = Grx/pHr. Объем порового пространства, занимаемый нефтью, оставшейся в пласте, ^k = (V3-WPh.(XVI.23)
С повышением давления от рк до конечного ртах в освободившийся объем порового пространства залежи будет закачано газа
= ^^ Ртах _ Рк
Рн V ^шах ^к ?
Объем газа, растворенного в оставшейся нефти (в м3),
ep = (V3-V„)a/pH.(XVI.25)
Объем газа (в м3), который будет закачан в газовую шапку,
Рис. 205. Схематический разрез нефтяной залежи массивного типа в конце эксплуатации
I = О Ртах in Ь4гV ^maxI = О Ртах in Ь4гV ^maxРк^к >Рк^к >(XVI.26)(XVI.26)
I = О Ртах in Ь4г
V ^max
I = О Ртах in Ь4г
V ^max
Рк
^к >
Рк
^к >
(XVI.26)
(XVI.26)
Общий объем газа (в м3), который можно закачать в частично выработанное нефтяное месторождение при постоянном объеме порового пространства,
ех = е»+еР+еш-<xvi.27»
Пример. Определить общий объем газа, который можно закачать в частично выработанное нефтяное месторождение при следующих исходных данных: ртах = 8,5 МПа; а = 60м3/м3: /н = 289 К; рн = 0,867 т/м3; рк = 0,36 т/м3; Дрр = 0,005 т/м3; Др, = 0,001 т/м3; V., = 552 000 т или 637 000 м3; zmax = = 0,77; zH = 1; рк = 0,5 МПа; Qr = 860 000 м3; Va = 384 000 т; р = 0,635.
Решение.
Gr = 60 • 1,205 • 0,635(273 + 20)/(273 + 16) = 46,5 кг; Ггж = 46,5/360 = 0.12') м3; VH = 1 + 0,129 = 1,129 м3; Сгж = 867 + 46,5 = 913,5 кг; р'нг = 913,5/1,129 = 810 кг/м3; ргн = 0,81 + 0,005 - 0.001 = 0,8 !4 т/м3; Qo = = (637 0001,12 - 216 500)(85/0,77 - 5) = 52,1-1 О6 м3; b = 913,5/814 = 1.12; QK = = (552 000 - 384 000)1,12/0,867 = 216 5ООм3;0р = [(552 000 - 384 000)/0.867)]60 = 11,6 ■ 106 м3; 2Н1 = = 860 000(85/0,77 - 5) = 94,9 • 106 м3; Qx = (52,1 + 11,6 + 94,9) • 106 = 158.6 ■ 10" м3.
Оценка дебита нагнетательно-добывающих скважинпри отборе газа
Приравнивая дебиты нефтяной и газовой скважин при одинаковых пластовых и забойных давлениях в случае фильтрации нефти и газа по закону Дарси и обозначая через р среднеарифметическое давление
Р = (Ри + Р3^^’
получим
Q = g Abi(XVI.28)
Ра Рт^н
При фильтрации газа насыщенность нефтью и связанной водой порового пространства призабойной зоны уменьшается, коэффициент фазовой проницаемости для газа кг возрастает, в результате чего дебит газовых скважин увеличивается, уменьшается их общее число для получения запланированного дебита газа из хранилища.
Объем буферного газа, число добывающих скважин и мощность КС при отборе газа определяют аналогично тому, как это делается в случае хранения газа в истощенных газовых месторождениях при газовом режиме эксплуатации.
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
В ЛОВУШКАХ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Методы определения герметичности кровли ловушки,выбранной для создания ПХГ
При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках которых нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, обычно не известно: непроницаема ли для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, геолого-физические параметры пласта-коллектора. Существует опасность как потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, тектонические нарушения горных пород и другие возможные пути миграции, так и больших денежных затрат при неблагоприятных геолого-физических параметрах 488
пласта-коллектора (небольшие коэффициенты проницаемости и пористости, рыхлость или трещиноватость коллектора, ограниченный объем воды в поровом пространстве коллектора и др.).
Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо доказать герметичность кровли ловушки, рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, определить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом, измерить или вычислить объемную газонасыщенность обводненной зоны при отборе газа, определить продуктивные характеристики добывающих скважин, изучить прочность газонасыщенного коллектора и разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважины.
Определение герметичности кровли ловушки
До начала закачки газа в ловушку при помощи пьезографов измеряют положение статических уровней жидкости в скважинах (или напоров, если скважины переливают), вскрывших выбранный объект для закачки газа, а также среднюю плотность жидкости в них. Если разница в приведенных к одной и той же плоскости отсчета напорах (давлениях) жидкости существенно превышает погрешности замеров уровней и плотностей, можно полагать, что пласты между собой не сообщаются. Этот вывод подтверждается также тем, что состав солей, их массовое содержание в единице объема жидкости и состав растворенного в воде газа различны. Если приведенные к одной и той же плоскости отсчета давления, солевой и газовый составы одинаковы, есть основания полагать, что эти пласты сообщаются между собой.
Герметичность кровли должна быть установлена над предполагаемой площадью газоносности создаваемого хранилища (заштрихованная площадь на рис. 206). Используя методы пробных откачек (или закачек) жидкости из пласта //, последовательно в скв. 1,3,5 фиксируют изменения положения уровней жидкости в скв. 2, 4, 6, 7. При этом обязательно регистрируют изменения атмосферного давления.
Если скв. 2, 4, 6, 7 не реагируют на изменение давления в скв. 1,3,5, можно предполагать, что кровля непроницаема для жидкости. Этот метод, однако, не дает на
дежных результатов, поскольку создаваемые депрессии или репрессии незначительны
и определяется непроницаемость покрышки по воде, а не по газу.
Наиболее точные сведения о герметичности покрышки можно получить при закачке
газообразного агента в пласт (воздуха, природного газа из ближайшей залежи или газопровода). Для закачки воздуха в пласт используют передвижные компрессорные агрегаты.
Преимущества этого метода весьма существенны: 1) определяют герметичность кровли для газа; 2) депрессия и репрессия могут быть существенно больше, чем при откачках и закачках жидкости; 3) вследствие большого различия в вязкостях и плотностях газа и воды закачиваемый газ будет насыщать пласт небольшой толщины и распространяться на значительное расстояние по площади, при этом можно уменьшить число наблюдательных скважин, вскрывших пласт /, для определения герметичности покрышки, а также сократить время исследования.
Рис. 206. Геологический разрез и структурная карта по кровле водонасыщенного пласта, в котором создается ПХГ
При последовательных закачке и отборе воздуха из скв. 1,3 и 5 фиксируют изменение давления (уровня) в скв. 2, 4, 6, 7. Если они не реагируют на изменение давления в пласте //, покрышка ловушки считается герметичной.
Определение объемной газонасыщенностиобводненной зоны при отборе газа
При отборе газа из ПХГ давление в нем уменьшается, что приводит к продвижению воды в газонасыщенную часть коллектора. Продвигающаяся вода не полностью вытесняет газ из порового пространства. Отношение объема порового пространства, занимаемого газом в обводненной зоне, к общему объему порового пространства обводненной зоны пласта, занимаемому газом и водой, называется коэффициентом объемной газонасыщенности обводненной зоны. Его можно определить при помощи геофизических методов, вычислить аналитически по данным об отборе газа и продвижении подошвенной воды в залежь.
Положение границы раздела газ-вода устанавливают при помощи геофизических методов и по обводнению скважин, расположенных на различных гипсометрических отметках. Коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны ПХГ при продвижении подошвенной воды в залежь можно определить по изменению средневзвешенного по объему порового пространства пласта давления в зависимости от объема отобранного газа. В этом случае расчеты проводят в следующем порядке.
Записывают уравнение материального баланса газа в залежи
Qr + a(Q0 -Qr)|i^- = ^2^251, (XVI.29) ^вРв Рв
где Qr и Qo - соответственно текущий и начальный объемы порового пространства газонасыщенной части залежи, м3; а - коэффициент объемной газонасыщенности
в в и ив в и иобводненной зоны, дол.ед.; рв / zB - средневзвешенное приведенное давление обводненной части залежи, МПа; pJzB - средневзвешенное приведенное давление необводненной части залежи, МПа; <23 и 2Д - соответственно начальные запасы объем отобранного газа из залежи, приведенные к атмосферному давлению пластовой температуре, м3.
в в и и
в в и и
Объем вторгшейся в залежь воды
(XVI.30)(XVI.30)q (^ Од^Ра^а
(XVI.30)
(XVI.30)
Vb - “о;
Рв ! ^в
Объем газа, добытого из обводненной части залежи за счет вторжения воды,
А0д = ед-поА0д = ед-по£о _£в< ^0 ^в£о _£в< ^0 ^в(XVL31)(XVL31)
А0д = ед-по
А0д = ед-по
£о _£в
< ^0 ^в
£о _£в
< ^0 ^в
(XVL31)
(XVL31)
(XVI.32)(XVI.32)где po/zo - начальное приведенное давление в залежи, МПа. Объем газа, оставшегося в обводненной зоне, Q^e^-Ae, =а(«0-«г)4-
(XVI.32)
(XVI.32)
^0^в
Объем чисто газонасыщенной части залежи
РвРвqb^-^q\Рвqb^-^q\Рв(XVI.33)(XVI.33)
Рв
Рв
qb^-^q\
Рв
qb^-^q\
Рв
(XVI.33)
(XVI.33)
Пример. Определить коэффициент остаточной объемной газонасыщенности и коэффициент газоотдачи обводненной зоны ПХГ при следующих исходных данных: р^2й = 3,03 МПа; pj2K = 1,56 МПа; Qo = 9,95 106 м3; <?д = 208,1 • Ю6 м3; pJzB = 2,29 МПа; pJzTO = 2,5 МПа.
Решение.
QB = 9,95 • 10б - (9,95 • 106 ■ 30,3 - 208,1 ■ 10б)/15,6 = 4 106 м3; ^QД = 208,1 - 9,95 ■ 106(30,3 - 15,6) = = 61,9 106 м3; 0О = 4 • 106 • 30,3 - 61,9 • 106 = 59,3 ■ 106 м3; Пг = (9,95 • 106 • 30,3 - 208,1 • 106)/15,6 - - (4 ■ 106 • 30,3 - 61,9 • 106)/15,6 = 2,15 • 106 м3; а = 59,3 ■ 106/(9,95 - 2,15) ■ Ю6 ■ 22,9 = 0,332; р = = 1 - 0,332 ■ 22,9/30,3 = 0,75.
Коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны
(XVI.34)(XVI.34)(XVI.35)(XVI.35)[а^-д^к
(XVI.34)
(XVI.34)
(XVI.35)
(XVI.35)
(Q0-Qr)pB
Коэффициент газоотдачи обводненной зоны р = |_а^о.
^вА)
Газ, остающийся в обводненной зоне, - составная часть буферного газа. Коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны и масса газа в этом объеме существенно зависят от геолого-физических параметров пласта, давления в обводненной зоне, темпов отбора газа из хранилища, физических свойств воды и газа, литологии газонасыщенного коллектора (типа горных пород, слагающих коллектор, - песков, песчаников, известняков, доломитов и др.).
Закачка газа в купольную часть (ловушку)водонапорной системы в условиях упругого режима
Первая фаза неустановившейся фильтрации воды. Гидродинамическая схема для расчета приведена на рис. 207. Изменение давления в хранилище при закачке газа в пласт с постоянным темпом можно определить по формуле
q0J^L
-J/в? + 4х/ Ur^+Po^o)111 D
PrS~= 0.
2nh1m^xt
(XVI.36)
Рг -
^пл2тсй1/прх/
Зная рг =pr(f), легко рассчитать Я = 0(0, а по графику О = О(/г), построенному по структурной карте ловушки, определить h = h(t).
Пример. Определить, как изменились в течение первой фазы неустановившейся фильтрации объем газонасыщенной части пласта Q = £2(0, газонасыщенная толщина пласта h = Л(0, давление в хранилище рт = рД), расход жидкости qB = qB(f) при создании ПХГ в ловушке пластовой водонапорной системы (при упругом режиме и qv = const).
Для расчета приняты следующие исходные данные: т = 0,2; к = 1,5 мкм2; цв = 1 мПа ■ с; толщина пласта/ц = 20 м;рпл = 6 МПа; число нагнетательных скважин л0 = 20; радиус окружности, на которой расположены нагнетательные скважины,/?б = 500 м; рв = 1000 кг/м3; средний радиус отступления воды, принимаемый постоянным, Ло = 500 м; постоянный расход газа qr = 106 м3/сут; коэффициент объемного упругого сжатия жидкости ₽в = 0,455 • 10"5 1/МПа; коэффициент объемного упругого сжатия пород Рс = 0,155 • 10~5 1/МПа; радиус контура пластовой водонапорной системы RK = 19,47 км.
Рис. 207. Гидродинамическая расчетная схема водонасыщенного пласта при расчете закачки газа при fy = («о + Ьо ')/ 2
Рис. 208. Зависимости Q и Ет от газонасыщенной толщины пласта hРис. 208. Зависимости Q и Ет от газонасыщенной толщины пласта h2 У 88S?75,V2 У 88S?75,VКривые зависимостей Q = ^КУО^ Fm = Fm^h) представлены на рис. 208. Результаты вычислений при О() = 0 приведены в табл. 71, по данным которой построены зависимости pr = pr(f), h = /1(г) и Q = Q(r), приведенные на рис. 209. Видно, что начало создания хранилища характеризуется высоким темпом роста давления в области газоносности, при дальнейшей закачке газа темп роста давления уменьшается.
Рис. 208. Зависимости Q и Ет от газонасыщенной толщины пласта h
Рис. 208. Зависимости Q и Ет от газонасыщенной толщины пласта h
2 У 88S?75,V
2 У 88S?75,V
Вторая фаза неу стано в и вшейс я фильтрации жидкос
ти при заданном во времени расходе закачиваемого газа. Пластовая водонапорная система рассматривается как замкнутый подземный резервуар. Окончательная формула для расчета газонасыщенного объема порового
ДИ = ДтДИ = Дт-а + Юо + а(1 - л)(1 - /^ ) + - ” \Qo + Qx)2Q0-а + Юо + а(1 - л)(1 - /^ ) + - ” \Qo + Qx)2Q01--Дт (м-1)^- + /?-(1-7?)^-2 [ Qo21--Дт (м-1)^- + /?-(1-7?)^-2 [ Qo2(XVI.37)(XVI.37)22пространства имеет вид
ДИ = Дт
ДИ = Дт
-а + Юо + а(1 - л)(1 - /^ ) + - ” \Qo + Qx)2Q0
-а + Юо + а(1 - л)(1 - /^ ) + - ” \Qo + Qx)2Q0
1--Дт (м-1)^- + /?-(1-7?)^-
2 [ Qo2
1--Дт (м-1)^- + /?-(1-7?)^-
2 [ Qo2
(XVI.37)
(XVI.37)
2
2
Пример. Рассчитать изменение объема порового пространства и давления в хранилище в течение второй фазы неустановившейся фильтрации. Исходные данные взяты из предыдущего примера для
Таблица 71
Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГ в куполообразной ловушке пластовой водонапорной системы в условиях упругого режима
?, сут
R- 103,м
рТ, МПа
О 106, м3
/1, м
9в* м3/сут
Ю^м3
30
7,95
8.10
0,371
3,5
12 400
30
60
11,25
8,30
0.723
5.0
12 050
60
90
13,75
8.40
1,070
6.0
11 800
90
120
15,80
8,48
1,410
6,8
11 720
120
150
16,80
8,55
1,750
7.6
И 630
150
180
19,47
8.60
2.090
8,35
11 600
180
Рис. 209. Зависимости 12 = 12(0, h = /1(0 и рг = рг(г) при закачке газа в ловушку с постоянным темпом в течение первой и второй фаз неустановившейся фильтрации воды
/=180 сут; 12g = 0,037; а = 0,092; Лд =0,152; п =-0,158; а = 1,157; Fq - -0,417; Pi- 0,833;
qtt = 26 700 м3/сут; b = -1,845; 1 = 2110 сут. Вспомогательные данные для расчета приведены ниже:
1, CVT
0
63,3
126,6
189,8
т
0
0,03
0,06
0,09
ё
0,0531
0,0718
0,0905
0,1090
0,03 -1,157 + (-1,845)0,037 + 0,092(1 + 0,158) 1-0,152 +0,03 -1,157 + (-1,845)0,037 + 0,092(1 + 0,158) 1-0,152 +AQ =AQ =-0,03 -1,158 2-0,03 -1,158 21,158(0,0531 + 0,0718)2 0,0371,158(0,0531 + 0,0718)2 0,037№+Н.845Н^^(0,037)20,417№+Н.845Н^^(0,037)20,417= 0,0127.= 0,0127.По формуле (XVI.37) имеем
0,03 -1,157 + (-1,845)0,037 + 0,092(1 + 0,158) 1-0,152 +
0,03 -1,157 + (-1,845)0,037 + 0,092(1 + 0,158) 1-0,152 +
AQ =
AQ =
-0,03 -1,158 2
-0,03 -1,158 2
1,158(0,0531 + 0,0718)
2 0,037
1,158(0,0531 + 0,0718)
2 0,037
№+Н.845Н^^
(0,037)20,417
№+Н.845Н^^
(0,037)20,417
= 0,0127.
= 0,0127.
Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГв течение второй фазы неустановившейся фильтрации при упругом режимеОсновные данные, характеризующие процесс создания ПХГв течение второй фазы неустановившейся фильтрации при упругом режиме12] =0,037 + 0,0127 = 0,0497.
Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГв течение второй фазы неустановившейся фильтрации при упругом режиме
Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГв течение второй фазы неустановившейся фильтрации при упругом режиме
1, сут
Д12
12
Qr- 106,м3
h, м
Л
Fm • 104, м2
F
рг, МПа
0
0
0,0370
2,09
8,35
0,152
52,0
0,417
8,60
63,3
0,0127
0,0497
2,805
9,60
0,174
57,5
0,463
8,67
126,6
0,01268
0,0624
3,52
10,6
0,197
64,5
0,518
8,72
189,9
0,01266
0,0750
4,23
11,8
0,215
71,6
0,571
8,75
Таблица 72
Полученное значение Qi принимаем в дальнейших расчетах за 12g. Результаты вычислений приведены в табл. 72. Видно, что в течение второй фазы давление в созданной области газоносности изменяется незначительно.
Расчет падения давления в ПХГпосле прекращения закачки газа
После прекращения закачки газа в ПХГ в газоносной и водоносной частях пластовой водонапорной системы начинается перераспределение давления. В газоносной части пласта оно снижается, а в водоносной, если пластовая водонапорная система изолирована, - повышается. Эти неустановившиеся процессы очень важны, так как влияют на эксплуатацию ПХГ. Если подсчитать необходимое число скважин, не учи-
Рис. 210. Кривая уменьшения давления газа в ПХГ после прекращения закачки газа
тывая снижения давления, то в период максимального отбора газа придется увеличивать депрессию и снижать давление в скважинах, так как их будет недостаточно. Это, в свою очередь, может привести к прорыву конуса подошвенной воды в скважины и прекращению притока газа к ним.
Пример. Проведем расчет по формуле (XVI.37), полагая, что отбор газа после прекращения закачки отсутствует, т.е. Q = const. Исходные данные для расчета взяты из предыдущего примера для t = 189,9 сут. Результаты расчетов приведены в табл. 73, по данным которой построен график (рис. 210). Видно, что вначале темп снижения давления в ПХГ наибольший, в дальнейшем он уменьшается. Через 63,3 сут после прекращения закачки давление снизилось на 1,22 МПа, через 126,6 и 189,9 сут соответственно на 1,775 и 1,81 МПа, что составляет 18 и 20,7% начального давления (рг = 8,75 МПа). Таким образом, давление в ПХГ за небольшой период времени снижается существенно, что необходимо учитывать.
Если пластовая водонапорная система не изолирована, возможно вытеснение воды через контур питания (на выходе пласта на дневную поверхность или в каком-либо другом месте сообщения пластов). Темп снижения давления в этом случае немного больше, чем в рассмотренном.
Изменение давления при циклической эксплуатации ПХГ можно рассчитывать по формуле (XVI.36).
При эксплуатации ПХГ, создаваемых в ловушках пластовых водонапорных систем или в истощенных месторождениях в условиях водонапорного режима, наблюдается продвижение воды в ПХГ в период отбора газа. Анализ этого явления показывает, что, помимо прочих факторов, продвижение воды зависит от темпа отбора газа. Чем выше последний, тем меньше продвигается контур водоносности за время отбора газа.
Во многих случаях в ПХГ пластового типа продвижение воды в залежь незначительно, режим эксплуатации хранилища - газовый. При создании ПХГ в газовых залежах (ловушках) массивного типа высота подъема подошвенной воды может достигать 8-8,5 м из начальной газонасыщенной толщины 17-18 м В этом случае режим эксплуатации ПХГ упруговодонапорный.
Таблица 73
Основные данные, характеризующие процесс снижения давления в созданном ПХГ после прекращения закачки газа, когда пластовая водонапорная система рассматривается как замкнутый подземный резервуар
г, сут
ДО
п
nr 106, м3
/1, м
К
Fm • 104, м2
F
рт, МПа
<Рг1-Рг2)> МПа
0
0
0,07510
4,23
11,8
0,215
71,0
0.571
8,75
0
63,3
0,01030
0,08540
4,92
12,8
0,233
75.5
0.607
7.53
1,2
126,6
0,00583
0,09123
5,16
13,1
0,238
78,0
0.627
7,175
0,355
139.9
0,00334
0,09457
5,33
13.3
0.242
80,0
0.643
6,94
0,235
Методы определения путей движения газав пласте и потерь газа в процессеподземного хранения
Для изучения путей движения газа в пласте используют различные инертные газы, отличные от компонентов остаточного пластового газа. В качестве инертных газообразных компонентов применяют азот, гелий, аргон, криптон, пропилен, бутилен и др. Эти компоненты закачивают в пласт вместе с газом через скважины, расположенные в сводовой части структуры. В периферийных скважинах периодически отбирают пробы газа на анализ и устанавливают время появления индикатора (инертного газа) в различных скважинах. Тем самым определяют направление и скорость перемещения закачиваемого газа в пористой среде. В некоторых случаях используют радиоактивные газообразные индикаторы, например криптон, ксенон.
Объем газа в пласте-коллекторе ПХГ можно рассчитать тремя методами: объемным; по прямолинейным участкам зависимости средневзвешенного по объему газонасыщенной части хранилища приведенного давления p/z от объема отобранного газа из хранилища Q„ при газовом или водонапорном режимах эксплуатации; по объему вытесняемой из хранилища воды при закачке газа.
Для приближенного определения потерь газа в процессе подземного хранения используют данные замеров объемов закачанного и отобранного газов, а также статических пластовых давлений в конце так называемого нейтрального периода, когда нет ни закачки, ни отбора газа. Кроме того, определяют положение границы раздела газ-вода методом радиометрии скважин (часто используют нейтронный гамма-каротаж) и коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны.
Уравнение материального баланса газа в ПХГ имеет вид
^Qr+a„(n„-Qr)^ = ^Q,+a,(n„-nj^+Q^(XVI.38)
^нРа^вРа ^кРа^вкРа
где рн, рк - средневзвешенные по газонасыщенному объему порового пространства давления соответственно до начала и в конце отбора газа, МПа; ра - атмосферное давление, МПа; рв, рвк - средневзвешенные по обводненному объему газовой залежи давления соответственно до начала отбора и в конце периода отбора, МПа; QH - начальный объем порового пространства ПХГ, занятый закачанным газом, м3; Ц., QK - объемы газонасыщенной (не обводненной) части порового пространства соответственно до начала и после прекращения отбора газа, м3; га, zH, zB, гвк - коэффициенты сверхсжимаемости газа при соответствующих давлениях и пластовой температуре; ан. ак - соответственно начальная и конечная объемные газонасыщенности обводненной зоны, дол. ед.
Из выражения (XVI.38) определим
(XVI.39)
где
(XVI.40)(XVI.40)ак=а0 1,49-ф ^--0,3 V Рв
(XVI.40)
(XVI.40)
Q^ - измеренный объем газа, закачанного в хранилище до начала отбора его, м3; а„ - объемная газонасыщенность обводненной зоны при начальном пластовом давлении; <р - коэффициент, зависящий от темпа отбора газа из залежи.
С другой стороны,
(XVL41)(XVL41)pt=LSpdn=PAlB23i^PAL
(XVL41)
(XVL41)
Q qQi + +...+Qn
По геологическим данным строится график зависимости газонасыщенного объема норового пространства от положения границы раздела газ-вода при остаточной водо- насыщенности 5„, т.е. Q = Q(/z) (см. рис. 208).
Если рассчитанное р^ и измеренное ри давления равны, заметных потерь нет. Если рр > рн, по-видимому, могут быть потери газа. Утечки могут обнаруживаться также по появлению газа и повышению давления в залегающих выше пластах, по выходам газа на поверхность через трещины в горных породах, через заброшенные водяные, нефтяные или газовые скважины.
Потери газа можно оценить по разности между известным объемом закачанного в хранилище газа на начало цикла отбора и запасами газа на эту же дату, подсчитанными по падению пластового давления при отборе газа.
П р и м е р. Определить начальные запасы газа в ПХГ по двум формулам при следующих исходных данных: <п=1,5мкм2: т0 = 0.25; А = 0.6: рск = 4,555 МПа; Гс,= 180К: Т„, = 293 К; 0д = 1130 ■ 106 м3;
= 10,7 МПа; р^ = 8 МПа; Q3 = 2.784 ■ 109 м3; рн/:н = 10.9 МПа.
Объем связанной воды
5п = 0.437 - 0,155 1g (1500/25) = 0.16.
Начальная газонасыщенность
рн = | -0.16 = 0.84.
Коэффициент остаточной газонасыщенности обводненной зоны а0 = (1 - 1,41570.84- 0,25 )0.84 = 0,296.
Фиктивный постоянный объем порового пространства хранилища
Пф = 1130 1 06/( 107 - 80) = 41,8 ■ 106 м3.
Запасы газа в хранилище до начала отбора газа при условии ( pjzjct = const Q3 = 41,8- 106( 107-0,296- 109) = 3,13 109м3.
Относительная погрешность расчета
Оз2,784
109109|6|6Запасы газа в хранилище до начала отбора газа при условии ак = а(У(1 - ао)
109
109
|6
|6
^ =41,8 106-109 1- —-(1-2-0,296) = 2,67-109 м?.
107
Относительная погрешность расчета
8' = (2,67 - 2.784) • 100/2.784 = -4%.
В пределах погрешности вычислений можно утверждать, что подземные потери газа при эксплуатации ПХГ отсутствуют.
Оптимизация технико-экономических показателей ПХГпри упруговодонапорном режиме эксплуатации
К основным технологическим параметрам ПХГ, от которых зависят затраты на его создание и эксплуатацию, относятся объем буферного газа, число и конструкция добывающих скважин, мощность компрессорной станции. Все эти параметры взаимосвязаны. Так, с ростом объема буферного газа уменьшается число добывающих скважин и мощность КС, используемой в процессе отбора газа, но увеличивается мощность КС, требуемая для закачки газа.
Увеличение радиуса скважин, гидродинамически совершенных по степени и характеру вскрытия пласта при постоянной максимально допустимой скорости фильтрации на поверхности забоя скважин, приводит к пропорциональному увеличению их дебита, уменьшению числа скважин, что, в свою очередь, влияет на объем буферного газа и мощность КС.
С другой стороны, использование различных типов компрессоров (поршневых, центробежных или винтовых с разными приводами) вызывает изменение стоимости закачиваемого буферного газа, а следовательно, сказывается на основных параметрах ПХГ.
При работе ПХГ, созданных в ловушках водонасыщенных пластов, вода может вторгаться в ранее газонасыщенный объем порового пространства хранилища, не полностью вытесняя газ из обводняемого объекта. Например, в одном из ПХГ в период отбора газа этаж газоносности сокращается за счет продвижения воды от 17,5-18 до 9-10 м. При этом обводняется до 70% начального газонасыщенного объема хранилища и в зоне обводнения остается свыше 45% объема буферного газа.
На ПХГ приведенные затраты составляют:
по скважинам
ЕКС + Эс = п[Сп(Е +f}) + Рп ], (XVI.42)
по компрессорной станции
^[^кс3 + ^ксо 1+ ^кс, + Эксо^[^кс3 + ^ксо 1+ ^кс, + ЭксоО,ОО38а(£ + /2)О,ОО38а(£ + /2)&ig-^+e,ig^Ро Рг&ig-^+e,ig^Ро Рг+0,0038b+0,0038bftig^+aig^,РоРг ;ftig^+aig^,РоРг ;(XVI.43)(XVI.43)
^[^кс3 + ^ксо 1+ ^кс, + Эксо
^[^кс3 + ^ксо 1+ ^кс, + Эксо
О,ОО38а(£ + /2)
О,ОО38а(£ + /2)
&ig-^+e,ig^
Ро Рг
&ig-^+e,ig^
Ро Рг
+0,0038b
+0,0038b
ftig^+aig^,
РоРг ;
ftig^+aig^,
РоРг ;
(XVI.43)
(XVI.43)
(XVI.44)(XVI.44)по буферному газу £^+^=ад(£+/3),
(XVI.44)
(XVI.44)
где п - число скважин; Сп - стоимость одной скважины (бурение, освоение, обустройство и обвязка); Рп - годовые эксплуатационные затраты на одну скважину (без амортизации); а - удельные капитальные вложения в КС на 1 кВт мощности; Qo - суточный отбор газа из хранилища; Q3 - суточная закачка газа в хранилище; b - годовые эксплуатационные затраты на КС (без амортизации) на 1 кВт мощности; r0, t3 - время работы ПХГ соответственно на отбор и закачку (в дол. ед., за единицу принят цикл работы ПХГ); рг, р'н, р0 - давления соответственно на входе и выходе КС при закачке и на входе КС при отборе газа (давление на выходе КС при отборе равно рг); /ь fb fi ~ нормы амортизации соответственно для скважин, КС и буферного газа, дол. ед.; Сб - стоимость буферного газа; Q6 - объем буферного газа, приведенный к давлению 0,1 МПа и пластовой температуре; Кс, ККСэ, £кс0’ ^^ ~ капитало-
вложения соответственно в скважины, КС, используемую при закачке, КС, используемую при отборе, и буферный газ; Эс, Экс? ЭКС ), Э0б - годовые эксплуатационные затраты соответственно на скважины, КС, используемую при закачке, КС, используемую при отборе, на буферный газ; Е - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
Для условий эксплуатации хранилища при упруговодонапорном режиме объем буферного газа определяется по формуле
ба—[l + aK(V-l)]
& = —^г,(XVI.45)
V —-ак— - —(1-ак)
где Qa - объем активного газа, приведенный к давлению 0,1 МПа и пластовой температуре; рн,рк - давление в хранилище соответственно на начало и конец отбора газа; zH, zK - соответствующие им коэффициенты сверхсжимаемости газа; ак - остаточная объемная газонасыщенность в обводняемой зоне хранилища, дол. ед.; \|/ = = QH/QK - отношение начального газонасыщенного объема порового пространства к конечному.
Из выражений (XVI.42)-(XVI.44) следует, что приведенные затраты на подземное хранение газа, зависящие от числа добывающих скважин, мощности КС и объема буферного газа, можно выразить следующим образом:
Kxxv=nYCn<E*fxVPnA-v^№ME-vf^ &lg" + O— + L Po Pv.
+ 0.0038b ^^^/0+е,1§^-?3
(XVI.46)(XVI.46)+C6(E + /3)'
(XVI.46)
(XVI.46)
При определении давления на входе КС в период отбора рк следует учитывать потери давления газа в пласте, стволе скважины и ее шлейфе. Считая, что КС совмещена с групповым пунктом и пренебрегая потерями давления в аппаратах подготовки газа, можно записать
РоРо(XVI.47)(XVI.47)\р2-Ад-(В^ + Вше25У
Ро
Ро
(XVI.47)
(XVI.47)
Уe2S
где Л, В, 0, г25. Вт - коэффициенты, учитывающие потери давления соответственно в пласте (Л. В), по стволу (0, е25) и в шлейфе (Вш) скважины.
Число добывающих скважин, необходимое для обеспечения заданного суммарного дебита по хранилищу за сутки в заключительный период отбора газа, зависит от конечного давления рк.
При нелинейном законе фильтрации газа в пласте и постоянной максимально
(XVI.48)(XVI.48)A&.Q, п п‘A&.Q, п п‘2,2,н 2К утГ п5 Vн 2К утГ п5 V12г-^(1-ак) Е+Д +12г-^(1-ак) Е+Д +0,0038&(вД + а/2+Ч)0,0038&(вД + а/2+Ч)2,ЗиС„2,ЗиС„Ц + ак(у-1)]Ц + ак(у-1)]
(XVI.48)
(XVI.48)
A&.Q, п п‘
A&.Q, п п‘
2,
2,
н 2К у
тГ п5 V
н 2К у
тГ п5 V
12г
-^(1-ак) Е+Д +
12г
-^(1-ак) Е+Д +
0,0038&(вД + а/2+Ч)
0,0038&(вД + а/2+Ч)
2,ЗиС„
2,ЗиС„
Ц + ак(у-1)]
Ц + ак(у-1)]
Рис. 211. Зависимость Дл) от числа добывающих скважин п
допустимой скорости фильтрации на забое скважины, когда д2 - р3 = Aq + Bq2, q = Cp3--Qoln, выражение для рк имеет вид
Здесь q - суточный дебит скважины; р3 - забойное давление; С - коэффициент, определяемый постоян
ным градиентом давления или допустимой скоростью фильтрации на забое скважины.
Для определения оптимального соотношения числа добывающих скважин, мощности КС и объема буферного газа, при котором в условиях упруговодонапорного режима эксплуатации хранилища достигается минимум приведенных затрат, найдем первую производную dK^dn и приравняем ее к нулю. При этом произведением прп можно пренебречь, поскольку оно незначительно зависит от числа скважин п. Тогда для нелинейного закона фильтрации газа в пласте получим
2С„
(XVI.49)
Для линейного закона фильтрации газа в пласте в формуле (XVI.49) коэффициент В = 0.
Уравнение (XVI.49) решается графоаналитическим методом или с помощью ЭВМ. В первом случае строится график в координатах п-Дп), представленный на рис. 211, где/(н) - выражение, стоящее в правой части уравнения; вычислив выражение, стоящее в левой части уравнения, по графику находим число скважин, а затем - объем буферного газа и мощность КС, при которых приведенные затраты на ПХГ минимальные.
Пример. Рассмотрим порядок расчетов по определению оптимального соотношения числа добывающих скважин, мощности КС и объема буферного газа при упруговодонапорном режиме эксплуатации ПХГ. Критерий оптимальности - минимальные приведенные затраты на хранение газа. Исходные данные для расчета: ПХГ образует залежь массивного типа в ловушке, для которой известна зависимость ее газонасыщенного объема от этажа газоносности, пласт-коллектор толщиной 100 м залегает на глубине 850 м и представлен рыхлым песчаником пористостью 0,28, проницаемостью в газонасыщенной части 2 мкм2 и в водонасыщенной 2,5 мкм2, коэффициент объемной упругости воды и породы равен 0,1055 • Ю^МПа-1; вязкость пластовой воды 1 мПа ■ с; пластовая температура 293 К; рн = 9,4 МПа; рГ = 4 МПа; 0а = 1,35 ■ 109 м3; Со = бз = 8 ' Ю6 м3/сут;/[ = 0,03; /2 = 0,1 ;/3 = 0.02; а = 225 р./кВт; b = 41 р./(кВт/год) (компрессоры поршневые типа 10ГКН); Сп = 1,3 • 105 р./скв; Сб = 6 10"3 р./м3; В = 0,15; t3 = t0 = 0,5 года (в ценах 1985 г.).
Примем, что фильтрация газа в пласте происходит по линейному закону (В = 0), а эксплуатация скважины - при постоянном градиенте давления, при котором депрессия равна 2 МПа.
А = 0,0021 МПа2 • сут/м3; С = 2000 м3 ■ МПа/сут.
Вначале выполняют расчеты по вторжению пластовой воды в ПХГ при отборе газа, в результате которых находят QK и затем отношение хр = U^t...
Эти расчеты рекомендуется проводить по методике, учитывающей изменение остаточной газонасыщен- ности и фазовой проницаемости для воды в обводняемой зоне хранилища.
Методика позволяет находить текущее положение контакта газ-вода (сокращение в процессе отбора газа среднего радиуса газовой зоны для пластовой залежи и этажа газоносности для залежи массивного типа), а также учитывать анизотропность пласта, если известны средние значения его проницаемостей в вертикальном и горизонтальном направлениях.
Полагая при первом приближении, что £)н = 2@arK//iH. получим: при QH - 23.4 106 м3 QK = 7.8 ■ 106 м3. Тогда щ = QH/QK = 3. Находим, что выражение, стоящее в левой части уравнения (XVI.49). равно 183,26.
Для построения графика в координатах и = Дл) найдем несколько значений правой части уравнения (XVI.49) для произвольных значений н. Так, при л = 5 2 jbn = 215.44; при ч =46 j'OO = 167. 3: при и = 5 0 fUb = 192.85. По графику находим, что значению /(/г) = 183,26 соответствует « = 49 (см. рис. 211). Для этого значения п по формуле (X VL48) определяем, что рк = 8,37 МПа, а по формуле (XVI.45) Qr, = 1.48 ■ 109 м3. Затем уточняем значения QK и QH.
QK == 8.19 ■ К)6 м?:
^(1-«к)
Qh = VQK = 24.57 ■ 106м3.
Если полученное значение QH равно или меньше объема ловушки хранилища по газу, а (2К не меньше допустимого предела обводнения хранилища, обусловленного обеспечением безводной эксплуатации сводовых скважин, то расчет можно продолжать.
В случае, если QH превышает объем ловушки или QK меньше допустимого предела, следует сократить объем активного газа Qa или отказаться от выполнения условия организации ПХГ при минимальных приведенных затратах, т.е. пойти на менее экономичный вариант.
Определим необходимую мощность компрессорной станции ПХГ при закачке газа в хранилище.
Максимальная степень сжатия при рн = 10,5 МПа в конце закачки газа составляет 2,6, расчетная мощность КС на закачку газа V’kc ~ 12,74 103 кВт. Поскольку мощность одного агрегата 10ГКН равна 1100 кВт, следует установить 12 афегатов суммарной мощностью 13 200 кВт.
Проверим, нужно ли использовать КС при отборе газа. Для этого по формуле (XVI.47) найдем, что р0 = 7,22 МПа. Поскольку ро >/у, КС при отборе не используется.
Расчетные капиталовложения составили: в скважины - 6,37 млн р„ в КС - 2.97 млн р.. в буферный газ - 8,88 млн р., а годовые эксплуатационные затраты - соответственно 229,32: 567,5 и 177.6 тыс. р. Суммарные годовые эксплуатационные затраты равны 974.52 тыс. р.. приведенные затраты по хранению газа составляют 3,7 млн р.
При проведении оптимизационных расчетов на стадии проектирования ПХГ с помощью выражения (XVL49) можно также исследовать влияние диаметра добывающих скважин, степени и характера вскрытия скважинами пласта, типа компрессорного агрегата (поршневого, центробежного) и различной удельной стоимости буферного газа на технико-экономические показатели ПХГ. По настоящей методике исследовалось влияние на технико-экономические показатели ПХГ типа компрессорного агрегата, степени подвижности пластовых вод и удельной стоимости буферного газа. Было установлено, что наибольшее влияние оказывают степень подвижности пластовых вод и удельная стоимость буферного газа. При этом объем активного газа - заданная постоянная величина.
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ЖИДКИХ ГАЗОВ
В ПУСТОТАХ
ПХГ в непроницаемых горных породах - это естественная или искусственно созданная полость (емкость) в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудованием, обеспечивающим прием, хранение и отбор продуктов.
Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, этан, этилен и т.д.) или жидком (пропан, бутаны, бензин, дизельное топливо и т.д.) состоянии.
500
ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки), в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, таких, как гипс, ангидрит, гранит, глина и т.д., в заброшенных шахтах, карьерах или других горных выработках, в плотных горных породах специальными методами (ядерные взрывы и др.).
Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища в отложениях каменной соли. Около 90% всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Возможность и технико-экономическая целесообразность создания ПХГ этого типа обусловлены специфическими физико-химическими свойствами каменной соли и условиями ее залегания.
Строение отложений каменной соли различно - это массивы, купола, штоки, линзы и пласты различной толщины при разных углах падения. Отложения каменной соли либо полностью состоят из минерала галита ("чистая соль"), либо содержат включения: прослои и линзы ангидритов, гипса, карбоната кальция и других минералов и пород.
Химический состав галита: 39,39% Na и 60,61% С1. Молекулярная масса - 58,44, плотность 2,1-2,2 г/см3, твердость по шкале Мооса - 4,0-2,5. Галит бесцветен, прозрачен и имеет стеклянный блеск. В зависимости от вида и количества примесей соль окрашивается в желтый, розовый, красный, бурый, коричневый и зеленый цвет.
Месторождения каменной соли широко распространены по всей территории нашей страны. Глубина залегания каменной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м. Чаще всего открытые месторождения залегают на глубинах 100-1000 м.
ЛИТЕРАТУРА
Абдулвагабов А.И. О режимах движения жидкостей и газов в пористой среде И Изв. вузов. Нефть и газ. 1961. №2. С. 79-85.
Абдулвагабов А.И. О законе движения жидкостей и газов в пористой среде // Там же. 1961. № 4. С.83-89.
Адамов ГА. Движение реальных газов в наклонных трубах и расчет забойного давления в газовых скважинах И Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1953. С. 183-231.
Амике Д., БассД., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Пер. с англ. М.: Гостоптехиздат, 1962.
Аристов В.А., Залепукин В.И., Рассохин ГВ. Газоотдача при разработке залежей с низкопроницаемыми коллекторами//Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: ВНИИгаз. 1987. С. 128-132.
Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. 303 с.
Бузинов С.Н., Чельцов В.Н. Прогнозирование технологических показателей разработки месторождения по данным эксплуатации скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. Вып. 2. С. 9-16.
Букреева Н.А. Метод определения продуктивной характеристики "средней" скважины с использованием уравнения корреляционной связи дебита и эффективной мощности // Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИгаз. 1976. С. 58-66.
Букреева НА., Поляков Ю.А. Неоднородность распределения коэффициента фильтрационного сопротивления И Гэм же. С. 117-130.
Васильев Ю.Н., Черных В.А. Вариационные принципы и, методы решения задач теории фильтрации Ц Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИгаз, 1972.
Вассоуф Х.А. Исследование фильтрационных течений в анизотропных трещиноватых средах в приложении к определению фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа: Автореф. дис.... канд. техн, наук. М., 1994.
Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука. 1964.
Галлиулин З.Т., Одишария Г.Э., Изотов Н.И. Холодильные установки в системах магистрального транспорта газа. М., 1980. (Обзор, информ. / ВНИИЭгазпром. Сер. Важнейшие науч.-техн. пробл. газовой пром-сти; Вып. 2).
Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.
Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.
Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.
Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Методы исследования фазового поведения природных углеводородных смесей. М.: ВИНИТИ, 1978.
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров Н.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975.
Джалилов З.И. Экспериментальное исследование газоотдачи неоднородных пластов при высоких давлениях: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Баку, 1987.
Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.; Недра, 1970. 239 с.
Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975. 215 с.
Жиденко Г.Г. Исследование фильтрации газожидкостных смесей в пористой среде при больших газо- насыщенностях: Автореф. дис.... канд. техн. наук. М„ 1977.
Жиденко Г.Г. Проблемы герметичности скважинных систем // Газовая пром-сть. 1992. № 3. С. 29-30.
Забродин П.И., Раковский НЛ., Розенберг МД. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968.
Закиров С.Н., Рункель ГЕ. Определение параметров "средней" скважины //Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1976. С. 89-96.
Зотов Г.А. Особенности математического моделирования фильтрации газа в слоистом пласте // Научно-технические проблемы освоения месторождений природного газа Западной Сибири. М.: ВНИИгаз, 1983. С. 117-130.
Зотов Г.А., Кормишин А.К. Опыт проведения газодинамических исследований скважин в карбонатных породах большой мощности // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. Вып. 4. С. 46.
Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газодинамические методы исследований газовых скважин. М.: Недра, 1970. 189 с.
Иванчук А.П. Разработка акустико-гидродинамического метода исследования коллекторов нефти и газа: Дис. ... канд. техн. наук. М., 1990.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / З.С. Алиев, Е.С. Абрамова, С.А. Андреев и др. М.: Недра, 1980. 301 с.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / Под ред. З.С. Алиева, Г.А. Зотова. М.: Недра, 1971. 208 с.
Катц Д., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. 676 с.
Кашпаров М.М. Методы осреднения фильтрационных коэффициентов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1978. Вып. 12. С. 23-27.
Кашпаров Ю.М. Процесс турбулизации газового потока в пористой среде // Геотехнологические проблемы разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИгаз, 1992. С. 192-199.
Кондрат Р.М. Регулирование процесса заводнения газовых залежей // Реф. сб. РиЭГиМНМ / ВНИИЭгазпром. 1982. Вып. 12. С. 8-11.
Коротаев Ю.П. Вопросы исследования газовых скважин // Развитие газовой промышленности СССР. М.: Гостоптехиздат, 1960. С. 136-149.
Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1968. 426 с.
Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления // Газовая пром-сть. 1988. № 7. С. 39-41.
Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита И Там же. 1989. № 6. С. 40-41.
Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. М., 1991. 75 с. (Обзор, информ. / ВНИИЭгазпром. Сер. Разраб, и эксплуатация газовых и газоконденсат, месторождений).
Коротаев Ю.П., Грдзелова КД. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1983.
Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981. 294 с.
Коротаев Ю.П., Панфилов М.Б. Разработка методов определения параметров пористой среды по данным о ее микроструктуре // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Газпром, 1993. С. 42.
Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.
Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1948. 296 с.
Лапук Б.Б. Некоторые вопросы научных основ разработки газовых месторождений // Развитие газовой промышленности СССР. М.: Гостоптехиздат, 1960. С. 150-172.
Левыкин Е.В. Технологический режим работы газовых скважин: Дис.... канд. техн. наук. М., 1951.
Макушев Ф.И. Определение усредненных коэффициентов фильтрационных сопротивлений Ц Раз-
работка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М/. ВНИИЭгазпром. 1976. Вып. 2. С. 1 1-17.
Мархасин ИЛ. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра. 1977.
Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Л.: Гостоптехиздат, 1949. 627 с.
Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторожденний / Ю.П. Коротаев. Г.А. Зотов. К.Д. Кичиев и др. М.: Недра. 1966.
Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах // Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. М.: Гостоптехиздат. 1951. С. 3-19.
Михайловский А.А. Анализ методов определения характеристик ' средней" скважины Ц Газовая пром-сгь. 1978. № 8. С. 61.
Нанивский Е.М. Определение продуктивной характеристики "среднерасчетной" скважины для неоднородных газовых месторождений И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. 1977. Вып. 7. С. 15-20.
Николаев О.В. Влияние микроструктуры пористой среды на фильтрационные параметры // Разработка газовых месторождений с АВПД. М.: ВНИИгаз. 1985. ( ’. 20-27.
Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра. 1984.
Павлюх И.С. К методике осреднения коэффициентов фильтрационного сопротивления при проведении прогнозных газодинамических расчетов разработки залежи // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. 1975. Вып. 7. С. 21-24.
Петров Г.В., Абрамов В.Н. Результаты исследований капиллярной пропитки низкопроницаемых карбонатных пород // Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: ВНИИгаз. 1987. С. 15-21.
Пипко М.Р., Тельнова Н.М., Макушев ФИ. Обработка на ЭВМ результатов исследований скважин при стационарном режиме фильтрации газа П Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1975.
Поляков Ю.А. Анализ изменчивости коэффициента продуктивности газовых скважин М Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. ВНИИЭгазпром. 1976. Вып. 2. С. 17-22.
Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра. 1977.
Радченко И.В. Молекулярная физика. М.: Наука. 1965.
Результаты проектирования схем обустройства Уренгойского месторождения на ЭВМ / П.Ф. Бура- кевич, Н.Д. Астахов. В.Е. Веселовский и др. б Газовая пром-сть. 1980. № 1 С. 14-16.
Рейтенбах Г.Р. Учет разнодебитности скважин при проектировании разработки крупных газовых месторождений Ц Там же. 1973. № 3.
Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия углеводородных систем на ЭЦВМ: Таблицы констант равновесия. М.: ВНИИгаз. 1972.
Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра. 1978.
Рид Р.. Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М.: Химия. 1983.
Савченко В.В. Влияние геологических и промысловых факторов на конечную газоотдачу месторождений И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. 1975. С. 48.
Саттаров М.М.. Пономарев А.И. Новый метод расчета средних дебитов скважин при проектировании разработки газовых месторождений И Газовая пром-сть. 1974. № 6. С. 31—35.
Славинский В.П. Шероховатость трубопроводов Н Магистральный транспорт природного газа. М.: ВНИИгаз. 1989. С. 52-57.
Степанов И.Г.. Фиш МЛ. Определение параметров "средней" скважины. М.: ВНИИгаз. 1974. Вып. 1.
И. Стрижов И.Н.. Ходанович И.Е. Добыча газа. М.: Гостоптехиздат. 1946. С. 204-206.
Система проектирования схем обустройства газового месторождения на ЭВМ / В.Р. Хачатуров. Н.Д. Астахов. П.Ф. Буракевич и др. // Газовая пром-сть. 1979. № 3. С. 32-34.
Судьи БД.. Горюнов Ю В. Физико-химические основы смачивания и растекания. М.: Химия. 1976.
Темнели Ф.Г.. Горгель Е.П. Прогноз параметров процесса добычи и транспорта газа при бесштуцер- ной компрессорной эксплуатации газового месторождения Н Газовое дело. М/. ВНИИОЭНГ. 1967. № 8.
Тетерев И.Г., Курбанов О.С. Алгоритм обработки на ЭВМ кривых нарастания забойного давления без учета притока // Межвузов, темат. сб. ТГУ. 1976. Вып. 50. С. 101-106.
Требин Г.Ф. Влияние взаимодействия жидкостей и газов с поверхностью пористых сред на их проницаемость Ц Физика и термодинамика пласта. М.: Гостоптехиздат, 1958. С. 122-136. (Тр. ВНИИнефть; Вып. 15).
Уляшев В.Е., Истомин Г.Д. Результаты исследований вытеснения газа и конденсата водой из карбонатных пород//Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: ВНИИгаз, 1987. С. 22-29.
Фиш МЛ., Титова Т.Н., Герман Л.П. Применение многофакторного корреляционного анализа для оценки влияния различных факторов на конечный коэффициент газоотдачи И Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИгаз, 1976. С. 105-107.
Фиш МЛ., Герман Л.П., Титова Т.И., Степанов Н.Г. Анализ влияния различных факторов на конечный коэффициент газоотдачи // Разработка газовых месторождений, транспорт газа, промысловая и заводская обработка газа. М.: ВНИИгаз, 1974. Вып. 2. С. 24-30.
Фык И.М. Комплексный подход к прогнозированию и оценке конечной газоотдачи в условиях обводнения коллекторов // Нефтяная и газовая промышленность. Киев: Техника, 1979. Вып. 3. С. 31-34.
Фык И.М. Влияние параметров пористой среды на остаточную газонасыщенность Ц Газовая пром-сть. 1981. № 1. С. 18-19.
Ханин А .А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.
Ширковский А.И. Определение коэффициентов разонасыщенности и газоотдачи обводненной зоны газовых месторождений // Разработка и эксплуатация месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1964. Вып. 48. С. 138-160.
Ширковский А.И. Новые методы расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых залежей и подземном хранении газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1967. 74 с.
Ширковский А.И. Определение и использование физических параметров пористой среды при разработке газоконденсатных залежей. М.: ВНИИЭгазпром, 1971. 47 с.
Ширковский А.И. Вопросы теории и практики разработки газовых месторождений при водонапорном режиме. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. 68 с. (Газовое дело).
Ширковский А.И. Интерпретация газодинамических исследований газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1977. 32 с.
Щелкачев В.Н. Краткий анализ исследований, посвященных определению верхней границы закона фильтрации Дарси // Упругий режим фильтрации и термодинамика пласта. М.: Недра, 1972. С. 3-12. (Тр. МИНХ и ГП; Вып. 94).
Щелкачев В.Н. Критический анализ исследований, посвященных определению верхней границы закона фильтрации Дарси Ц Избр. труды. М.: Недра, 1990. С. 395-407.
Щелкачев В.Н.,Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.; Л.: Гостоптехиздат, 1949. 523 с.
Юркие Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды // Нефт. хоз-во. 1994. № 6. С. 36-40.
Атух J.W., Bass D.M., Whiting R.L. Petroleum reservoir engineering, physical properties. N.Y.: McGrow- Hill, 1988. 610 p.
Behrenbuch P., Kozma G. Interpretation of results from well testing gas condensate reservoirs: Comparison of theory and field cases SPE 13185 //The 59th Annu. Techn. Conf, and Exhibition. Houston (Tex.), 1984.
Bergman D.F., Тек M., Katz D.L. Retrograde condensation in naturae gas pipelines: Project PR-26-69 of the Pipeline Research Committee / AGA of the Univ, of Mich. 1975. 498 p.
Celier G.C., Jouauit P., Montigny О A. Zuidwal: A gas field development with horizontal wells, SPE 19826// The 64th Annu. Techn. Conf, and Exhibition of the SPE. San Antonio (Tex.), 1989. P. 591-606.
Coats K.H. An approach to locating ne w wells in heterogeneous gas producing fields // J. Petrol. Technol. 1969. May. P. 549-558.
Davies G.W., Gamble 1JA., Heaviside J. Field-wide variations in residual oil saturation in North Sea sandstone reservoir, SPE 19851 //The 64th Annu. Techn. Conf, and Exhibition of the SPE. San Antonio (Tex.), 1989.
Frick T.C. Petroleum production hand book. Vol. 2. Reservoir engineering. N.Y.: McGrow-Hill, 1962.
Hawkins J.M., Luffel D.L., Harris T.G. Capillary pressure model predicts distance to gas/water, oil/water contact // Oil and Gas J. 1993. Jan.
Katz D.L., Lady E.R. Compressed air storage. Ann Arbor (Mich.), 1976.
Kunskraa VA. Natural gas from low permeability formations H Intern. Gas Union, Meeting of the Councie. Prague, 1987.
Land C.S. Comparison of calculated with experimental Imbibition relative permeability, SPE 3360 // The Rocky Mountain Regional Meeting of the SPE of AIME. Billings (Mont), 1971.
Nakornthap K„ Evans R.D. Temperature dependent relative permeability and its effect upon oil displacement by thermal methods, SPE 11217 // The 57th Annu. Fall Techn. Conf, and Exhibition of the SPE of AIME. New Orleans (La.). 1982.
Ramey HJ., Kumar A., Gulati M.S. Gas well test analysis under water-drive conditions. Stanford, 1973.
Rosenwald G.W., Green D.W. A method for determining the optimum location of wells in an underground reservoir using mixed integer programming, paper N SPE 3981 H The 47th Annu. Fall Meeting of the SPE of AIME. San Antonio (Tex.), 1972.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Инструкция
по исследованию на газоконденсатностьнизкодебитных разведочных скважини аналитическим методамобработки результатов
ОГЛАВЛЕНИЕ К ПРИЛОЖЕНИЮ
Глава /
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 510
Деление газоконденсатных скважин на группы 510
Методы определения минимально-необходимого дебита и скорости газа на забое скважины (в
башмаке НКТ) для полного выноса конденсата с забоя газоконденсатной скважины 511
Выбор сепаратора, хроматографа, мерных емкостей для проведения газоконденсатных исследований 512
Гпава II
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАЗВЕДОЧНЫХ
СКВАЖИН 513
Исследование высокодебитных скважин первой группы 513
Исследование низкодебитных скважин второй группы 514
Измерение конденсатогазового фактора (КГФ) 517
Определение с помощью портативного хроматографа ХТ-8 состава газа сепарации в точке отбора 517
Определение плотности дегазированного при атмосферных условиях углеводородного конденсата 517
Определение высоты столба жидкости в затрубном пространстве на забое скважины 518
Глава III
АНАЛИТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА СОСТАВА ПЛАСТОВОГО ГАЗА 519
Глава IV
ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГРУППОВОГО СОСТАВА
СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА С5+ И ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТЕ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ МАЛОДЕБИТНЫХ РАЗВЕДОЧ
НЫХ СКВАЖИН 521
Расчетный метод определения группевого состава стабильного конденсата 521
Расчетный метод определения коэффициента конденсатоотдачи (или потерь конденсата в
пласте) при газовом режиме эксплуатации залежи (Ор = const) 522
ЛИТЕРАТУРА К ПРИЛОЖЕНИЮ 530
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Деление газоконденсатных скважин на группы
Все газоконденсатные скважины, которые исследуются для определения состава пластового газа, можно разделить на две группы.
К первой группе относятся скважины, при исследовании которых выполняются требования, сформулированные в "Инструкции по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа" или в главе VII "Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность" "Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" [6].
Основные требования к скважинам первой группы:
большой дебит, при котором с забоя скважины выносится вся жидкость в поверхностный сепаратор: VHKt(G) > ^мнс(Смнд);
небольшая депрессия при этом дебите, не превышающая 15% начального пластового давления, Др = рп-р3 < 0,15рп;
скважина работает устойчиво, без пульсаций дебита и давления на головке скважины;
при этом дебите кристаллогидраты не образуются ни в призабойной зоне пласта, ни в перфорационных каналах, ни в НКТ;
твердая фаза (парафины, смолы, сера) не образуется ни в призабойной зоне пласта, ни в перфорационных каналах, ни в НКТ;
пакер (если установлен) и НКТ должны быть герметичны.
Вторая группа газоконденсатных скважин - все остальные скважины, где не выполняется хотя бы одно требование к скважинам первой группы: это скважины низкодебитные, работающие при больших депрессиях (рн-р3 = Др > 0,15рп), с пульсациями дебита и давления, на забое скважин непрерывно находится жидкость, которая не может быть вынесена в поверхностный сепаратор даже при минимальном давлении газа на головке скважины.
Настоящая инструкция полностью учитывает требования, изложенные в работах ВНИИгаз [6, с. 213]: необходимо сокращать продолжительность исследований на газоконденсатность с целью охраны окружающей среды, рационального использования природных ресурсов, экономии финансовых и материальных средств на проведение исследований.
В инструкции используются:
современные достижения физической химии в области аналитических методов расчета парожидкостного равновесия [1, 12] и современные вычислительные средства - ПЭВМ;
малогабаритные портативные хроматографы для определения компонентного состава газа на промысле в точках отбора, например ХТ-8, разработанные в УкрНИИгаз [7, 13];
пробы газа и жидкости сепарации не транспортируются на большие расстояния в лаборатории НИИ;
расчет компонентного состава пластового газа производится на промысле с помощью ПЭВМ.
Методы определения минимально-необходимого дебитаи скорости газа на забое скважины (в башмаке НКТ)для полного выноса конденсата с забоягазоконденсатной скважины
В скважине, не оборудованной пакером, дебит газа, при котором весь конденсат выносится с забоя, можно определить путем измерений дебитов, соответствующих им давлений газа в затрубном пространстве рзт и на забое скважины р3, плотности конденсата в забойных условиях рк, построения графика зависимости высоты столба конденсата h от дебита h = h(Q) [10,12].
Дебит, при котором столб конденсата в затрубном пространстве отсутствует (А = 0), принимается за минимально-необходимый.
Расчет высоты столба конденсата производится по формуле
0,0314Д(Л-А)
Рз=Рззе ^+Рк<?А’С1)
h из равенства (1) определяется путем подбора. Определив h для различных дебитов, строим график зависимости h = h^QX изображенный на рис. 1.
При известных коэффициентах фильтрационных сопротивлений Ай В минимальнонеобходимую скорость VMHC и дебит 0мнд газа РДЯ полного выноса конденсата можно определить путем совместного решения уравнений
Рп ~ Рз = ^СмНД + Я0МНД ’(2)
VMHC = 10(45 - 0,0455?,У'4 р,-1'2,(3)
где VMHC - в м/с, р„, р,-в кгс/см2, и
ймнд=^мнс^--^^-0,864 105 сг.м’/сут,(4)
4 ^РсДст
где d - внутренний диаметр НКТ, м.
Подставив УМнс из выражения (3) в уравнение (4), а бмнд - в уравнение (2), путем подбора определяем р3 и затем VMHC и Смнд-
Пример. Определить минимально-необходимый дебит Смнд Для полного выноса углеводородного конденсата с забоя скв. 58 пласта БУ-14 Уренгойского газоконденсатного месторождения при следующих исходных данных: рп =31,5 МПа, А = = 43-Ю"2 (сут/тыс.м3) МПа2; В = 3,0910"7 (сут/тыс.м3) МПа2; Т3 = 357 К; Тст = 293 К; <7Нкт = 0,0625 м; z3 = 0,938; zCT = 1; р„ = 0,1 МПа.
==
мнд4-357 1 0,9383’
= 2,32-103р31/2(45-0,0455р3)1/4;
99000 - р32 = 43 • 10"3 • 2,32 ■ 103 р31/2(45 - 0,0455р3),/4 +
+ 3,09 • 10"9 • 5,3 8 • 106 (45 - 0,0455р3 )1/2 р3.
Подбором определим р3 = 30,82 МПа, VMHC = 1,32 м/с, 0мнд = 96 тыс.м3/сут.
Рис. 1. Зависимость высоты столба конденсата в затрубном пространстве скважины h от дебита газа Q
Выбор сепаратора, хроматографа,мерных емкостей для проведения газоконденсатных исследований
К сепараторам, используемым при газоконденсатных исследованиях скважин, предъявляются следующие требования:
небольшие масса и габариты;
коэффициент сепарации должен быть высоким: Кс > 0,95;
наличие уровнемерного стекла для точного измерения объема насыщенного конденсата;
проведение исследований при следующих параметрах: пределы изменения дебита газа 10 000-500 000 м3/сут, давлений в сепараторе - 1-10 МПа, температур газа в сепараторе -40 -ь +40°С.
К хроматографам, используемым при газоконденсатных исследованиях скважин для определения компонентного состава газа в месте его отбора, предъявляются следующие требования:
небольшие масса и габариты, перенос одним или двумя специалистами;
использование для исследования плазменно-ионизационного детектора (вместо детектора по теплопроводности по ГОСТ 23781-79) для повышения чувствительности по углеводородным компонентам до 10"4%;
схема хроматографа допускает обратную продувку, ввод пробы газа дозой и шприцем, использование при работе двух параллельных колонок;
использование в процессе анализа программированного нагрева хроматографических колонок для получения данных о содержании в газах гексанов, гептанов, октанов и нонанов.
Хроматографы с такими возможностями разработаны в УкрНИИгаз (ХТ-8 и др.) [7, 13].
К измерительным емкостям выветренного (условно стабильного) конденсата, используемым при газоконденсантных исследованиях скважин, предъявляются такие требования:
достаточный объем для измерения полученной в сепараторе жидкости за 3 сут непрерывной работы;
наличие измерительного оборудования и приборов измерения объема жидкости с погрешностью ±(0,1-0,2)% суточного количества жидкости;
наличие уровнемерного стекла или сливных краников, позволяющих определять границы раздела и объемы различных жидкостей, получаемых из скважины (воды, нефти, конденсата, диэтиленгликоля);
сброс паровой фазы при изменении атмосферного давления и температуры в факельную линию.
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
Исследование высокодебитных скважинпервой группы
Исследования скважин первой группы проводятся согласно инструкциям [5] или [6].
Минимально-необходимый дебит для полного выноса капель жидкости с забоя скважины в поверхностный сепаратор определяется по методике, описанной в п. 2 главы I. Определенный БАЛАНСОВЫМ методом ВНИИгаз состав газа, поступающего из скважины в сепаратор, ПРИНИМАЕТСЯ ЗА СОСТАВ ПЛАСТОВОГО ГАЗА.
Аналитический метод расчета состава газа,пост^пакпцего в промысловый сепаратор
При проведении газоконденсатных исследований необходимо соблюдать требования экологии, рационального использования пластового сырья, экономики, стремиться к сокращению продолжительности исследований.
При этом следует использовать: 1) современные достижения физической химии в области аналитических методов расчета парожидкостного равновесия и современные вычислительные средства - ПЭВМ; 2) малогабаритные портативные хроматографы для определения компонентного состава газа на промысле в точках отбора, например ХТ-8, разработанные в УкрНИИгаз; и соблюдать следующие требования: 1) пробы жидкости и газа сепарации не транспортировать на большие расстояния в НИИ; 2) расчет компонентного состава газа производить на промысле с помощью ПЭВМ.
Заданы: состав газа сепарации Еу, = 1; давление рс и температура газа Тс в сепараторе; расходы нестабильного конденсата Q^ и газа сепарации Qr; плотность условно стабильного (выветренного при атмосферных условиях) конденсата Рс5+ и его молекулярная масса MCsv
Определить состав газа, поступающего в сепаратор на разделение Ez, = 1.
Порядок расчета.
Определяем константы фазовых равновесий компонентов по формуле
is
К,К,—'-еv сРс—'-еv сРс(5)(5)
К,
К,
—'-еv с
Рс
—'-еv с
Рс
(5)
(5)
Определяем состав равновесной жидкой фазы в сепараторе:
х, = ^/К,
Рассчитываем псевдокритические параметры остатка С5+: v = pc5+/^c5+;
РкР.с5+ = 446,25\д МПа; ГкрС5+ =979,29-6,455 104VK;
ZS^Eil = 2 !898 _ оД785 (Z*^.) + о,00685 ГZ^^lI ;
513513Ткип( 100 )( 100 J
513
513
17 О.М. Ермилов и др.
-1;-1;
-1;
-1;
_ 3 ^кр. С 5+J
)g ^Ws4
Ратм ^крСч
Гкип
гкр.с^ =0,2918 - 0,0928и-кр.С51;
= 4cA.Cs* смз/моль
Р 5+ Р«р.сн
Определяем псевдокритические параметры нестабильного конденсата:
Ркр. ж — X xi Ркр. i ’ ^кр. ж = X xi ^кр. i' ^ж = ^Х(М;, Укр ж = ^ X, VKp {.
Рассчитываем приведенные параметры нестабильного конденсата в сепараторе:
Рпр = Рс / Ркр. Ж ’ ^пр = ^V ^р. Ж ’ ^ = Рпр 1 ^пр •
Вычисляем приведенную плотность нестабильного конденсата:
если D < 5,
рпр = 2,83-O,14D;
если D > 5,
рпр = 1,465 + OJ33D.
Определяем плотность нестабильного конденсата:
Рпр^ж , з
РрсЛ = V— Г/™ '
ккр. ж
Рассчитываем число молей газа и жидкости сепарации:
^г = бг/24,04 моль/сут;
6жРрс,Гс,
^ж =м оль/ СУТ-
Вычисляем молярную долю паровой фазы в сепараторе:
v = ntknv*n^.
Рассчитываем состав газа, поступающего в сепаратор:
z^y^X-VY
В том случае, если на забое скважины нет жидкости, депрессия <15% величины пластового давления, состав газа, поступающего в сепаратор, принимается за состав пластового газа.
Исследование низкодебитных скважинвторой группы
Для проведения газоконденсатных исследований низкодебитных скважин на скважине монтируется сепарационная установка, удовлетворяющая требованиям Росгор- технадзора. Принципиальная схема такой установки изображена на рис. 2.
Газ из скважины через штуцер 2 поступает в сепаратор 3, в котором происходит разделение паровой и жидкой фаз. Расход нестабильного конденсата определяется по уровнемерному стеклу, расход выветренного при атмосферных условиях условно
75-25^
Рис. 2. Схема обвязки устья низкодебитных разведочных скважин при газоконденсатных исследованиях
1 - скважина; 2 - штуцеры; 3 - сепаратор; 4 - расходомер; 5 - байпас; б - факельная линия; 7 - крепления газопроводов; 8 - заземление сепаратора; 9 - предохранительная пластина; 70 - замерная емкость; 11 - уровнемерное стекло
стабильного конденсата, коэффициент усадки нестабильного конденсата, плотность условно стабильного конденсата определяются путем измерения в емкости 4 или путем отключения сепаратора и снижения давления в нем до атмосферного [10]. Расход газа измеряется с помощью ДИКТ.
Трубопровод от скважины до сепарационной установки и факельная линия должны быть закреплены.
Во избежание образования статического электричества установка должна быть заземлена.
Сепарационная установка должна быть снабжена предохранительной пластиной, разрывающейся при давлении, превышающем максимально допустимое давление газа в сепараторе на 10%.,
Сепарационная установка должна позволять:
устанавливать различные давления и температуры газа в сепараторе;
измерять давления и температуры газа в сепараторе;
измерять расход жидкой фазы (воды и конденсата) при заданных давлении и температуре в сепараторе, а также при атмосферных условиях;
измерять расход газа после сепарации его от жидкости;
отбирать пробы газа и жидкости сепарации при давлении и температуре в сепараторе.
Порядок проведения исследований.
Скважину исследуют на двух-трех дебитах. В ДИКТ устанавливают измерительную диафрагму с таким диаметром, чтобы в сепараторе установилось давление рс меньше 6-7 МПа;
При необходимости установления определенной температуры газа в сепараторе до сепаратора устанавливают штуцер необходимого диаметра.
Дожидаются наступления установившихся условий работы скважины (4—6 ч). При установившемся дебите газа сепарации Qr ср давлении рС1 и температуре газа гС] в сепараторе с помощью хроматографа ХТ-8 или другого типа определяют состав газа, выходящего из сепаратора Еу; = 1. Если это сделать невозможно, отбирают для лабораторного анализа пробы газа и жидкости сепарации в пробоотборники.
Ц., тыс.м3/сдтЦ., тыс.м3/сдт5, тыс. м3/сут5, тыс. м3/сут
Ц., тыс.м3/сдт
Ц., тыс.м3/сдт
5, тыс. м3/сут
5, тыс. м3/сут
Рис. 3. Зависимость (р^ - р^) / Q от Q
Рис. 4. Зависимость КГФ-<7к от дебитов скважины Q {1-3)
Определяют конденсато-газовый фактор: ^Krj = Qx/Srq, Деля расход нестабильного конденсата, определяемого по уровнемерному стеклу или жидкостному расходомеру (в установке "Порта-Тест" или др.), на расход газа сепарации, измеряемый с помощью ДИКТ за одинаковое время.
Закрывают задвижки до и после сепаратора. Измеряют объем нестабильного конденсата в сепараторе по уровнемерному стеклу. Снижают давление газа в сепараторе до атмосферного, измеряют объем условно стабильного конденсата при ратм, /атм. Рассчитывают коэффициент усадки К^ = <2СТ к/<2Нест. к- Коэффициент усадки можно определить и путем дегазации жидкости в пробоотборнике Кж-3 известного объема.
С помощью ареометра определяют относительную плотность по воде условно стабильного (выветренного) конденсата рС5+ и далее по формуле Крега или какой-либо другой определяют молекулярную массу стабильного конденсата МСз+
Мс5+Мс5+44,29.рС5+ЬОЗ-рСз+ ’44,29.рС5+ЬОЗ-рСз+ ’(6)(6)
Мс5+
Мс5+
44,29.рС5+
ЬОЗ-рСз+ ’
44,29.рС5+
ЬОЗ-рСз+ ’
(6)
(6)
Измеряют, если возможно, с помощью глубинных манометров и термометров давление и температуру газа на забое скважины до начала исследований и при установившихся условиях работы: pwp3V t31 или вычисляют их по формулам.
Изменяют диаметр измерительной диафрагмы в ДИКТ на больший, а также диаметр штуцера до сепаратора для того, чтобы сохранить, если возможно, условия сепарации - рс и tc.
Повторяют все измерения при новом, большем дебите, как и при первом.
Определяют коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и 5, рассчитывают по ним и заданному диаметру НКТ <7НКТ теоретический минимально-необходимый дебит для полного выноса конденсата с забоя скважины Смнд (рис. 3).
Строят график зависимости КГФ от дебита газа сепарации. По графику определяют КГФ, который соответствовал бы СМнд (Рис- 4).
Определяют по графику или расчетом по формуле Ширковского то теоретическое значение КГФ - qKM, которое было бы при минимально-необходимом дебите для полного выноса конденсата с забоя скважины. На графике проводят вертикальную линию через значение 0Мнд> вычисленное ранее, до пересечения с прямой, проходящей через точки 7 и 2 (и 3), и на оси ординат определяют <?км, соответствующее
точке пересечения а:
4к„=«к + ^у™^СМ3/М3.(7)
\СгС2 ^rCj /
Измерение конденсатогазового фактора (КГФ)
Отбор проб сырого (нестабильного) конденсата и отсепарированного газа желательно производить при давлении газа в сепараторе не выше 6-7 МПа и температуре газа не выше +20°С.
Расчет КГФ производится путем деления расхода нестабильного конденсата на расход газа сепарации.
Расход сырого конденсата измеряется по уровнемерному стеклу сепаратора или счетчику расхода жидкости в установках типа "Порта-Тест" и др.
При КГФ более 300 см3/м3 расходы стабильного конденсата измеряются, как правило, в атмосферных резервуарах.
Количество сырого конденсата рассчитывается по количеству стабильного конденсата и коэффициенту усадки, который определяется при дегазации сырого конденсата в сепараторе или с помощью дегазации сырого конденсата в калиброванном контейнере жидкости и мерного ци линдра:
бсыр. конд ~ бет. конд/Ку.(8)
При расчете коэффициента усадки измеряется и относительная плотность стабильного конденсата рС5+.
Определение с помощью портативного хроматографаХТ-8 состава газа сепарации в точке отбора
Определение состава газа в точке отбора описано в работах [7, 13].
При отсутствии портативного хроматографа пробы сырого конденсата и отсепарированного газа следует отбирать одновременно при давлении в сепараторе не более 6-7 МПа.
Для проведения физико-химических исследований пробы отсепарированного газа отбираются в два контейнера высокого давления объемом от 150 до 1000 см3, пробы сырого конденсата - в два контейнера высокого давления объемом от 150 до 250 см3.
Для проведения термобарических исследований пробы отсепарированного газа отбираются в два баллона объемом 40 л, рассчитанных на давление 15 МПа, пробы сырого конденсата отбираются в 4-6 контейнеров высокого давления объемом 4001000 см3.
Техника отбора проб описана в книге [4].
Определение плотности дегазированногопри атмосферных условиях углеводородного конденсата
Относительная плотность дегазированного при атмосферных условиях конденсата определяется с помощью ареометра в полевых условиях или пикнометра в лабораторных условиях в соответствии с ГОСТ 3900-47. Физико-химические свойства стабильного конденсата: плотность, фракционный состав, вязкость, температура помутнения, температура застывания, содержание серы определяются по ГОСТ. Они изложены в книге [2].
Определение высоты столба жидкостив затрубном пространстве на забое скважины
Расчет высоты столба жидкости в затрубном пространстве скважин, в которые спущены НКТ без пакера, производится по формуле (1). Для этого на скважине измеряются: забойные давления Газа р3 с помощью глубинного манометра; температуры Т3 с помощью глубинного термометра; давление газа в затрубном пространстве скважины рзт с помощью образцового манометра высокой точности; температуры газа z3T с помощью стеклянного максимального термометра; плотность нестабильного конденсата в забойных условиях рРз ,з, расходы газа сепарации Qrc; рассчитываются по составу относительная плотность газа, находящегося в затрубном пространстве, по воздуху А [6, 12].
ГлаваIII
АНАЛИТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА СОСТАВАПЛАСТОВОГО ГАЗА
Расчет состава пластового газа по данным исследований на газоконденсатность малодебитных газоконденсатных скважин производится по методике, разработанной А.И. Ширковским [11. С. 247-279].
Аналитический метод расчета состава пластового газапо данным исследований малодебитныхразведочных скважин
При исследовании на газоконденсатность малодебитных разведочных скважин, если имеется жидкость на забое скважины, а депрессия превышает 15% величины пластового давления, невозможно физически получить скорость газа на конце колонны НКТ для полного выноса жидкости. Минимально-необходимую скорость (МНС) для полного выноса жидкости с забоя скважины приходится определять теоретически. Так же теоретически приходится рассчитывать и конденсатогазовый фактор, соответствующий МНС (дебиту) для полного выноса жидкости с забоя скважины.
В данном способе расчета допускается, что при забойных давлении и температуре газа паровая фаза - это газ, поступающий в сепаратор. Он находится в термодинамическом равновесии с жидкостью на забое скважины.
Заданы: состав газа сепарации Zy, = 1, рс, Тс, 6Ж ь Qr ь Ож 2» Qr 2, Pi с5+, ^i с5+> Р2 с5+, ^2 с5+> диаметр НКТ d; формула для расчета молярной изобарной теплоемкости газа; коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В; пластовое давление рп; пластовая температура Тп.
Определить состав пластового газа Zip = 1.
Сначала для 0Ж j и 0Г j определяем состав газа, поступающего в сепаратор, по алгоритму, изложенному в п. 1 гл. П.
Путем совместного решения трех уравнений определяем забойное давление р3 и далее теоретическую МНС V и дебит Q для полного выноса жидкости с забоя скважины:
p^-p^AQ + BQ2;
Г = 10(45-0,0455р3)1/4р3”1/2;
Q = Рз^ст^ст у
^Рст^З^П
Рассчитываем температуру газа на забое скважины:
г3 = т;-£(рп-р3).
Определяем константы равновесия для р3 и Т3 по формуле (5).
Рассчитываем теоретический конденсатогазовый фактор, соответствовавший минимально-необходимому дебиту по одной из формул.
Если точки qK ь qK 2 ложатся на прямую линию, т.е. Q^2IQt2 = 2Ж \!QT ь то используем формулу
^к.мсм3/м3.
<vr2 _^ri 7
Если точки ^к 1, ^к 2 ложатся на кривую линию, т.е. 0Ж 2/0г 2 > 6ж i/6r 1 ■ то используем формулу
q^-aQ1 !QX^ см3/м3.
где а = lg(^K JqK \)№Qr Ж i).
Вычисляем аналогично п. 1 гл. II число молей паровой и жидкой фаз при забойных условиях р3 и Т3, молярную долю паровой фазы в забойных условиях V3.
Определяем состав пластового газа:
П(=гЛз+^з(1-Ч)-
Глава IV
ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯГРУППОВОГО СОСТАВА СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА С5+И ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТЕ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙНА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ МАЛОДЕБИТНЫХРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
Расчетный метод определения группового составастабильного конденсата
В работах [9, с. 31; 8, с. 101] приведена эмпирическая зависимость Ю.С. Даниэляна для определения потенциального содержания С5+ (<?с5+) в зависимости от процентного содержания в нем нафтеновых углеводородов Н и температуры газа в залежи t, °C:
9Сз+ = 1392,5-0,076^ + 0,05287/2 -0,386г2 -43,54^-1,206Я,
где <7с5+ - в г/м3, Н - в мас.%, t - в °C.
При исследовании малодебитных скважин на двух или трех дебитах определяем содержание метановых М, нафтеновых Н и ароматических А углеводородов (в мае. %) в стабильном конденсате при каждом дебите <21,Сг» бз- Далее строим график зависимости метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов в стабильном конденсате от дебита. Важно, чтобы пробы жидкости (нестабильного конденсата) отбирались при одинаковых давлениях и температурах газа в сепараторе рс и Гс. Если давления газа в сепараторе и температуры газа разные, следует приводить КГФ к одинаковым условиям (рс, tc) по методике, разработанной в [3, 8]. В первом приближении экстраполируем прямолинейные зависимости А = Д(0, Н = Н(2) и М = М(0 до пересечения с вертикальной линией, соответствующей теоретическому минимальнонеобходимому дебиту для полного выноса конденсата с забоя скважины - 6мнд> и определяем содержание М, Н и А в пластовом газе на оси ординат (рис. 5).
Рис. 5. Зависимость содержания метановых (М), нафтеновых (Й) и ароматических (А) углеводородов (в мае. %) в стабильном конденсате от дебита газа
/ - метановые; 2 - нафтеновые; 3 - ароматические
Расчетный метод определения коэффициентаконденсатоотдачи (или потерь конденсата в пласте)при газовом режиме эксплуатации залежи (Qq = const)
Известно несколько эмпирических зависимостей для определения коэффициента конденсатоотдачи, например, С.Л. Критской [12]:
(9)(9)К^ = 109,566 - 0,115рн - 0,222^,
(9)
(9)
(Ю)(Ю)где рн - начальное пластовое давление, МПа. Комплексный параметр q зависит от MCs+, Рс5+’ 'Пс5+ и выражается так:
(Ю)
(Ю)
рС5+0,024(100-Пс5+)’
где МС5+ - молекулярная масса С5+; рСз+ - плотность С5+, г/см?; Т|С5+ - объемное содержание С5+, % в пластовом газе.
Эта зависимость получена в результате статистической обработки результатов лабораторных исследований на установках PVT без пористой среды. С учетом пористой среды реальный КС5+ будет меньше. По данным А.И. Ширковского [12, с. 209], реальный коэффициент конденсатоотдачи будет:
(11)(11)(12)(12)^Р.сй=^-27.8-Ю^Г,/2,
(11)
(11)
(12)
(12)
где F - удельная поверхность пористой среды, см2/см3;
F = т г ъ\,/2
1,02 10^т1/2
V т)
где к - в Д, т - в дол.ед.;
1,291031,2910310,7-3,221g10,7-3,221g(13)(13)
1,29103
1,29103
10,7-3,221g
10,7-3,221g
(13)
(13)
где т - структурный коэффициент пористой среды.
Пример 1. Определить состав газа, поступающего в сепаратор, балансовым методом по Инструкции ВНИИгаз [5, с. 59]. Исходные данные для расчета: на промысле из сепаратора при давлении 5,7 МПа, температуре +5°С и дебите газа 127 тыс.м3/сут были одновременно отобраны пробы газа сепарации и сырого конденсата. Выход сырого конденсата q составил 382 см3/м3. Состав отобранного на промысле газа сепарации (в мол.%): СН4 - 85,4; С2Нб - 7,1; С3Н8 - 3,7; С4Н10 - 0,3; л-С4Н10 - 0,6; С5+ - 0,2; N2 - 2,5; СО2 - 0,2.
Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом V = 150 см3, дегазировался при стандартных условиях. При этом было выделено а = 16,8 л газа следующего состава (в мол.%): СН4 - 48,9; С2Н6 - 24,7; С3Н8 - 17,5; С4НШ - 2,3; л-С4Н10 - 4,6; С5+ - 2. Выход С5+ из контейнера составил b = 96 см3, плотность С5+ р4° = 0,725, молекулярная масса Мс5+ =100.
Программа расчета приведена на с. 524, а результаты расчетов - в табл. 1.
Метод ВНИИгаз (пример из Инструкции [5])
Компонент
Газ сепарации
Газ дегазации
Суммарное число молей
Состав устьевого газа
%
моль
%
моль
сн4
85,40
854,0
48,90
20,92
874,92
80,61
7,10
71,00
24,70
10,57
81,57
7,52
ед
3,70
37,00
17,50
7,49
44,49
4,10
'"C4H10
0,30
3,00
2,30
0,98
3,98
0,37
"■^Ню
0,60
6,00
4,60
1,97
7,97
0,73
05+
0,20
2,00
2,00
0,86
45,47
4,19
со2
0,20
2,00
0,00
0,00
2,00
0,18
n2
2,50
25,00
0.00
0,00
25,00
2,30
Компонент
Газ сепарации
Константа равновесия
Жидкость сепарации
Устьевой газ
сн4
85,40
2,837
30,11
80,70
ед
7,10
0,910
7,80
7,16
ед
3,70
0,559
6,62
3,95
г-С4Ню
0,30
0,428
0,70
0,33
«-СдНю
0,60
0,380
1,58
0,68
С5+
0,20
0,004
56,28
4,96
со2
0,20
0,803
0,25
0,20
n2
2,50
3,552
0,70
2,35
Аналитический метод (пример из Инструкции ВНИИгаз [5])
Таблица 2
Пример 2. Определить состав газа, поступающего в сепаратор, аналитическим методом по формулам п. 1 главы II.
Программа расчета приведена на с. 525—529, а результаты расчетов - в табл. 2.
Пример 3. Определить аналитическим методом состав газа, поступающего в сепаратор, и состав пластового газа по данным исследований скв. 5 Астраханского газоконденсатного месторождения. Исходные данные для расчетов, заимствованные из работы О.Н. Серебрякова и В.Д. Рыковского [Новые газоконденсатные залежи Прикаспийской впадины // Газовая пром-сть. 1977. № 6. С. 16-18]: интервал перфорации 4070-4100 м; рп = 63 МПа; tn = 110°С; дебит скважины 0Г = 261 тыс.м3/сут; давление газа в сепараторе рс = 7 МПа; температура газа в сепараторе гс = +20°С; рС5+ = 0,725; Мс$+ = 100; qK = 230 см3/м3. Состав газа сепарации (в мол.%): СН4 - 49,82; С2Нб - 1,67; С3Н8 - 0,75; С4НЮ - 0,49; С5+ - 0,19; СО2 - 22,0; N2 - 2,12; H2S - 23. Состав газа дегазации насыщенного конденсата (в мол.%): СН4 -31,1; С2Нб - 6,61; С3Н8 - 4,51; С4Н10 - 2,75; С5+ - 2,12; СО2 - 25,4; N2 - 0,71; H2S - 25,8. Состав пластового газа, определенный сотрудниками ВНИПИГАЗдобыча: СН4 - 47,79; С2Н6 - 1,92; С3Н8 - 0,93; С4Н10 - 0,55; С5+ - 3,08; СО2 - 21,55; N2 - 1,98; H2S - 22,5.
При аналитическом расчете состава пластового газа приняты: qK । = 112 см3/м3; Qr j = 100 тыс.м3/сут; ^к 2 = 224 см3/м3; Сг2 = 200 тыс.м3/сут; </нкт = 0,1 м; А = = 501 10~5 (сут/м3) (МПа)2; В = 2-10~9 (сут/м3)2 (МПа)2.
Программа для аналитического расчета по формулам главы III приведена на с. 525—529, а результаты расчетов - в табл. 3 и 4.
data 16.8.96,150,.725,100.3read a,b,v,ro,m5,qkab“a*q к / vbb::=24.04*b*qk * ra/ v/m5dun al (?) , a2(9). a3 (?) , a4 (?)data 16.8.96,150,.725,100.3read a,b,v,ro,m5,qkab“a*q к / vbb::=24.04*b*qk * ra/ v/m5dun al (?) , a2(9). a3 (?) , a4 (?)■82■82(?)(?)а7(9) . igc^а7(9) . igc^s4s457-? sS-O57-? sS-O66
data 16.8.96,150,.725,100.3
read a,b,v,ro,m5,qk
ab“a*q к / v
bb::=24.04*b*qk * ra/ v/m5
dun al (?) , a2(9). a3 (?) , a4 (?)
data 16.8.96,150,.725,100.3
read a,b,v,ro,m5,qk
ab“a*q к / v
bb::=24.04*b*qk * ra/ v/m5
dun al (?) , a2(9). a3 (?) , a4 (?)
■82
■82
(?)
(?)
а7(9) . igc^
а7(9) . igc^
s4
s4
57-? sS-O
57-? sS-O
6
6
for i~l to 8 r co a d az (i) ne;: t i
data 48.9,24.7,17 to»' 1 = 1 to 8
read a4•i)
for i-=l to 8 a3(i) aS (i)*10 a 5 (1) ™ a. 4 ( i ; * a b / 1 (J U a7 t i) -чЗ (i) ч-аЗ (1 ■ if i-6 then a7(i)=a7(i)+bb s /:"--5 7"Ta 7 c i) next i print." расчет состава пластового газ "
print "*****************************************♦***************************" print111. метод вниигааа
print "*********************************************************************** print"газ сепарации .аа дегазации сум,число состав "
print"попей пл. газа"
print"J23457Е
for i-:l to 8 aS (i) ~a7 (i ) * 1 00/5 7 S 4- 5 z 4- a z . i .) s3~s3+a3(i) s4 .ь4+а4 (i) aS- sS+at (i) sB-sB+aB( i) print umng ”«O#.##.####,##4###.######.######.44####.##" ;
a2 ( i ? , a3 (i ) ;, a4 ? S) , a5 (1 ) , a-7 ( i ) , aS ( i. ne;;t i print "^2^";
print using "######.##";csng(s2) print "s3~";
pr int using "######.##"; c£>ng (s3)
p r i nt
"s4^";
pr 1 nt
using "######.##":
;csng(s4)
p r' i nt
pr i nt
using "######. ##‘:
;csng(s5)
pr i nt
"s7=-";
pr i nt
using "######.##";
;csng(s7)
p r i nt
p r i rit
using "######.##"!
;csng(sb)
p r i nt
"a-:";
pr 1 nt
using "####■##.##":
;rang(ab)
p r i nt
„b-u" .
pr i nt
using "######.##":
;csng(bb)
pr 1 nt
" ************************************************************"
.CLS
PRINT " РАСЧЕТ СОСТАВА ПЛАСТОВОГО ГАЗА, НЕФТИ И ДАВЛЕНИИ НАСЫЩЕНИЯ И КОНДЕНСАЦИИ" PRINT '• **Ж*****Лс****Ж*Ж******Ж*******Ж******* *******************************" PRINT " АНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД СКВ.5 АГКМ PRINT "***************************************♦****♦*****♦******************" PRINT "ГАЗ СЕПАРАЦИИ КОНСТ. РАВНОВЕСИЯ ЖИДКОСТЬ СЕПАРАЦИИ УСТЬЕВОЙ ГАЗ " PRINT "1234
DIM Y(16),Х(16),K(16),TPR(16>,TKR(16),PPR(16) ,PKR<16),М(16),W(16),ZKR(16),VKR(1
DIM At(16),XI(16),Z(16),ZZ(16),XF(16),KF(16),XF1(16)
DATA 190.7,4.5В, .29, .013,99.5,306.2,4.9,.. 285, . 1, 148, 369.8,4.3, . 277, . 152,200
DATA 408.1,3.8,.283,.19,263,425.2,3.6, . 274,. 2, 255, 461,3.33,.268,.208,308
DATA470,3.35,.269,.252,311,0,0,0,0,0,497.9,3.03,.270,.295,367,507.7,3.03,.264
DATA.290, 368,540.2-, 2.73, .259
DATA .352,426,0,0,0,0,0.617.6,2.08, .247,.486,602,304, 7.5,.274,.42,94
DATA 126.1,3.4,.291..04,90,373.6,9.18,-268,.1,95
DATA .42,94,126.1,3.4,.291,.04,90,373.6,9.18,.268,.1,95
FOR1 1 = 1 TO 16
READ TKR(I) ,PKR(I) ,ZKR(I),W(I),VKR(I) NEXT I 333
DATA 7,293,230E-3,231E3,501E-5,2E-9, 63,383,100,0.725,133.9,0.774 RESTORE 333
READPC, TC,QM,OB, A.-B.PS, TS, M, RD, Ml, RI
123
DATA "CH4","CH6","CHS","IC4","NC4"
DATA "ICS", "NC5", "L5+", "IC6", "NC6", "CH7", "C7+", "СЮ", "C02", "N2H", "H2S" RESTORE 123 FOR 1=1 TO 16 READ At (I ) NEXT I R=82.057 BH^RO/M
PKR(8)=446.25*BH
TKR(8)=979,29-6.455E4*BH
TT=2. 1898-. 1735*TKR(8)/100+.00685* (TKR (8) /100) ■""2
W(8)=(3/7*(LOG 10(PKR(8)* 10))/(TT-I>)-1
ZKR(8)=.2918-.0928*W(8)
VKR(8)=ZKR(8)*R*TKR(8)/(PKR(8)*10) B1=R1/M1
PKR(12)=446.25*81
TKR(12)=979.29-6.455E4*B1
TT1=2.1898-.1735*TKR(12)/100+.00685Ж(TKR(12)/100)"2
W(12)=(3/7*(L0G10(PKR(12)* 10))/(TT1-1))-l
ZKR(12)=.2918-.0928* W <12)
FOR 1=1 TO 16
TPR(I)=TC/TKR(I)
PPR(I)=PC/PKR(I) NEXT I 222
DATA 49.8,16,1.65,30,0.75,44,0,58,0.49,58.0,72,0,72,0.19,100,0,86,0,84
DATA 0,100,0,133.9,0,142,22,44,2.12,28,23,34 RESTORE 222
FOR 1=1 TO 16 READ Y(I),M(I) NEXT I IF rCO.l THEN GOTO 41 DATA .9,.93,.97,.90,1,0.5,.67,IC.5,.85,.85,1.4,10.5,.98,1.06,.962,1.11 RESTORE 41 FOR 1=1 TO 16 READ S(I) NEXT I GOTO 51 41 DATA .7,.125,.25,.25,.25,.9,.9, .852,0.7,0.7,0.25,.25,.25,.5,.5,.25 D16=PPR(16)/TPR(16) IF D16 <.6 THEN S (16) =. 38/D16'. 15 RESTORE 41
У*(I)A1 „ IMf##*У*(I)A1 „ IMf##*#№•####№•###533 :$УIfldNl(1S)9NS3-„##■####„ON I SOANIdds„^1S„iNIdd('lS)9NS3i'9N Г SOLMIdd!„-0S,.LNIdd(TS)9NS3 5„##■####„9NJSH1NIУУ: n-^TS»INIdd(yyZ)9NS3in ##'###,,9NISnIN I ddl.^yyz,.LN I dd(УУА)9М53: u## "###,.9NI SOINIdd6п^УУЛпINIdd(9W)9NS3i .,#*■#«#,,9NISnINIddi ..=:9W.,INIdd(IA)9NS3: „#1Г(1##,.ON I EflINIddINIddtZ'ANSO“ .,w# •'и#И uont anLN I ddi u-^ZhINIdd( T X)9NS39NISDINIddSn^ix,,LN I dd( >1) 9NS3: „ #tt« " ИУ «9N1S0INIddINIdd'\)9NS3 s 3HH1. ОМГуОINIdd»,,=A„IN 1У d.LOdN!##’№##ON I SOLNlddi ' I) »У i„in I dd<I>Z+VS 13' TA-T) *001* '. [ ;X+[Л* ' I)A“(I ) Z533 :$УIfldNl(1S)9NS3-„##■####„ON I SOANIdds„^1S„iNIdd('lS)9NS3i'9N Г SOLMIdd!„-0S,.LNIdd(TS)9NS3 5„##■####„9NJSH1NIУУ: n-^TS»INIdd(yyZ)9NS3in ##'###,,9NISnIN I ddl.^yyz,.LN I dd(УУА)9М53: u## "###,.9NI SOINIdd6п^УУЛпINIdd(9W)9NS3i .,#*■#«#,,9NISnINIddi ..=:9W.,INIdd(IA)9NS3: „#1Г(1##,.ON I EflINIddINIddtZ'ANSO“ .,w# •'и#И uont anLN I ddi u-^ZhINIdd( T X)9NS39NISDINIddSn^ix,,LN I dd( >1) 9NS3: „ #tt« " ИУ «9N1S0INIddINIdd'\)9NS3 s 3HH1. ОМГуОINIdd»,,=A„IN 1У d.LOdN!##’№##ON I SOLNlddi ' I) »У i„in I dd<I>Z+VS 13' TA-T) *001* '. [ ;X+[Л* ' I)A“(I ) Z9 Г 01 1 = 1 di'd fZN+lM)/TN~ TA ои/оусаешно^зм170 "13/30"TN9 Г 01 1 = 1 di'd fZN+lM)/TN~ TA ои/оусаешно^зм170 "13/30"TN
У*(I)A1 „ IMf##*
У*(I)A1 „ IMf##*
#№•###
#№•###
533 :$У
IfldNl
(1S)9NS3-
„##■####„
ON I SO
ANIdd
s„^1S„
iNIdd
('lS)9NS3i'
9N Г SO
LMIdd
!„-0S,.
LNIdd
(TS)9NS3 5
„##■####„
9NJSH
1NIУУ
: n-^TS»
INIdd
(yyZ)9NS3i
n ##'###,,
9NISn
IN I dd
l.^yyz,.
LN I dd
(УУА)9М53
: u## "###,.
9NI SO
INIdd
6п^УУЛп
INIdd
(9W)9NS3
i .,#*■#«#,,
9NISn
INIdd
i ..=:9W.,
INIdd
(IA)9NS3
: „#1Г(1##,.
ON I Efl
INIdd
INIdd
tZ'ANSO
“ .,w# •'и#И u
ont an
LN I dd
i u-^Zh
INIdd
( T X)9NS3
9NISD
INIdd
Sn^ix,,
LN I dd
( >1) 9NS3
: „ #tt« " ИУ «
9N1S0
INIdd
INIdd
'\)9NS
3 s 3HH1
. ОМГуО
INIdd
»,,=A„
IN 1У d
.LOdN!
##’№##
ON I SO
LNldd
i ' I) »У i„
in I dd
<I>Z+VS 13
' TA-
T) *001* '. [ ;
X+[Л* ' I)
A“(I ) Z
533 :$У
IfldNl
(1S)9NS3-
„##■####„
ON I SO
ANIdd
s„^1S„
iNIdd
('lS)9NS3i'
9N Г SO
LMIdd
!„-0S,.
LNIdd
(TS)9NS3 5
„##■####„
9NJSH
1NIУУ
: n-^TS»
INIdd
(yyZ)9NS3i
n ##'###,,
9NISn
IN I dd
l.^yyz,.
LN I dd
(УУА)9М53
: u## "###,.
9NI SO
INIdd
6п^УУЛп
INIdd
(9W)9NS3
i .,#*■#«#,,
9NISn
INIdd
i ..=:9W.,
INIdd
(IA)9NS3
: „#1Г(1##,.
ON I Efl
INIdd
INIdd
tZ'ANSO
“ .,w# •'и#И u
ont an
LN I dd
i u-^Zh
INIdd
( T X)9NS3
9NISD
INIdd
Sn^ix,,
LN I dd
( >1) 9NS3
: „ #tt« " ИУ «
9N1S0
INIdd
INIdd
'\)9NS
3 s 3HH1
. ОМГуО
INIdd
»,,=A„
IN 1У d
.LOdN!
##’№##
ON I SO
LNldd
i ' I) »У i„
in I dd
<I>Z+VS 13
' TA-
T) *001* '. [ ;
X+[Л* ' I)
A“(I ) Z
9 Г 01 1 = 1 di'd fZN+lM)/TN~ TA ои/оусаешно^зм
170 "13/30"TN
9 Г 01 1 = 1 di'd fZN+lM)/TN~ TA ои/оусаешно^зм
170 "13/30"TN
УУЛ/9И*УУУ7;.9х:!
::а*ит"+G91■ т = ууу N3HJ. еста bi то*и *-£8-з=н.зу n9hi goto и yyi/ddd -тс УУУ/ЗУ"УУУ эш/за-уут.
I IX эм (I)TX+£S=£E ■(ПЛ+TS^TS < I - МУ2* < I) ХЛУШ^УУ! (I)УУЛ*(I)Х+УУА=УУЛ
(nW*.(I)X+9N=-9W (I) УУ1* < I) X+dd l=d. ! 1 (1)УУУ*ШХ+ЗУУ^ЗУУ 9T 01 T^I УОУ
O-IS
т s
О^НУЛ 0-9W
Oddi О=УУУ
I 1X3N
OOT*41X"<I)IX (T)y/TO-*<i)A=(i)x
(I ) Sv ( ( ( (31/ (I) УУ1-Т) * ( (I) M+D HLy *G> dX3* (3d/ (I) ddd) ))”(!) У G'OT=-(3T)S!G"0T=(8)S N3H1 G ' >3d di
9T 01. T = I УОУ TG
I IX BN ids аузу
9T 01 I"I У0У
CIS
PRF=O
TRF»O
MGF=O
VRF =0
ZRF=O
FOR 1 = 1 TO 16
PRF=PRF+Z (I) *. OUFKR (I) TFF= TRF4 Z(I)*,01 *TKR(I) MGF=MGF+Z(I)*.01*M(I) VRF-VRF+Z(I)*.О1 *VKR(I) ZRF^ZRF+Z(I)*.01*ZKR(I)
NEXT I
"PRF^"-
PR I NT
PR' I NT
USING "TRF=H;
"###.## "
;CSNG(PRF)
PF :i NT
US I NG "MGF=";
"###.4Ф) "
;CSNG(TRF)
USING "VRF=n;
"###.## "
;CSNG(MGF)
USING
"ZRF=";
"##4.#4"
;CSNG(VRF)
USING
"4#4 . О"
$CSNG(ZRF)
PF S=-PS/PRE TFS-TS/TRF
ZS-(.4*L0G10(TPS)+.73)APPS+.1*PPS
PRINT "ZS=":
PRINT USING "##.###4;CSNE(ZS)
DATA.1,.1,293,100,224,100,300
READ D,PO, TO, DM1,0M2-, 061^082
LET P=.95*PS
10 FA»PSA2-PA2-(A*3.14*DA2*. 25) * < 10* (45-.45S*P) ■-■.25) * < (РЖ 10) A—.5) * (Р*ТОЖ.864E5) / -F FA»FA-B*((3.14*DA2*.25 )*(10* (45-.455*P)A.25)* ( (PtlO)A-. 5) * (P*T
IF FAC-2000 THEN P=P-5:G0TD 1.0 IF FA>50 THEN F-P+3 :GOTO 10
IF FA>20 THEN P=P+.5:GOTO 10
IF FAC-l THEN P=P~.1:GOTO 1.0
IF FA>1 THEN P=P+.01:GOTO 10
PRINT "P=";
PRINT USING "##«.##";CSNG(P)
V=10*((45-.455*P)".25)*(P* 10) --.5
PRINT "V=";
PRINT USING "###.##";CSNG(V)
OBM= (3. 14*D"X2*. 25) *V* (P*TO*.864E5) / (PO*ZS*TS>
PRINT "OBM=";
PRINT USING "#######.##"; CSNG ((ЭВМ)
CP=3. 15+. 022ЖТ8-. i49E-4*TS“2+(. 238*MGF* (PS* 10) " 1. 124; / (TS/ .,.00) ■'-5. OB
PRINT "CP»";
PRINT USING "##■#.##"; CSNG (CP)
TF=TS/TRF
pf^ps/prf
BF-2. 347 *TFA (-2.04) -. 071 * (PF-. 81
PRINT "BB=";
PRINT USING "###.##";CSNG(BB)
H==TRF*BB/(PRF*CP)
PRINT "H=";
PRINT USING "##4t. ##"; CSNG (H)
T=TS-H*(PS-P)
PRINT " T=";
PRINT USING "###.##";CSNG(T)
36=0
37-0
FOR 1=1 TO 16
IF P>30 THEN 5(8)=.15:5(12)=.15: GOTO 3
IF FV1O THEN TKR(8)=979.29-6.455E4*BHA.978:TKR(12)=979. 29-6.455E4*B1A.978
3 KF (!) = (( (PKR(I)/P)*EXP(5.37*(1+N(I) )*(i-TKR(I)/T) ) ) ) ""S (I )
XF(I) -^Z (I)*.01/KF(I)
/J- 1 < I ) -XF ( I I *.i UO
S6-S6+XF1eI)
NEXT J
FRS-0
HGS^O
W.5-0
FUR 1-1 TO 16
FRF^rSS4xrtI;*FKR(II
TRS:=TR3+XF (I ) *TKR (I 7
ui<":-hL,5"i xF ■ 1 *H ( В
VK3= VKS->-XF ■ I ) »VKR ( I)
NE X T 1
PRINT "FRS-"
r-K i.NT USI NO "###. ## " ; CONE ■,FRET)
PR I NTTRS-~ " i
FEINT OSINO '’###.##*; CSNG UTES)
HR .1. N ; ' Nuti™;
PR 1 NT US 1 NS "###,О';CSNG'MGS)
НЕТЕР rVRS^";
PR 1 N T US I NO " ### . #*Г ; USNG (VPS '
TBF^T/TR3
P5F-P-FRS
LIESr / I SF
IF7 D 212 Tl-iEN RS-2.63, 14 * D 2
IF D2/2 THEN RS--1 „ 463+, 133*D2
RGS-RS*MGS/VES
UExDBN THEN (JKM-OUTLET : GOTO 7,;
0HP/0ER 0M2/QN1THENR?OTOS
ОИЕ/ОШХОНЗ/ОМ!THENGOTOи
ОЬЕ/ОВ1 >0H2/QM:iTHENGOTOи
6 I L 00 1.0 I UM2 / OM1) ) / (LUU 10 (OB ill i ? 7
OKM— i uM 1 * (GBM* IE. “ 31 b) QB 1 "b: UlH и / 1 5QKM-=Qm+( (QM2-QM1 '/(0B2-0B1* uh, *1E~3>" <QB1'
71N15- GBM/24.04
NUS-GUM*(uBM*lE-3)TEGS?MGS
v 1 6 - Х' 1S / < N1 2+N 2 S у INF'U?' " 'OAT г CUE
r RI NT "*** O**£*R t * *Ж1< Ж Ж ж T Т * * $ Т* ********** * ************ Ж ****** ***ж******** "
PRINT " (АнОИНЫ?; ГА, КОНС Г. РАВНОВЕСИЯ ,Й1-<..ИНАЯ ЖИДКССТЬ ПЛАСТОВЫМ ГАЗ "
FF ; и’]"****** ***********4 * |**** t ****^ ж ************** ***** 4:*****жх**«*****"
PRINT "1234"
РОЕ16
X 7 7 - 2 ( I ) *2' 1 S(11*1 00* : L -V 1 ’
PRINT "
2 КIN Т и S IN G '1# 44. ,14#44.444 # # . ч 44# # #. # #
ME X 7 I
П'Е7и'7
! 7‘Е I : 'ХТ
US INb'
11?#R „ 44'
1 i '-L^iMlJ '■ 2 ■
г'PIN 7
РЕТ ЕН
MSI NEP
'40.### '
“ CSNiij (
Г № I NT
US I Nb
"O. Li#
5 C;:;g 4G ( Xr I )
P‘R I N i
US I NG
INI. 4#
" iCSNbiZZi
EE INF
FT? I N T
US I NG
" L 2 C)! 41 i V 1 :3 )
F’E INI
" MGS-
i USNG 0-lr. v
-RIN i i-'R I NJ
' UES- USING
"###.##
" ; CSNG i vk
I R 1 NT
Ux, 1 NG
"###.##"
;CSNG(b)
PRINT r h 114 •
" QF.M:=
US I NG
"####„##
";CSNG(OEM
PRINT-
"S4^";
USING "^##ti.##";CSN6(d4)
"S6=";
USING "####.#«";CSNG(S6)
PRINT-
'‘S7^";
USING "####.##";CSNG(S7)
INPUT,A$:CLS
CLS
PK^PS+5
8
IF EK>30
THEN
S (8) . 15: S (12 > =. 15 : GOTO 13
IF PK>10
THEN
TKR (8) ==979.29-6. ^55E4*BH-\ 978: TKR (12) =979.29-6. 445E4*B1
IF PK<.1
THEN
PRINT PK,SZ:GOTO 17
sxo
13 FOR' 1 =
= 1 TO
16
KF<I)^( (PKR(I)/PK) * EXP(5.37*<1+WU) )*(1-TKR(I)/TS)) ) AS (I)
SX=SX+ZZ(I)*.01/KF(I)
NEXT I
LOCATE 1,I
PRINT PK,SX
TP' SX>1 THEN PK=PK-.2s GOTO 8
IF SX<.98 THEN PK^PK+.01:GOTO 8
PRINT "SX =
PRINT USING "##.###"$CSNG(SX)
PRINT "PK=";
PRINT USING "###.#4";CSNG(PK)
INPUT " '",A$:CL5
CLS
1.7
PK-PS+5
9
IF PK>30 THEN 3(8)=. 15s 8(12)=. 1'5: GOTO 15
IF PH > 10 THEN Th R (8) = 979.29-6. 455Е4*ВН~. 978: TKR (12) «979.29-6.455E4*B 1
IF PKC.l THEN PRINT PK,SZ:END
sz=o
15 FOR I==l TO 16
KF (I) - ( (PKR( I) / PF )*EXP'3.37*(1+W(I))* < 1TKR (I) /151 ) ) ""5(1)
SZ-SZ + ZZ <I) *.01tKF (Г>
NEXT I
LOCATE 1, 1
PRINT FK,SZ
IF SZ>1 THEN PK^FK-.Z :GOTO 9
IF SZK.88 THEN PK=PK+.01:GOTO 9
PRINT 11 SZ=";
PRINT USING "##.###"■;CSNG(SX)
PRINT " PK=";
PRINT US ING "###.#tt";CSNG(PK)
END
Аналитический метод (скв. 5 Астраханского газоконденсатного месторождения)для устьевого газа
Компонент
Газ сепарации
Константа равновесия
Жидкость сепарации
Устьевой газ
СЩ
49,80
2,808
17,73
47,64
С2Нб
1,65
0,925
1,78
1,66
с3н8
0,75
0,590
1,27
0,79
и-С4Н10
0,49
0,409
1,20
0,54
с*
0,19
0,005
35,71
2,59
СО2
22,00
0,897
24,52
22,17
n2
2,12
3,420
0,62
2,02
H2S
23,06
0,713
32,26
23,63
Таблица 4
Аналитический метод (скв. 5 Астраханского газоконденсатного месторождения)для пластового газа
Компонент
Забойный газ
Константа равновесия
Забойная жидкость
Пластовый газ
СЩ
47,64
1,16
41,032
47,01
С2Нб
1,66
0,85
1,960
1,67
с3н8
0,79
0,54
1,458
0,83
л-С4Ню
0,54
0.40
1,328
0,59
С5.
2,59
0,44
5,915
2,80
со2
22,17
0,75
29,382
22,57
n2
2,02
1,62
1,250
1,96
H2S
23,63
0,64
36,861
24,43
ЛИТЕРАТУРА К ПРИЛОЖЕНИЮ
Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992.
ГОСТ. Нефтепродукты. Методы испытаний. М.: Изд-во Ком. стандартов, мер и измерительных приборов при СМ СССР, 1967. 745 с.
Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Закономерности основных свойств пластовых газоконденсатных систем Ц Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1978.
Изучение газоконденсатных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / ВНИИгаз. М.: Недра, 1971.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / ВНИИгаз. М.: Недра, 1980.
Методика хроматографического исследования компонентного состава природных газов Ц Газовая пром-сть. 1986. № 1. Ил.
Островская ТД., Юшкин В.В. Графоаналитические методы определения комплекса газоконденсатных параметров месторождений Западной Сибири И Научно-технические проблемы освоения месторождений природного газа Западной Сибири. М.: ВНИИгаз, 1983. С. 97-106.
Островская ТД„ Худяков О.Ф., Юшкин В.В. Газоконденсатная характеристика Уренгойского месторождения И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1977.
Ширковский А.И. Комплексные промысловые исследования на газоконденсатном месторождении Камбей. М.: ВНИИЭгазпром, 1969.
Ширковский А.И., Коротаев ЮЛ. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984.
Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987.
13. Щербаков П.М., Богомолец И.П., Колпак Г.М., Голуб Р.Ф. Методика исследования компонентного состава природных газов на портативном хроматографе ХТ-8 в полевых условиях И Газовая пром-сть. 1975. № 1. С. 45-47.
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
ФИЗИКА ПЛАСТА
Глава I'
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА 9
Типы пород-коллекторов 9
Гранулометрический (механический) состав пород 10
Пористость горных пород 12
Методы измерения пористости горныхпород 13
Проницаемость горных пород 15
Фазовая и относительная проницаемостигорных пород 18
Зависимость проницаемости от пористости и размера пор 24
Распределение пор по размерам 25
Лабораторные методы определения проницаемости пород, 28
Удельная поверхность горных пород 30
Методы определения удельной поверхности горных пород 32
Неоднородность коллекторских свойств пород и статистические методы ее отображения33
Коллекторские свойства трещиноватых пород 39
Связь эффективного диаметра частиц газонасыщенного пласта da со средним диаметром каналов пористой среды d 43
О критерии Рейнольдса для пористой среды 47
Зависимость критического числа Рейнольдса от физических параметров пористой среды 51
Определение критического числа Рейнольдса по геолого-физическим параметрам пористой среды 57
Зависимость критического числа Рейнольдса от геолого-физических параметров пористой среды k(jmQ, структурного коэффициента пористой среды т и числа Слихтера SZ 57
Зависимость линейного размера / в формуле Форхгеймера от среднего диаметра частиц пористой среды dy среднего диаметра каналов пористой среды d. коэффициентов проницаемости к0 и пористости /Пд 59
Относительная и абсолютная шероховатости каналов нористой среды 62
Влияние конденсации жидкой фазы в пористой среде и трубах на коэффициент трения 66
О формальном подходе к выражению коэффициента гидравлического сопротивления X и числа Рейнольдса для пористой среды 67
Влияние температуры на фазовые проницаемости нефти, газа и воды 69
Глава II
ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД 71
Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве 72
Напряженное состояние пород в районе горных выработок 75
Деформационные и прочностные свойства горных пород 78
Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 81
Влияние давления на коллекторские свойства пород 85
Упругие колебания в породах и их акустические свойства 86
Тепловые свойства горных пород 89
Глава Ill
СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И НЕФТЕЙ 92
Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи 92
Состав и классификация нефтей 93
Растворимость газов в нефти и воде 95
Давление насыщения нефти газом 101
Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент 102
Плотность пластовой нефти 105
Вязкость пластовой нефти 105
Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей 106
Приборы для исследования свойств пластовых нефтей 113
Фотоколориметрия нефти 119
Глава IV
ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ 123
Схемы фазовых превращений углеводородов 123
Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей....132
Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов 135
Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах 138
Краткая характеристика газогидратных залежей 139
Глава V
ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕСВОЙСТВА 143
Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах 143
Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах 145
Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ 151
Физические свойства пластовых вод 152
Выпадение неорганических кристаллических осадков из попутно добываемой воды 154
Расчет высоты капиллярного впитывания воды в различные пористые среды 161
Влияние связанной воды на средний радиус поровых каналов и удельную поверхность пористой среды 162
Глава VI
МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ—ГАЗ—ВОДА—ПО
РОДА 165
Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде 165
Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры165
Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания 168
Кинетический гистерезис смачивания 172
Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей 173
Измерение углов смачивания 174
Глава VII
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ ИЗ ПОРИСТЫХ
СРЕД 178
Источники пластовойэнергии.Силы,действующие в залежи 178
Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона
Дарси 180
Электрокинетическиеявлениявпористыхсредах 181
Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде 183
Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом 185
Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи 186
Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред 190
Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов 192
Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой 193
Глава VIII
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 195
Методы увеличения извлекаемых запасов нефти 195
Моющие и нефтевытесняющие свойства вод 196
Обработка воды поверхностно-активными веществами 198
Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов 200
Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров 208
Щелочное и термощелочное заводнение 211
Мицеллярные растворы 213
Термические способы увеличения нефтеотдачи 214
Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом 219
Извлечение нефти газом высокого давления 223
ДОБЫЧА И ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ 229
Краткая история развития газовой промышленности в России 229
Преимущества природного газа, перспективы развития и основные задачи научно-технического прогресса в газовой промышленности 232
Глава IX
СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ 236
Состав и классификация природных газов 236
Физико-химические свойства углеводородных газов 237
Газовые смеси 237
Жидкие смеси 242
Аналитические методы расчета физических свойств природных газов 243
У пругость насыщенных паров 265
Определение составов фаз равновесных двухфазных многокомпонентных систем 268
Уравнения фазовых концентраций 271
Определение констант фазового равновесия по давлению схождения 272
Определение констант фазового равновесия компонентов реальных газов с использованием формулы для идеальных констант 274
Определение констант фазовых равновесий компонентов с использованием уравнения состояния... 275
Аналитический расчет межфазного натяжения по составам жидкой и паровой фаз 279
Глава X
ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ 281
Особенности конструкций газовых скважин 281
Оборудование устья газовой скважины 283
Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава 286
Оборудование забоя газовых скважин 293
Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину 296
Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин301
Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной ^кважиной 304
Глава XI
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 307
Цели исследований газовых и газоконденсатных скважин 307
Технология и техника исследования газовых скважин 308
Определение фильтрационных и емкостных параметров пласта по данным исследований газовых скважин на установившихся режимах 318
Определение фильтрационных и емкостных параметров пласта по данным исследований газовых скважин на неустановившихся режимах 321
Определение коэффициента анизотропии пласта по кривым нарастания забойного давления в несовершенных по степени вскрытия пласта скважинах 324
Расчет запасов газа в удельном объеме дренирования скважины 328
534
Определение толщин пласта, по которым происходит фильтрация паровой и жидкой фаз330
Расчет максимально допустимой депрессии в пласте и дебита скважины при эксплуатации месторождений в слабо сцементированных газонасыщенных породах 331
Глава XII
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 335
Система разработки-. 335
Размещение скважин на структуре и площади газоносности 335
Технологический режим эксплуатации газовых скважин 337
Анализ методов определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений "средней" скважины 339
Регулирование дебита и давления газовых скважин 349
Режимы эксплуатации газовых месторождений 351
Методы увеличения дебитов газовых скважин 353
Расчет распределения давления в де<)юрмируемом пласте при фильтрации реального газа по закону Дарси 356
Расчет продвижения краевой воды в газовую залежь пластового типа 357
Расчет вторжения подошвенной воды в газовую залежь массивного типа 361
Определение начальных запасов газа и начальной газонасыщенности обводненной зоны по данным эксплуатации газовой залежи 363
Схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа и конденсата 365
Глава XIII
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ370
Фазовые превращения газоконденсатных смесей 370
Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры 372
Расчет процесса дифференциальной конденсации природных газоконденсатных смесей 377
Определение минимально необходимой скорости потока газа для полного выноса конденсата с забоя скважины 381
Лабораторное оборудование и методы исследования газоконденсатных смесей 383
Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые установки для их проведения 387
Расчет состава пластового газа и балансовых запасов компонентов 392
Комплексные исследования газоконденсатных скважин и шлейфов при наличии сероводорода и углекислого газа в пластовом сырье 395
Определение потерь стабильного конденсата в пласте при газовом режиме эксплуатации залежи..398
Основы проектирования систем разработки газоконденсатных месторождений 399
Расположение нагнетательных и добывающих скважин на структуре 401
Расчет вытеснения сырого газа сухим 402
Определение числа нагнетательных и добывающих скважин 404
Расчет вытеснения газа несжимаемой водой из замкнутой куполообразной залежи пластового типа 408
Технико-экономическое определение рационального числа водонагнетательных скважин при закачке воды в замкнутые газовые залежи 411
Анализ и обобщение лабораторных исследований и промысловых данных по коэффициентам газоотдачи 412
Влияние температуры на газоотдачу пласта 418
Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений 418
Методы увеличения компонентоотдачи газоконденсатных месторождений 422
Глава XIV
ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛА 424
Товары, вырабатываемые на газоконденсатном промысле 424
Требования отраслевых стандартов на сухой газ, подаваемый в магистральный газопровод, и на стабильный конденсат 425
Основное оборудование газоконденсатного промысла для производства сухого газа и стабильного конденсата 430
Расчет внутреннего диаметра и пропускной способности вертикальных гравитационных сепараторов.\433
Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике до начала и в процессе эксплуатации залежи 438
Установки низкотемпературной сепарации газа с детандерными агрегатами 444
Установки низкотемпературной сепарации газа с использованием искусственного холода 449
Технологические схемы сбора и транспортировки пластового сырья на газоперерабатывающие (газохимические) заводы 454
Глава XV
ПРОМЫСЛОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕСТАНЦИИ 458
Назначение дожимных компрессорных станций 458
Технологические условия работы промысловых ДКС при газовом режиме эксплуатации залежи 45 8
Дожимные компрессорные станции, оборудованные поршневыми компрессорами 460
Дожимные компрессорные станции, оборудованные центробежными компрессорами 463
Дожимные компрессорные станции, оборудованные винтовыми компрессорами 464
Дожимные компрессорные станции, оборудованные газоперекачивающими агрегатами различного типа 467
Размещение ДКС на промысловых установках комплексной подготовки газа (УКПГ) 471
Глава XVI
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА 473
Подземное хранение газа в пористых и проницаемых коллекторах 473
Подземное хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях 480
Подземное хранение газа в выработанных нефтяных и газоконденсатных месторождениях485
Подземное хранение газа в ловушках водонасыщенных коллекторов 488
Подземное хранение жидких газов в пустотах 500
ЛИТЕРАТУРА 502
ПРИЛОЖЕНИЕ
ИНСТРУКЦИЯ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ НИЗКОДЕБИТ
НЫХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН И АНАЛИТИЧЕСКИМ МЕТОДАМ ОБРАБОТКИ РЕ
ЗУЛЬТАТОВ 507
CONTENTS
INTRODUCTION. 5
FORMATION PHYSICS
PHYSICAL PROPERTIES OF ROCK - OIL AND GAS RESERVOIRS 9
Types of reservoir rocks 9
Mechanical content of rocks. 10
Porosity of rocks 12
Rock porosity measurement technique. 13
Permeability of rocks 15
Phase and relative rock permeability 18
Dependence of permeability of porosity and pore size 24
Distribution by pore size 25
Laboratory technique of rock permeability determination 28
Specific rock surface 30
Methods of specific rock surface determination 32
Heterogeniety of rock reservoir properties. Statistic methods of reflection 33
Reservoir properties of fracture! rocks 39
Connection of effective diameter of gas saturated formation particles with average diameter of porous environment channels 43
Reynolds criteria for porous environment 47
Dependence of the critical Remolds number on geological & physical parameters of porouse medium51
Calculation of die critical Reinolds number depending on geological & physical parameters of porouse medium 57
Dependence of the critical Reinolds number on the geological & physical parameters of porouse medium tym$, the structural coefficient of the porouse medium т and the Slikhter number SI 57
Dependence of linear size in Forghmeier formula on average diameter of porous environment particle, on average diameter of porous environment channel, on permeability coefficient and on porosity59
Relative and absolute roughness of porous environment charnels 62
Influence of tubes and porous environment liquid phase on friction coefficient 66
Formal approach to hydrolic resistaace coefficient expression in porous environment 67
Influence of temperature on phase permeability of oil, water and gas 69
PHYSICAL, MECHANICAL AND THERMAL PTOPERTIES OF ROCKS 71
Stress state of rocks in massif bedding conditions 72
Stress state of rocks in mining areas 75
Deformation and durability properties of rocks 78
Elastic changes of reservoir properties in die process of oil and gas fields development and exploitation81
Influence of pressure on reservoir properties of rocks 85
Elastic fluctuations in rocks and their acoustic properties 86
Thermal properties of rocks 89
Chapter Hl CONTENT AND PHYSICAL PROPERTIES OF GASES AND OILS 92
Physical properties of oil and gas under different deposit conditions 92
Oil content and classification 93
Gas solubility in oil and water 95
Pressure of oil saturation by gas 101
Oil compressibility. Volume coefficient 102
Density of formation oil 105
Viscosity of formation oil 105
Structural and mechanical properties of abnormally viscous oil 106
Devices for oil properties investigation 113
Photocolorimetric analysis of oil 119
PHASE STATES OF HYDROCARBON SYSTEMS 123
Schemes of hydrocarbons phase changes 123
Critical temperature and critical pressure in multicomponent hydrocarbon mixtures 132
Moisture content of natural gas and gascondensate systems. Influence of water on phase changes of hydrocarbons 135
Phase states of oil-gas systems under various temperatures and pressure 138
Short characteristics of gasohydrate deposits 139
FORMATION WATERS AND THEIR PROPERTIES 143
Fixed water state in oil and gas reservoirs 143
Methods of formation fixed water quantity determination 145
State of transient zones oil-water, oil-gas and water-gas 151
Physical properties of formation water 152
Non-organic crystal residues fall out in passing produced water 154
Calculation of capillary absorption height in various porous environments 161
Influence of fixed water on average radius and specific surface of porous environment 162
MOLECULAR AND SURFACE PROPERTIES OF OIL-GAS-WATER-ROCK SYSTEM 165
Role of surface phenomena in the process of oil, water and gas movement in porous environment165
Dependence of formation liquids surface tension from temperature and pressure 165
Wetting and contact angle. Adhesion work. Wetting heat 168
Kinetic hystersis lag of wetting 172
Properties of formation liquids upper layers 173
Wetting angles measurement 174
PHYSICAL BASICS OF OIL BY WATER AND GAS DISPLACEMENT IN POROUS ENVIRONMENTS 178
Sources of formation energy. Forces acting in deposits 178
Surface phenomena under formation liquids filtration. Reasons for Darci law violation 180
Electrokinetic phenomena in porous environments 181
Joule-Thomson effect in the process of liquids and gas movement in porous environment 183
General scheme of oil by water and gas displacement in formation 185
Formation oil recovery under various conditions of deposit drainage 186
Capillary process role in the process of oil by water displacement in porous environments 190
Utilization of capillary phenomena theory to establish dependence of oil recovery from various factors192
Oil recovery dependence from the speed of oil by water displacement 193
FORMATION OIL RECOVERY RAISING 195
Methods of raising oil recovery 195
Washing and oil displacement properties of water 196
Water treatment by surface active substances~ 198
Utilization of carbon dioxide to increase formation oil recovery 200
Displacement of formation oil by polymer solutions 208
Alkaline and thermoalkaline flooding 211
Micellara solutions 213
Thermal methods of oil recovery raising 214
Conditions of edge hydrocarbons mutual solution with oil and gas 219
Oil recovery by high pressure gas......................................................223
PRODUCTION AND UNDERGROUND STORAGESOF GAS
INDUSTRY DEVELOPMENT MILESTONES 229
Short history of gas industry development in Russia 229
Advantages of the natural gas, future developments in and major tasks for the scientific and technological progress in gas industry 232
CONTENT AND PHYSICAL-CHEMICAL PROPERTIES OF NATURAL GAS 236
Content and classification of natural gases 236
Physical-chemical properties of hydrocarbon gases 237
Gas mixtures 237
Liquid mixtures 242
Analytical methods of natural gases physical properties calculation 243
Resilience of saturated vapors 265
Balanced two phase multycomponent systemcontent determination 268
Equations of phase concentrations 271
Phase balance constant determination utilizing convergence pressure 272
Componenets phase balance constant determination utilizing ideal constant formula 274
Determination of constant of phase balance components utilizing state equation 275
Analytical calculation of inter phase tension using liquid and water phase content 279
GAS WELLS 281
Peculiarities of gas wells design 281
Gas wellhead equipment 283
Underground equipment of gaswells bore holes for various content natural gas production 286
Gas wells bottom holes equipment 293
Calculation of inner diameter and depth of running tubing string into a well 296
Equipment and technique for displacement of liquid from bottom hole of gas and gascondensate wells301
Simultaneous separate exploitation of two formations by one well 304
GAS WELLS STUDY 307
Purposes of gas and gascondensate wells study 307
Technology and technique of gas wells study 308
Determination of filtration and capacity parameters of formation utilizing data of gas wells study with steady state behavior 318
Determination of filtration and capacity parameters of formation utilizing data of gas wells study on unestabished regimes 321
Determination of formation anisotropic coefficient utilizing curves of borehole pressure raising in imperfect by the degree of formation exposing wells 324
Gas reserves calculation in specific volume of wells draining..... 328
Formation thickness determination which filtrates vapor and liquid phases 330
Calculation of maximum acceptable depression in formation and well production rate at exploitation fields in weakly cemented gas saturated rocks 331
GAS FIELDS DEVELOPMENT AND EXPLOITATION- 335
Development system 335
Wells positioning on the Structure and gas bearing square 335
Technological regime of gas wells exploitation 337
Analysis of determination of "average" well filtration coefficients 339
Regulation of gas well output and pressure 349
Gas fields exploitation regime 351
Methods of increasing gas wells output 353
Calculation of pressure distribution in deformed formation at real gas filtration according to Darsi Law356
Calculation of edge water movement into gas deposit of strata! type 357
Calculation of bottom hole water intrusion into gas deposit of a massive type 361
Determination of initial gas reserves and initial gas saturation of flooded zone according to data of gas deposit exploitation 363
Scheme of gas and gascondensate collection and infield transportation 365
DEVELOPMENT AND EXPLOITATION OF GASCONDENSATE FIELDS 370
Phase metamorphosis of gascondensate mixtures 370
Analytical metamorphosis of gascondensate mixtures at pressure and temperature changes 372
Calculation of differential condensation of natural gascondensate mixture process 377
Determination of minimally necessary speed of gas stream for complete condensate carrying out from the well bottom hole 381
Laboratory equipment and gascondensate mixture study methods 383
Methods of gascondensate fields study and field equipment for carrying out such studies 387
Calculation of stratal gas content and balance reserves of components 392
Complex studies of gascondensate wells and gathering lines when carbon dioxide and sulfur gas is in stratal resources 395
Determination of stable condensate losses in formation at gas regime of deposit exploitation 398
Basics of gascondensate fields development design 399
Placement of injecting and producing wells on the structure 401
Calculation of wet gas displacement by dry gas 402
Calculation in injecting and producing wells number 404
Calculation of gas displacement by incompressible water from closed type dome deposit of stratal type408
Technichal and economical determination of rational number of water injection wells at injection water into locked gas deposits 411
Analysis and generalization of laboratory studies and field data on gas output coefficient 412
Temperature influence on gas output of formation 418
Component output of gas and gascondensate fields 418
Methods of increasing component output of gascondensate fields 422
GASCONDENSATE FIELDS EQUIPMENT 424
Goods produced on gascondensate field 424
Specialized standard requirements to dry gas going into trunk pipeline and to stable condensate 425
Main equipment of gascondensate field for production of dry gas and stable condensate 430
Calculation of inner diameter and transmission capacity of vertical gravitational separator 433
Calculation of heat transmission coefficient in heat exchanger before the beginning and at the process of deposit exploitation 438
Gas low temperature separation unit with expander device 444
Gas low temperature separation unit with utilization of artificial cold 449
Technological schemes of gathering and transportation resources to gas processing plants 454
FIELD BOOSTING COMPRESSOR' STATIONS 458
Assignment of field boosting compressor stations 458
Technological conditions of field boosting compressor stations work at gas regime of deposit development.458
Boosting compressor stations equipped with plunger type compressors 460
Boosting compressor stations equipped with centrifugal type compressors 463
Boosting compressor stations equipped with blade type compressors 464
Boosting compressor stations equipped with gas pumping equipment of different type 467
Placement of boosting compressor stations on complex gas treating units 471
UNDERGROUND GAS STORAGES 473
Underground gas storage in porous and permeable reservoirs 473
Underground storage of gas in exhausted or partially worked out gas and gascondensate fields 480
Underground storage of gas in worked out oil and gascondensate fields 485
Underground storage of gas in traps of water saturated reservoirs 488
Underground storage of liquid gases in voids 500
REFERENCES- 502
ADDITION
INSTRUCTION FOR STUDY OF SMALL OUTPUT EXPLORATION WELLS ON SUBJECT OF
CONDENSATE CONTENT AND ANALYTIC AL METHODS OF PROCESSING THE RESULTS507
Набор и верстка выполнены в издательстве
на компьютерной технике
Н/КЛР№ 020297 от 27.11.91
Подписано к печати 13.12.95Формат 70x100 1/16
Гарнитура Таймс. Печать офсетная
Усл.печ.л. 44,2. Усл.кр.-отт. 44,2. Уч.-изд.л. 42,8
Тираж3 000 экз. Тип. зак. 3860.Заказное
Издательство "Наука"
117864 ГСП-7, Москва В-485, Профсоюзная ул., 90
Московская типография №2 РАН
121099, Москва Г-99, Шубинский пер., 6
0,158 • 0,020 • 10-3 (4,72 ■ 10-4 )1/2
Рассчитаем Хкр:
кр2 • 1,85 • 10"2(4,72 • Ю"4)1/2 • 4,64(49,4 • 10"2)2
<№) 81ш8,7-3,75-4,72 10"4 п
к= 0,43.
0,27(1-SB)m„ 0,27(1-0,162)0,158
т>кр = 0,03/ 1,18-Ю”3 = 25,4см/с.
Вычислим коэффициент проницаемости пористой среды из стеклянных шариков:
t --26 4 Д
Ар1,59’
Рассчитаем число Слихтера. При/Пр = 0,259, ^ = 1,74 10,2т0*545 = 16^; т0.545 _ 161,74 _ 2 10,2’ ’
Определим эффективный диаметр пористой среды из стеклянных шариков:
ГГ= 26,4-1,02 -1Q-12
У 5/ у 12,5 10"4
Определим критическое число Рейнольдса:
Re 25,4 ■ 10-2 • 0,52 • 1,45 10"4.1,18
екр 0,259-1,8 10"5
Авторы работы [50] предполагали, что ReKp = 12. Рассчитаем коэффициент трения:
, dApm^ О^-Мб-Ю^-О.вЦОДбд^-ЬбО-Ю4 m 2Lpo2p 2-0,92-1,18(25,4 IO-2)2
В работах [22, 47] приведены данные об уменьшении коэффициента трения при
начальном увлажнении сухой пористой среды или внутренней поверхности насосно
компрессорных труб (НКТ).
Теоретического, количественного объяснения этому факту не дано до настоящего времени. Эту проблему можно исследовать на основе изменения абсолютной шероховатости каналов пористой среды и внутренней поверхности НКТ.
10-20 кВт.
1. По номограмме:
рпр = 25/0,1(55,3-10,4 0, 61/2) = 25/4,784 = 5,22;
ркр = 0, к 55,3 -10,4 • 0,61/2) = 4,784 МПа.
По рис. 118 определим: при Т = 353 К и рпр = 5,22 цн =0,0200 мПа с.
В случае длительной эксплуатации гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия власта газоконденсатной скважины на установившемся режиме при достаточно однородном коллекторе и отсутствии столба конденсата на забое скважины движение газоконденсатной смеси к скважине можно представить разде-
RUSSIAN STOCKHOLDING COMPANY "GAZPROM"
O.M. YERMILOV V.V. REMIZOVA.I. SHIRKOVSKII L.S. CHOUGOUNOV
FORMATION PHYSICS,PRODUCTIONAND UNDERGROUNDSTORAGEOF NATURAL GAS
Chief EditorThe Academician of the Academy of MineralsA.K. TEREKHOV
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ”
О.М. ЕРМИЛОВ В.В. РЕМИЗОВА.И. ШИРКОВСКИЙ Л.С. ЧУГУНОВ
ФИЗИКА ПЛАСТА,ДОБЫЧАИ ПОДЗЕМНОЕХРАНЕНИЕГАЗА
Ответственный редакторакадемик Академии горных наукА.К. ТЕРЕХОВ
ББК 35.514
Е 73УДК 553.9
Рецензентдоктор технических наукпрофессор П.Т. Шмыгля
Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С.
Е 73 Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. - 541 с.
ISBN 5-02-003637-4
В книге рассмотрены современные достижения в области физики нефтяного и газового пластов, проектирования системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, техники и технологии добычи газа, газового конденсата и подземного хранения газа. Уточнены зависимости между диаметрами частиц и поровых каналов, получено новое универсальное выражение для произведения коэффициента гидравлического сопротивления на число Рейнольдса для различных пористых сред, исследована проблема абсолютной и относительной шероховатости каналов пористой среды.
Для широкого круга специалистов научно-исследовательских институтов, высших учебных заведений и инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности.
Табл. 73. Ил. 216. Библиогр.: 119 назв.
„ 2503010400-198 г е
Е —— Без объявленияББК 35.514
042(02)-96
Yermilov О.М., Remizov V.V., Shirkovskii A.L, Chougounov L.S.
Formation physics, production and underground storage of natural gas. - M.: Nauka, 1996. - 541 p.
ISBN 5-02-003637-4
The study dwells on the latest achievements in physic nature of oil and gas stratum analysis, the design of gas and gas condensate fields development systems, the technology and technique for gas and gas condensate production and on the underground gas storage problems. The correlation between particles size and pore channels was detailed, new general expression for the compound coefficient of hydraulic resistivity multiplied by Remolds number for different porouse mediums was calculated, the problem of absolute and relative roughness in the channels of the porouse medium was examined.
For the experts of R& D institutes, scholars of universities, engineers & technicians working in gas industry.
Tabi. 73. II. 216. Bibliogr.: 119.
ISBN 5-02-003637-4© O.M. Ермилов, В.В. Ремизов,
А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов, 1996
© Е.Б. Иваненко, оформление, 1996