Нефтяные газы и их свойства. Газ растворенный в нефти газ


Растворимость газов и нефти

РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ (а. gas solubility in oil; н. Gasloslichkeit im Erdцo; ф. solubilite des gaz dans l'huile; и. di solubilidad de gases en petroleo) — способность газов образовывать растворы с нефтью. На растворимость газов в нефти влияют в основном давление, температура, состав газа и нефти. С ростом давления растворимость газов в нефти повышается, с увеличением температуры — уменьшается. Отдельные компоненты нефтяных газов имеют различную степень растворимости в нефти (селективная растворимость нефтяных газов) при одинаковом давлении и температуре. Распределение отдельных компонентов газа между жидкой и газовой фазами происходит до тех пор, пока парциальные давления в обеих фазах для каждого из них не сравняются.

С увеличением молекулярной массы газов растворимость их в нефти возрастает, т.е. в жидкую фазу при прочих равных условиях легче перевести более тяжёлые углеводороды, чем лёгкие. Вследствие этого при низких давлениях в нефти обычно растворено очень незначительное количество метана и этана по сравнению с более тяжёлыми газами. С повышением общего давления процентное содержание метана и этана в растворённом газе повышается. Растворимость газов в нефти при постоянном давлении и температуре падает с уменьшением относительной плотности газа, которая определяется молекулярной массой составляющих её компонентов. С увеличением молекулярной массы и плотности нефти растворимость газов в ней уменьшается. Растворимость газов в нефти уменьшается также с увеличением содержания в ней нафтеновых и ароматических углеводородов. Растворимость газов в нефти измеряется при давлении 101 кПа и температуре 20° С. Количество растворённого в нефти газа называют газосодержанием. Количество газа, растворяющегося в единице объёма или массы нефти при увеличении давления на одну единицу, называется коэффициентом растворимости газов в нефти. В зависимости от давления, температуры, состава газа и нефти коэффициент растворимости газов в нефти составляет (4-5)•102-(4-5) •10-5 м3/м3•Па.

www.mining-enc.ru

Нефтяные газы и их свойства — Мегаобучалка

 

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Природные нефтяные газы – смеси предельных углеводородов, главной составляющей которой является метан. В виде примесей в природном газе присутствуют азот, углекислый газ, сероводород, меркаптаны, гелий, аргон и пары ртути.

Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом они близки к свойствам метана, как основного компонента смеси.

Попутные газы месторождений Муравленковского региона содержат от 59,7 % до 84 % метана.

Молекулярная масса газа: 16-20 кг/кмоль.

Плотностьгаза: 0,73 – 1 т/м3.

При расчетах пользуются относительной плотностью -плотность газа, взятая по отношению к плотности воздуха.Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующими за ними по относительной плотности являются пропан С3Н8 (1.522) и бутан С4Н0 (2.006), которые также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Относительная плотность попутных газов Муравленковского региона варьируется от 0,763 до 1,029.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле:

S = a Р b,

где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a ‑ коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01 МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг∙град, а объемная в кДж/м3∙град.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Природный газ- смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газыразделяются на:

Сухие -природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 гр газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др. Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10-5 до 1х10-5Па-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ. По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате - объем газа больше объема поступления нефти. Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше. Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

 

2.3. Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов.

 

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2¸3 0С.

Пластовые воды

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты. Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной. До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ, пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды. Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5 ¸ 5·10-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Вязкость пластовой воды при 200С составляет 1мПа·с, а при 1000С – 0,284 мПа·с.

Подтоварная вода содержит большое количество как органических, так и неорганических соединений, точный состав сильно варьируется в зависимости от геологической структуры месторождения, состава добываемого флюида. Кроме того, вода может содержать бактерии, суспендированные механические примеси, радионуклиды и тяжелые металлы. Таким образом, пластовая вода представляет собой достаточно агрессивную многокомпонентную жидкость, которая требует дополнительной очистки перед последующей утилизацией. Подтоварную воду нельзя спускать в реки или просто на поверхность земли. Пластовая вода крайне вредно действует на окружающую среду, содержащую неорганические соли, органические соли, органические кислоты и ионы тяжелых металлов, при этом она может иметь уровень радиоактивности, превышающий уровень радиоактивности окружающей среды.

megaobuchalka.ru

растворенный газ - это... Что такое растворенный газ?

 растворенный газ solute gas

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • растворенный воздух
  • растворённый газ

Смотреть что такое "растворенный газ" в других словарях:

  • Растворенный газ — Растворенный газ: легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти... Источник: ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА… …   Официальная терминология

  • растворенный газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas in solution …   Справочник технического переводчика

  • растворенный газ — 3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • вязкость нефти, содержащей растворенный газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil fluid viscosity …   Справочник технического переводчика

  • растворенный в нефти газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN solution gas …   Справочник технического переводчика

  • ГАЗ ПОПУТНЫЙ — жирный газ, растворенный в нефти, и газ газовых шапок (спонтанный), пространственно и генетически связанные с залежами нефти. Содер. тяжелых углеводородов в попутных газах может в процессе снижения пластового давления доходить до 40% (Высоцкий,… …   Геологическая энциклопедия

  • растворенный воздух — 5.16 растворенный воздух: Воздух, равномерно распределенный в жидкости в виде молекул или атомов и образующий с этой жидкостью единую фазу. Источник: ГОСТ Р 51109 97: Промышленная чистота. Термины и определения оригинал документа Смотри также… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Растворенный воздух (газ) — 4 Растворенный воздух (газ) Воздух (газ), находящийся в жидкой среде (масле) в состоянии истинного раствора, т.е. в межмолекулярном состоянии Источник: РД 153 34.0 43.210 00: Масла турбинные, нефтяные и огнестойкие. Метод определения объемного… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • растворенный (нефтяной) газ — 8 растворенный (нефтяной) газ: Газообразная смесь углеводородных С1 С4 и неуглеводородных компонентов, растворенная в нефти при пластовых условиях и выделяющаяся при приведении нефти к стандартным условиям. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • попутный (нефтяной) газ — 16 попутный (нефтяной) газ: Растворенный газ или смесь растворенного газа и газа газовой шапки (свободного газа), добытый из нефтяных скважин совместно с нефтью и прошедший сепарацию на промысле. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нефтяной попутный газ — газ, растворенный в нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти. Содержание нефтяного газа в нефтях (газовый фактор) колеблется от 3–5 куб. м/т …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

dic.academic.ru

растворенный газ - это... Что такое растворенный газ?

 растворенный газ

3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.

3.5 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

  • Растворенный воздух (газ)
  • растворенный неорганический углерод

Смотреть что такое "растворенный газ" в других словарях:

  • Растворенный газ — Растворенный газ: легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти... Источник: ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА… …   Официальная терминология

  • растворенный газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas in solution …   Справочник технического переводчика

  • вязкость нефти, содержащей растворенный газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil fluid viscosity …   Справочник технического переводчика

  • растворенный в нефти газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN solution gas …   Справочник технического переводчика

  • ГАЗ ПОПУТНЫЙ — жирный газ, растворенный в нефти, и газ газовых шапок (спонтанный), пространственно и генетически связанные с залежами нефти. Содер. тяжелых углеводородов в попутных газах может в процессе снижения пластового давления доходить до 40% (Высоцкий,… …   Геологическая энциклопедия

  • растворенный воздух — 5.16 растворенный воздух: Воздух, равномерно распределенный в жидкости в виде молекул или атомов и образующий с этой жидкостью единую фазу. Источник: ГОСТ Р 51109 97: Промышленная чистота. Термины и определения оригинал документа Смотри также… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Растворенный воздух (газ) — 4 Растворенный воздух (газ) Воздух (газ), находящийся в жидкой среде (масле) в состоянии истинного раствора, т.е. в межмолекулярном состоянии Источник: РД 153 34.0 43.210 00: Масла турбинные, нефтяные и огнестойкие. Метод определения объемного… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • растворенный (нефтяной) газ — 8 растворенный (нефтяной) газ: Газообразная смесь углеводородных С1 С4 и неуглеводородных компонентов, растворенная в нефти при пластовых условиях и выделяющаяся при приведении нефти к стандартным условиям. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • попутный (нефтяной) газ — 16 попутный (нефтяной) газ: Растворенный газ или смесь растворенного газа и газа газовой шапки (свободного газа), добытый из нефтяных скважин совместно с нефтью и прошедший сепарацию на промысле. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нефтяной попутный газ — газ, растворенный в нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти. Содержание нефтяного газа в нефтях (газовый фактор) колеблется от 3–5 куб. м/т …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

normative_reference_dictionary.academic.ru

Газ, растворенный в нефти

Во всех нефтяных залежах присутствует растворенный в нефти газ, хотя бы в небольших количествах [22]. Для того чтобы газ оставался в растворенном состоянии, требуется определенное давление. Таким образом, все залежи обладают тем или иным количеством потенциальной энергии. Энергия сжатого и растворенного газа обычно является преобладающим видом пластовой энергии в залежах, сформировавшихся в изолированных и запечатанных ловушках (линзах, тектонических блоках, сцементированных песчаных породах и т.п.). Эта энергия высвобождается при расширении растворенного газа и выделении его из нефти вследствие снижения давления в залежи и в столбе нефти в скважине. Расширяющийся газ движется в направлении более низкого градиента потенциала флюида, увлекая с собой нефть. Залежи, разрабатываемые исключительно за счет энергии расширения газа, высвобождающегося из раствора в нефти, называются залежами с режимом естественного истощения или режимом растворенного газа.

В момент вскрытия такой залежи давление в ней достигает максималь­ного значения, а затем постепенно снижается по мере разработки. Так как пластовая энергия заключена главным образом в первоначально сжатом и растворенном в нефти газе, то снижение давления в общем пропорционально количеству газа, извлеченного из залежи вместе с нефтью. Снижение пластового давления обусловливает уменьшение коэффициента нефтеотдачи, поскольку оставшееся в пласте количество энергии недостаточно для восстановления первоначального давления. Остановка скважины не приводит к восполнению пластовой энергии. Когда весь растворенный газ извлечен из залежи, пластовое давление снижается до атмосферного, и остающаяся в пласте нефть может двигаться в скважины только под воздействием гравитационных сил, что является крайне медленным и неэкономичным процессом (см. стр. 439-440: Гравитационные силы). Следовательно, очень важно сохранить естественную энергию залежей, характеризующихся режимами растворенного газа, поскольку расточение этой энергии неизбежно приведет к повышению стоимости разработки залежи и уменьшению количества извлекаемой нефти. В процессе разработки залежей на режиме растворенного газа наступает момент, когда пластовое давление снижается до величины давления насыщения (точки кипения), и газ начинает выделяться из раствора в свободную фазу в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти. Эти пузырьки могут собраться в сводовой части залежи, образовав вторичную газовую шапку. Вторичная газовая шапка лишь незначительно увеличивает пластовую энергию и эффективность добычи нефти, и ее ни в коем случае нельзя смешивать с первичной газовой шапкой. Иногда вторичная газовая шапка образуется в результате расширения растворенного газа и выделения его в освободившуюся часть порового пространства, ранее занятого нефтью, извлеченной на поверхность. Скважины, расположенные в пределах распространения вторичной газовой шапки, характеризуются очень высокими газовыми факторами и могут давать даже чистый газ.

В случае полного истощения растворенного газа или значительного снижения его содержания в пластовой нефти энергия природного резервуара может быть восстановлена путем нагнетания в него газа под давлением. Обычно в пласт закачивается тот же самый газ, который добывается вместе с нефтью и отделяется (сепарируется) от нее на поверхности. Кроме повышения и поддержания пластового давления, этим достигается и дополнительный эффект: двигаясь от скважин с высоким давлением (нагнетательных) к скважинам с низким давлением (эксплуатационным), т. е. вновь в направлении понижения градиента потенциала флюида, газ расширяется и увлекает вместе с собой нефть¹. Процесс поддержания пластового давления на уровне его первоначального значения путем закачки в пласт газа под давлением называется восстановлением давления (repressuring). Пластовое давление можно также поддержать или повысить путем закачки в пласт воды под давлением через скважины, расположенные на погруженных участках структуры. Это так называемое заводнение. Если к моменту начала заводнения или закачки газа под давлением первичная энергия пласта, создававшаяся растворенным газом, уже была в значительной степени исчерпана, то такой процесс дополнительной разработки называется вторичной добычей или вторичным методом разработки (см. также стр.447-450). Механизм добычи нефти на естественном режиме растворенного газа и на режиме искусственного поддержания давления в этом случае один и тот же.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа значительно ниже, чем при других источниках пластовой энергии, и составляет 10-30%

¹Процесс извлечения жирного газа из пласта, осушения его (отделения конденсата) и закачки сухого газа вновь в пласт с целью поддержания пластового давления называется сайклингом или рециркуляцией газа.

 

в большинстве случаев менее 20%, геологических запасов нефти в пласте¹. Такой низкий процент нефтеотдачи является следствием весьма ограниченного количества газа, первоначально содержавшегося в нефти и недостаточного для вытеснения нефти из породы и продвижения ее в сторону забоев скважин, а также той легкости, с которой газ проходит через нефть. Различия в конечной добыче нефти на режиме растворенного газа связаны со следующим фактом: в большинстве случаев максимальный коэффициент нефтеотдачи (см. стр. 444) возможен лишь при условии очень медленного темпа разработки и относительно небольших дебитов скважин, что позволяет использовать всю или почти всю энергию сжатого газа для извлечения

Фиг. 10-12. Характеристика разработки залежи на режиме растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).

Фиг. 10-13. Обобщенная кривая изменения темпа добычи нефти из залежи с режимом растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-94, 1952).

 

нефти. Только при этом условии разработка такой залежи может быть достаточно выгодной. Если увеличить темп отбора нефти из залежи, пластовое давление начнет резко падать, газовый фактор уже на ранней стадии разработки станет очень высоким, и весьма ограниченная энергия сжатого растворенного газа будет быстро истощена. В некоторых залежах газовый фактор резко возрастает уже после небольшой добычи нефти. Причина этого заключается в том, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для нефти начинает резко снижаться: извлечение из залежи, например, одной четверти заключенной в ней нефти может привести к уменьшению фазовой проницаемости для оставшейся нефти на 0,1 ее первоначальной величины (см. фиг. 4-6). Это в свою очередь приводит к тому, что коллектор становится более проницаемым для газа, обладающего низкой вязкостью, т.е. к резкому повышению газового фактора. На фиг. 10-12 показан характер уменьшение добычи нефти на режиме растворенного газа с сопутствующим снижением пластового давления и повышением газового фактора. Обобщенная кривая изменения величины добычи нефти за весь период разработки залежи на режиме, использующем энергию растворенного газа,

¹Геологические запасы нефти в пласте («Oil in place») представляют собой то количество нефти, которое содержится в поровом пространстве коллектора, полностью насыщенного этой нефтью. Извлекаемая нефть - это товарная нефть (нефть, получаемая на поверхности), которая может быть добыта с помощью всех известных методов, первичных и вторичных, при существующих экономических условиях. Физически извлекаемая нефть - товарная нефть, которая может быть получена всеми известными методами безотносительно к ее стоимости. Остаточная нефть ‑ нефть, остающаяся в пласте после окончания разработки залежи. Это адсорбированная нефть, а также нефть, удерживаемая капиллярным давлением в мельчайших порах. Она неизвлекаема. Первичная извлекаемая нефть может быть добыта с использованием естественной энергии пласта. Вторичная извлекаемая нефть ‑ это нефть, добываемая с помощью искусственного восстановления энергии пласта, например путем заводнения или закачки газа под давлением.

 

показана на фиг. 10-13. Сравнительная характеристика добычи нефти и газовых факторов по группе месторождений США приведена на фиг. 10-14. Второй причиной относительно невысокой эффективности разработки нефтяной залежи на режиме растворенного газа является повышение вязкости нефти по мере извлечения газа. Вначале, когда выделяется растворенный в нефти газ, присутствующий в ней в виде мельчайших рассеянных пузырьков, общая вязкость газо-нефтяной смеси уменьшается, и эта смесь движется в пласте более свободно. Однако это лишь временный эффект. Как только мельчайшие пузырьки газа соединятся в крупные пузыри,

Фиг. 10-14. Соотношение между величиной газового фактора и коэффициентом нефтеотдачи для некоторых месторождений США (Katz, Williams, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 354, Fig. 12, 1952).

В частности, для группы месторождений побережья Мексиканского залива газовый фактор варьирует в пределах 1250-1500 куб. футов газа на 1 баррель нефти. В этих условиях на каждые 100 баррелей нефти в пласте можно получить 60-62 барреля нефти на поверхности. Наиболее высокий газовый фактор для нефтяной залежи составляет 4900 куб. фут/баррель, а самый низкий для газоконденсатной ‑ 3300 куб. фут/баррель.

1 ‑ газоконденсатные месторождения; 2 ‑ нефтяные и газо-нефтяные месторождения.

 

образовав непрерывную газовую фазу, газ начнет обгонять нефть в своем движении к скважинам. Большая часть нефти, обедненной растворенным газом и потому более вязкой, становится неизвлекаемой. На этой стадии разработки скважины вместе с нефтью начинают давать и небольшое количество воды, что свидетельствует о снижении «промывающего эффекта» пластовых вод в общем объеме добываемой нефти.

 

Режим газовой шапки (газонапорный режим)

Присутствие первичной газовой шапки над нефтяной залежью свидетельствует об избыточном количестве газа, полностью насыщающего нефть при пластовых давлении и температуре. Это так называемая «насыщенная залежь». В этом случае пластовая энергия заключена не только в газе, растворенном в нефти, но и в сжатом пластовым давлением свободном газе газовой шапки. При снижении пластового давления по мере извлечения нефти и уменьшения ее объема расширяющийся свободный газ «подчищает» поровое пространство, способствуя передвижению этой нефти к скважинам. Режим работы залежи, характеризующейся наличием первичной газовой шапки и движением нефти исключительно в результате расширения растворенного газа и сжатого газа газовой шапки, называется газонапорным режимом или режимом газовой шапки. Соотношения между объемами нефти и газовой шапки в таких залежах могут быть самыми различными: одни залежи характеризуются небольшими газовыми шапками, другие, наоборот, крупными шапками и незначительными нефтяными оторочками.

Когда в залежи с режимом растворенного газа пластовое давление упадет до точки кипения, различие между этим режимом и газонапорным режимом начинает исчезать. Давление в залежи с режимом растворенного газа может снижаться до тех пор, пока не образуется газовая шапка, т.е. на поздних стадиях разработки в залежи могут действовать оба источника пластовой энергии. В начальной стадии разработки, когда залежь только что вскрыта скважинами, для любой залежи характерен максимум аластовой энергии. Затем по мере снижения пластового давления количе­ство пластовой энергии уменьшается вплоть до полного ее истощения, и дальнейшее извлечение нефти становится невозможным.

Фиг. 10-15. Эксплуатационная характеристика залежи при газонапорном режиме (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).

 

Раньше, когда не были еще известны залежи с газонапорным режимом, скважины обычно «продували» до тех пор, пока из залежи не выходило все избыточное количество газа и в скважину не начинала поступать нефть. Скважины, вскрывшие газовую шапку, начинали давать чистый газ сразу же, но часто газом фонтанировали и скважины, вскрывшие нефтяную часть залежи, в особенности в случае слишком быстрого извлечения флюидов. В результате энергия сжатого газа преждевременно истощалась, что вело к необходимости перевода скважин на насосный способ добычи значительно раньше, чем это требовалось при условии сохранения пластовой энергии. Современные методы эксплуатации скважин направлены на максимальное использование пластовой энергии, чтобы газ не только увлекал в скважину возможно большее количество нефти, но и способствовал подъему этой нефти на поверхность.

Эффективность разработки залежей на газонапорном режиме значительно выше, чем на режиме растворенного газа, и коэффициент нефтеотдачи колеблется от 30 до 80%, но в большинстве случаев не превышает 60%.

Основным фактором, препятствующим более полному извлечению нефти при газонапорном режиме, является низкая вязкость газа, обусловливающая большую, чем у нефти, скорость фильтрации его сквозь наиболее проницаемые участки пласта. Если залежь интенсивно эксплуатируется, газ начинает обгонять нефть, почти не вытесняя ее из порового пространства. На фиг. 10-15 показана типичная диаграмма снижения темпа добычи в случае работы залежи на газонапорном режиме. Газовый фактор достигает максимального]значения в момент, когда добыча нефти из залежи становится минимальной.

Залежи, которые в условиях небольших глубин обычно характеризуются присутствием газовых шапок, приобретают совершенно иной облик с увеличением температуры и давления с глубиной, пока в конечном счете различие между нефтью и газом не исчезнет вовсе. Такому случаю отвечает точка В на фиг. 10-4. Плотность газа возрастает с увеличением давления (или глубины) в результате увеличения степени сжатия газа в ограниченном пространстве. Плотность нефти, наоборот, по мере погружения будет уменьшаться, так как возрастающее давление будет способствовать переходу все большего количества свободного газа в растворенное состояние. В конце концов в критической точке, соответствующей абсолютному давлению 5000-6000 фунт/кв. дюйм (350-420 атм), величины плотности газа и нефти станут равными, а значения вязкости, поверхностного натяжения и сжимаемости - настолько близкими, что отличить нефть от газа станет практически невозможно, ибо они перейдут в однофазное состояние. Такова, в частности, природа газоконденсатных залежей: при увеличении давления происходит растворение нефти в газовой фазе (испарение) и образование однофазной системы, а при снижении давления ‑ обратная (ретроградная) конденсация с разделением смеси на жидкую и газообразную фазы.

 



3-net.ru