книги / Управление продуктивностью скважин

Кроме динамической вязкости для расчетов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести:

где ν – коэффициент кинематической вязкости, м2/с; ρ – плотность нефти, кг/м3.

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости):

где V – объем, занимаемый нефтью при давлении Р, м3;

∆V – изменение объема нефти при изменении давления на величину ∆Р, м3.

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и количества растворенного газа. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4–0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1).

С количеством растворенного газа в нефти также связан объемный коэффициент b (см. рис. 1.5), характеризующий отношение объемов для единицы массы нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

где Vпл – объем нефти в пластовых условиях, м3;

21

Vдег – объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С после дегазации, м3.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти U, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность, %:

Нефтяные газы состоят из смеси газообразных углеводородов преимущественно парафинового ряда (метана, этана, пропана, бутана), азота, гелия, аргона, углекислого газа, сероводорода. Содержание азота, сероводорода, углекислого газа может достигать нескольких десятков процентов.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры, находятся в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ растворен в нефти. По мере снижения давления при разработке месторождения этот газ (попутный нефтяной газ – ПНГ) будет выделяться из нефти.

Плотность смеси газов:

Для нормальных условий ρвозд ≈ 1,293 кг/м3, для стандартных условий ρвозд ≈ 1,205 кг/м3.

22

Если плотность газа задана при атмосферном давлении Р0 (0,1013 МПа), то пересчет ее на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объемов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

23

где Р – абсолютное давление, Па; V – объем, м3;

Q – количество вещества, моль; Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная, Па м3/(моль град). Для идеального газа

Реальные газы не подчиняются законам для идеального газа, и коэффициент сверхсжимаемости z характеризует степень отклонения реальных газов от закона (20). Отклонение связано с взаимодействием молекул газа, имеющих определенный собственный объем. В практических расчетах можно принимать z 1 при атмосферном давлении. С увеличением давления и температуры значение коэффициента сверхсжимаемости все в большей степени отличается от единицы. Величина z зависит от состава газа, давления и температуры (их критических и приведенных значений) и может быть определена с помощью графиков или различных зависимостей [20].

Критическое давление – давление вещества (или смеси веществ) в его критическом состоянии. При давлении ниже критического система может распадаться на две равновесные фазы – жидкость и пар. При критическом давлении теряется физическое различие между жидкостью и паром, вещество переходит в однофазное состояние. Поэтому критическое давление можно определить еще как предельное (наивысшее) давление насыщенного пара в условиях сосуществования жидкой фазы и пара. Критическая температура – температура вещества в его критическом состоянии. Для индивидуальных веществ критическая температура определяется как температура, при которой исчезают различия в физических свойствах между жидкостью и паром, находящимися в равновесии. При критической температуре плотности насыщенного пара и жидкости

24

становятся одинаковыми, граница между ними исчезает и теплота парообразования обращается в нуль.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объем газа в пластовых условиях:

где обозначения с индексом «пл» относятся к пластовым условиям, с индексом «0» – к поверхностным (стандартным).

Объемный коэффициент газа используется при пересчете объема газа в стандартных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчете запасов):

Динамическая вязкость газа зависит от средней длины пробега и от средней скорости движения его молекул:

где ρ – плотность газа, кг/м3;

λ– средняя длина пробега молекул, м;

v– средняя скорость молекул, м/с.

Динамическая вязкость природного газа при стандартных условиях невелика и не превышает 0,01–0,012 мПа с. Она увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется увеличением плотности).

25

Растворимость газов в нефти и воде. От количества рас-

творенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение при разработке месторождений.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

Коэффициент растворимости газа α показывает, какое количество газа растворяется в единице объема жидкости при

и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различается, поэтому углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2, растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта сильно газирована (до 5 м3 СО2 на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растет, а с повышением температуры – снижается. Растворимость газа зависит также от степени минерализации воды.

26

При движении газа по пласту наблюдается так называемый дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается и изменение температуры. Интенсивность изменения температуры ∆Т при изменении давления ∆Р характеризуется коэффициентом Джоуля – Томсона:

где αt – коэффициент Джоуля – Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры), К/Па.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей, в основном хлористых (до 80–90 % от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

−подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

−краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

−промежуточные (между пропластками);

−остаточные (вода в нефтенасыщенной или газонасыщенной части коллектора, оставшаяся со времен образования залежи).

Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, ее свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Основные физические свойства пластовых флюидов – плотность и вязкость. Непосредственное влияние на продуктивность скважины оказывает вязкость фильтрующейся жидкости.

Известно, что появление воды в продукции нефтедобывающих скважин может привести к образованию водонефтяных эмульсий. Глобулы воды в нефти быстро стабилизируются содержащимися в ней поверхностно-активными соединениями

27

и механическими примесями (частицы глины, песка, продуктов коррозии стали, сульфида железа), а затем дополнительно диспергируются [30]. Образующиеся водонефтяные эмульсии характеризуются высокой вязкостью. Наиболее стойкие эмульсии образуются при степени обводненности продукции 35–75 %.

Обводненение нефти в определенных условиях может вызвать более интенсивное образование асфальтеносмолопарафиновых отложений [29].

1.5. Термодинамические условия

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии, которые могут быть использованы для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом отношении существенно зависят от величины начального пластового давления и динамики его изменения при разработке залежи.

Начальное (статическое) пластовое давление Рпл.нач –

это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные, различающиеся условиями формирования, особенностями фильтрационных процессов и значениями напора. Залежи углеводородов, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, могут иметь различные по величине значения начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей углеводородов:

28

–залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

–залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

Вгеолого-промысловой практике принято называть зале-

жи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давле-

нием. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Вводоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

Впределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления превышают значения этого показателя

вводоносной части пласта при одинаковых абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. Разницу между пластовым и гидростатическим давлением на одной абсолютной отметке пласта принято называть

избыточным пластовым давлением Ризб.

Винфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления для залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008–0,013 МПа/м. Верхний предел характерен для газовых

залежей большой высоты. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

29

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому, т.е. глубине залегания пласта, следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи.

При вертикальном градиенте больше 0,013 МПа/м пластовое давление считают сверхгидростатическим (СГПД), при градиенте меньше 0,008 МПа/м – меньшим гидростатическо-

го. В первом случае имеет место сверхвысокое (СВПД), во вто-

ром – сверхнизкое (СНПД) пластовое давление.

Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для

элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из пластов-коллекторов при их уплотнении под влиянием геостатического давления, геодинамических процессов, в результате цементации пород, теплового расширения воды и др.

Вэлизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора, из которой вода перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки. Этой воде передается часть геостатического давления, поэтому пластовое давление в водонасыщенной части пласта, граничащей с залежью углеводородов, повышается по сравнению с нормальным гидростатическим давлением.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды повышаются значения СГПД. Особенно это характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях.

Впределах элизионных водонапорных систем давление

вгипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, как

30