Давление и температура в земной коре

Нефть, газ и вода в пласте находятся под давлением, кото­рое называется пластовым. От пластового давления зависит запас пластовой энергии и свойства нефти и газа в пластовых условиях. Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта вышележащих горных пород (горное дав­ление), тектонических сил, температуры, химических процессов в данной конкретной залежи. Горное давление па нефть и газ пе­редастся через минералы, слагающие горные породы. В изолиро­ванном непроницаемыми горными породами пласте горное дав­ление приведет к созданию аномального, выше гидростатическо­го, пластового давления. Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления по сравне­нию с гидростатическим в результате перемещения пласта.

Влияние температуры сводится к разрушению сложных уг­леводородов (из которых состоит нефть и газ) и образованию большого числа простейших молекул, что приводит к увеличе­нию объема жидкости (нефть, вода) и газа и, соответственно, к росту пластового давления в изолированном пласте.

Изменение температуры может привести к химическим ре­акциям, которые, соответственно, приводят к цементации пласта и снижению пористости и, как следствие, к повышению давления в изолированном (закрытом) пласте.

Если известна плотность жидкости и газа, пластовое давле­ние определяют расчетным путем. Если скважина заполнена жидкостью и не переливает (не фонтанирует), пластовое давле­ние определяется как гидростатическое:

Р_т=Н pg, (8)

где Р_т - начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залега­ния пласта, м; р - плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение сво­бодного падения тела (g = 9,81 м/с²).

Если скважина переливает (фонтанирует), то

Р_т = Н -p-g + Py, (9)

где Р_у - давление на устье скважины. Па.

Если уровень жидкости в скважине не доходит до устья, то
P_m=H_l-p-_8t (Ю)

где Н\ — высота столба жидкости в скважине, м.

Давление в пласте относят к одной из плоскостей. За такую плоскость принято считать уровень моря или первоначальное по­ложение водонефтяного контакта в пласте. Пластовое давление, отнесенное к условной плоскости, называют приведенным пла­стовым давлением (см. рис. 4).

Приведенное пластовое давление определяется по формуле:

где Pi и Р₂ - замеренные пластовые давления в скважинах № 1 и № 2, Па; h\ и h₂ - расстояния от забоев скважин до уровня во-допефтяного контакта, м; /?„ и р_п - плотность нефти и во­ды, кг/м³.

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений необхо­димо знать некоторые виды давлений, которые влияют на технологические процессы:

B.I!. Кудииои Основы исфтсгазопромыслового дела

Глапа IV. Физические свойства горных пород

Уровень моря

Бодонсфтя-

нои контакт

Рис. 4. К определению пластового давления

1. Статическое давление па забое скважины. Статическое
давление - это давление в скважине, устанавливающееся после
длительной се остановки. Статическое давление равно гидроста­
тическому давлению столба жидкости в скважине высотой
(по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости в сква­
жине до глубины, на которой производится измерение. Обычно
за такую глубину принимают середину интервала перфорации
пласта. Статическое давление часто называют пластовым давле­
нием.

2. Статический уровень. Уровень столба жидкости, уста­
новившийся в скважине после ее длительной остановки и откры­
том устье, называется статическим уровнем.

3. Динамическое давление на забое скважины. Динамиче­
ское давление на забое скважины - это давление, установившееся
на забое в процессе отбора жидкости или газа, а также во время
закачки в скважину объекта воздействия (вода, полимеры, тепло­
носители и так далее). Динамическое давление на забое часто на­
зывают забойным давлением.

4. Динамический уровень жидкости в скважине. Уровень
жидкости, который устанавливается в работающей скважине, на­
зывается динамическим уровнем.

5. Среднее пластовое давление. Среднее пластовое давле­ние дает представление о состоянии пласта, его возможностях по отборам нефти и газа, а также указывает на эффективность проведения тех или иных ГТМ, способствующих рациональной разработке данной залежи.

Статическое давление, замеренное в разных точках пласта, характеризует локальные пластовые давления в этих точках от­бора, которые могут быть различными вследствие неоднородно­сти пласта, разной степени выработанности, степени воздействия на залежь заводнением или другими агентами и так далее.

В этой связи пользуются термином среднее пластовое дав­ление. Среднее пластовое давление Р_ср определяют по замерам статических давлений Р_{ в отдельных скважинах.

_ 1

Средневзвешенное пластовое давление по залежи определя­ется по формуле

*ср

(13)

г*

Ел

i - площадь, приходящаяся на i-ю скважину, Я,- - статис­тическое давление в i-й скважине, п - число скважин.

6. Средневзвешенное по объему пласта давление. Сред­невзвешенное по объему пласта давление учитывает не только площадь fi, приходящуюся на каждую скважину, но и среднюю толщину пласта /i;, тогда

(14)

Среднее пластовое давление определяют по картам изобар (линий равных давлений).

В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыелового дела

Глава ГУ. Физические свойства горных пород

7. Начальное пластовое давление. Среднее пластовое дав­
ление, определенное по группе разведочных скважин в период
пробной эксплуатации, называется начальным пластовым давле­
нием.

8. Текущее пластовое давление. В процессе разработки за­
лежи пластовое давление изменяется в результате увеличения
или ограничения объема закачки агента воздействия, увеличения
или ограничения отбора нефти и газа и так далее. Поэтому для
более точной оценки состояния объекта эксплуатации в разное
время определяют среднее пластовое давление и строят графики
изменения этих давлений во времени. Это давление называют
текущим пластовым давлением.

Кроме вышеперечисленных пластовых давлений в процессе разработки залежи вводятся понятия давления на линии нагнета­ния и па линии отбора жидкости из пласта.

В процессе разработки нефтяных месторождений прово­дится систематический контроль за состоянием пластового давления, по результатам которых судят о состоянии пластово­го давления и при необходимости вносятся коррективы по уве­личению или сокращению объемов закачки агента воздействия на пласт, или иные меры по регулированию процесса разра­ботки как на отдельных участках, так и в целом по месторож­дению.

Пластовое давление в скважинах замеряется глубинными манометрами, которые спускаются в скважину на скребковой проволоке.

и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Границей раздела температуры на поверхно­сти земной коры, зависящей от солнца и внутренних тепловых полей земли, является слой с постоянной положительной или от­рицательной температурой.

Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой зале­гают многолетние мерзлые породы (породы вечной мерзлоты). Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках дости­гает 500-700 м. На земном шаре такие породы занимают около 10% поверхности суши земли, а в России - более 40%. Темпера­тура ниже слоя с постоянной положительной температурой воз­растает с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повышение температуры на 1°, называется геотермической сту­пенью. В среднем она равна 33 метрам. Для характеристики из­менения температуры с глубиной пользуются геотермическим градиентом. Геотермический градиент - это прирост температу­ры горных пород па каждые 100 м углубления от зоны постоян­ной положительной температуры. Геотермический градиент при­нято считать равным 3° С. Знать температуру по разрезу залежи важно при бурении скважин, при составлении технологических схем разработки месторождений и в процессе эксплуатации за­лежи при проведении различных геолого-технических мероприя­тий (ГТМ).

10. Температура в земном коре

Температура на поверхности земли различна и изменяется в значительных пределах. Она зависит от освещенности солнцем. Колебания температуры па земной поверхности вызывают изме­нения температуры на небольшой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годо­вые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно

i нефти и г;

Глава V

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА

1. Нефть и се свойства

Нефть - это сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Существует множество углеводородов, которые отличаются друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их скопления. Физи­ческие свойства пластовых нефтей в значительной мере отличают­ся от свойств дегазированных (поверхностных) нефтей и зависят от влияния температуры, давления и растворимости газа п нефти.

В ттефтях, кроме углерода и водорода, в небольших количе­ствах содержатся кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фос­фор, йод и другие химические элементы. Плотность (удельным вес) разгазированной нефти изменяется в больших пределах - от 0,600 до 0,1000 г/см³ и зависит в основном от углеводородного состава, а также от асфальтосмолопарафиновых веществ. В пла­стовых условиях плотность нефти зависит от количества раство­ренного газа, давления и температуры.

В состав нефти также входят многие металлы, в том числе щелочные и щелочноземельные (литий, натрий, калий, барий, кальций, стронций, магний), металлы подгруппы меди (медь, се­ребро, золото), подгруппы цинка (цинк, кадмий, ртуть), полгруп­пы бора (бор, алюминий, галлий, индий, таллий), подгруппы ва­надия (ванадий, ниобий, тантал), многие металлы переменной ва­лентности (никель, железо, молибден, кобальт, вольфрам, хром, марганец, олово и др.).

В тяжелых, вязких нефтях концентрируется ванадий и ни­кель в промышленных количествах, и нередко в мировой практи­ке дорогостоящий ванадий добывается из тяжелой, вязкой нефти (Канада, Мексика, Аргентина и др.). Чаще в сернистых нефтях в значительных количествах содержится ванадий, а в малосерни­стых - никель.

При растворении газа в нефти (жидкости) объем ее увели­чивается. Отношение объема нефти (жидкости) с растворенным в пей газом в пластовых условиях к объему этой же нефти на по­верхности после ее дегазации называется объемным коэффици­ентом

"-£•

где V_n - объем нефти в пластовых условиях, V_non -объем той же дегазированной нефти при атмосферном давлении.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной неф­ти. Этот коэффициент всегда больше 1. Он может достигать у не­которых нефтей до 3 и более.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: I) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические.

В основном, нефти бывают смешанного типа с преоблада­нием в их составе той или иной группы углеводородов и в зави­симости от этого называются парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими.

Самые распространенные в природных условиях - углево­дороды метанового ряда: метан СН_Л, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и другие. Углеводороды от метана (СН₄) до бутана (С_ДН_]О) вклю­чительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н|2 - C_]7H₃₆), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, о i носятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах

I).И. Кудитюв. Основы нефтегазопромыак

Гл

,а V. Фи:

кие свойства иефл

и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нсфтях. Физические свойства и качественная характеристика нсфтеи и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдель­ных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее ко­личество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного количества смолопарафиновых соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте.

Товарные качества и фракционный состав нефти опреде­ляют в лабораторных условиях путем ее разгонки. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий п ее состап, имеет свою точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. У пентана (С₅Н_1г) точка кипения равна 36° С, у гсксана (С^Нц) - 69 ° С; у тяжелых углеводородов точ­ки кипения значительно выше - до 300° С и более. Процентное содержание п нефти отдельных фракций, выкипающих при оп­ределенных температурах, характеризует фракционный состав нефти.

В лабораторных условиях разгонку нефти производят при температуре до 100, 150, 200, 250, 300, 350 и 400° С.

Переработка нефти основана на принципе прямой перегонки нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 350-400° С и выше бензиновых, керосиновых, соляро­вых и масляных фракций.

Фракции нефти, кипящие в интервале температур от 40 до 200° С, являются бензиновыми, от 200 до 300° С - керосино­выми, от 300 до 400° С - соляровыми, от 400° С и выше - масля­ными.

Одним из основных физических свойств нефти является вязкость.

Вязкость - это свойство жидкости сопротивляться взаим­ному перемещению ее частиц при движении.

При ламинарном движении жидкости по трубе скорость от­дельных слоев жидкости неодинакова и изменяется от минималь­ной у стенки трубы до максимальной у осевой линии. Движение

жидкости (нефти) происходит как бы отдельными слоями, дви­жущимися с различной скоростью. В этой связи, если рассматри­вать два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то из-за разности скоростей их движения между ними будет происходить еще и относительное движение, что и вызывает возникновение сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей. Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо приложить силу Р. Установлено, что сила прямо пропорциональ­на поверхности соприкосновения двух слоев, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями. Это соотношение выражается формулой

P = {i—F, (15а)

^И AS

где /I — коэффициент вязкости; Ai? - приращение скорости дви­жения первого слоя относительно другого; AS - расстояние меж­ду слоями; F - поверхность соприкосновения двух слоев. Из формулы (15а) коэффициент вязкости равен

(156)

F Д5

Подставляя в формулу (156) единицы измерения:

- единицу силы 1Н;

- единицу площади I м²;

- единицу расстояния 1 м;

- единицу скорости 1 м/с,

получим размер единицы динамической вязкости

fi = —---------- = 1Н - с/м^г - Па ■ с (паскаль - секунда).

Ы 1м/с

Учитывая, что вязкость пластовых жидкостей (нефти) ниже 1 Па-с, то в промысловой практике пользуются меньшими едини­цами вязкости - пуаз, сантипуаз:

lin = 0,l Нс/м²=0,1 Пас 1спз = 1(Г³-Н-с/м²=1(Г³Па-с. Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз или

В.И.

г. Осш

ii иефт

пиром i

а V. Ф1г

mil en

тсфти

Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и тем­пературы может изменяться от I спз до нескольких десятков сан-типу аз.

Пользуются также понятием кинематической вязкости i?. Кинематическая вязкость - это отношение динамической вязко­сти ft к плотности р, т.е. O = /iJp.

В международной системе (СИ) единицей кинематической вязкости является 1 м^г/с.

В промысловой практике пользуются внесистемной едини­цей кинематической вязкости - стоксом (1ст = 10~*м²/с).

Для измерения динамической и кинематической пязкости применяют стандартные капиллярные вискозиметры.

Для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, которая показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязко­сти воды при определенной температуре.

Чем больше вязкость жидкости, тем большее сопротивление при ее движении. Нефти имеют самую различную пязкость, в не­сколько раз превышающую вязкость воды. С повышением темпе­ратуры вязкость нефти (как и любой жидкости) значительно уменьшается.

Вязкость пластовой нефти отличается от вязкости поверх­ностной (дегазированной) нефти, так как пластовая нефть в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температуры. С увеличением количе­ства растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается.