2015-02-04
2255
Конденсатные пласты являются залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конденсатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес.
Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа.
Когда пластовое давление вследствие отбора жидкости падает в таких залежах ниже точки конденсации, в пласте происходит образование жидкости. Этот процесс конденсации (ретроградный) продолжается до тех пор, пока давление не упадет до значения 68-136 ат в зависимости от начального состава жирного газа и пластовой температуры. Ниже этого давления возникает нормальное испарение, и объем пластовой жидкости уменьшается. Так как ожидаемые компоненты составляют незначительную часть всего жирного газа, то однократная конденсация последнего в пласте вызывает насыщение конденсатом только 5-18% порового пространства. Выпавшая жидкость остается в недрах пласта, а из скважин добывается газовая фаза. Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется, а газоконденсатный фактор растет, пока не будет достигнуто давление, соответствующее максимуму ретроградной конденсации.
Состав пластовой жидкой фазы также непрерывно меняется, так как к ней добавляются тяжелые фракции остаточного газа, адсорбировавшиеся на породе. Количество выпавшей углеводородной жидкости вследствие истощения давления в пласте может достигать 30-60% от первоначального ее содержания.
Для предупреждения ретроградных потерь более тяжелых компонентов в пласте в результате падения давления нужно использовать поддержание пластового давления при помощи обратной закачки газа. Когда в пласт нагнетается обратно добытый газ, но уже лишенный своего жидкого содержания, это называется сайклинг-процесс. При проектировании сайклинг-процесса необходимо выбрать такое распределение скважин, которое дало бы эффективное вытеснение жирного пластового газа нагнетаемым сухим газом. Сетка скважин в принципе должна соответствовать основной геометрии пласта. При осуществлении сайклинг-процесса необходима консервация газа – газ отбирают из месторождения с целью добычи конденсата, в период консервации запасов газ как товарный продукт потребителю не подается.
33 Дифференциальные и контактные процессы. Аппаратура для изучения свойств газоконденсатных смесей
34 Поверхностные явления при фильтрации нефти, газа и воды.
Поверхностные явления и поверхностные свойства пластовых систем сказались на процессах формирования нефтяных и газовых залежей. Поверхностными и капиллярными явлениями, происходившими в пласте в процессе формирования залежи, обусловлены строение газонефтяного и водонефтяного контактов, взаимное расположение жидкостей и газов в пористой среде, количественное соотношение остаточной воды и нефти.
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.
35 Коэффициент поверхностного натяжения. Методы определения коэффициента поверхностного натяжения.
Поверхностное натяжение - избыток свободной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела 2 фаз.
Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, сила поверхностного натяжения и работа поверхностного натяжения, в соответствии с этим поверхностное натяжение определяется:
· – как избыток свободной энергии E сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз: 
где σ – поверхностное натяжение;
S – суммарная поверхность двух фаз.
· – как сила F, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания l): 
· – как работа A образования 1 см2 новой поверхности S в изотермических условиях: 
Коэффициент поверхностного натяжения σ зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов. С повышением температуры поверхностное натяжение жидкости уменьшается, зависимость определяется по формуле: 
где σt и σ0 – поверхностные натяжения системы (мН/м) при температурах t и 0°;
γ – температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки, в град-1;
t – температура в °С.
С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается, поскольку вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости происходит уменьшением свободной поверхностной энергии.
Поверхностное натяжение дегазированной малополярной нефти на границе с водой в пределах давлений, встречающихся в промысловой практике, мало зависит от давления и температуры.
Все существующие методы делят на три группы: статические, полустатические и динамические. 
36 Смачиваемость пород и краевой угол смачивания.
Смачиваемость означает сравнительную адгезию (притяжение) двух жидкостей к поверхности твердого тела, т.е. это совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.
В пористой среде, содержащей два или более несмешивающихся флюида, смачиваемость является свойством флюидов смачивать твердую поверхность (растекаться по ней или сцепляться с ней), сильнее выраженным у одного из этих флюидов. В гидрофильной системе минерализованная вода-нефть-порода вода обычно заполняет более мелкие поры и смачивает основную часть поверхности более крупных пор. В порах породы-коллектора с высокой нефтенасыщенностью нефть контактирует с породой через пленку воды, растекшейся по поверхности матрицы породы. Если поверхность горной породы предпочтительно смачивается водой, т. е. порода является гидрофильной, если порода предпочтительно смачивается нефтью, то является гидрофобной. В реальных системах смачиваемость может находиться в диапазоне от сильно гидрофильной до сильно гидрофобной в зависимости от взаимодействия минерализованной воды и нефти с поверхностью пор породы. Если в породе не наблюдается избирательной смачиваемости какой-либо из двух жидкостей, то говорят, что система имеет нейтральную смачиваемость, которую можно представить себе как равное смачивание породы обеими жидкостями (смачиваемость 50 % на 50 %).
37 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания, гистерезис смачивания.
38 Капиллярное давление и J-функция. Условие и характер проявления капиллярных сил.
Капиллярное давление – это разность давлений между двумя несмешивающими флюидами (фазами), находящимися в равновесии по обе стороны от искривленной поверхности их раздела. Кривизна поверхности раздела возникает вследствие предпочтительного смачивания (лекция 12) одной из этих стенок капилляра. Капиллярное давление является причиной важных капиллярных явлений: самопроизвольного движения жидкости (поднятия жидкостей при смачивании или опускания жидкостей при несмачивании твердых тел) в капиллярах и пористых телах и конденсации в них пара.
Проявление капиллярных сил является выражением совместного действия поверхностного натяжения, внутреннего сцепления жидкости и молекулярного притяжения между жидкостью и поверхностью минеральных зерен породы.
39 Дренирование и пропитка. Механизм капиллярной пропитки в реальных пластах.
40 Расчет высоты капиллярного впитывания воды в различные пористые среды, состояние переходных зон «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ».
Высоту капиллярного впитывания воды в различные пористые среды можно определить из условия, что скачок капиллярного давления Δрк уравновешивается давлением, создаваемым столбом воды в газовой среде высотой h, т.е.
