Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 [ 65 ] 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова

iVf = iV-• 10°" или Ы = ЬТ

(V.22)

где а; - коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость г-го газового компонента; - концентрация растворенной в воде соли в г-экв/л;

доля газовой

компоненты в воде, содержащей растворенные соли.

Согласно уравнению Сеченова

KlKllO°. (V.23)

Здесь

20 30 *0 50 и 70 Температура, °С

Рис. V.12. Коэффициент Сеченова для основных составляющих природных га-

зов.

К\ - константа равновесия в минерализованной воде. На рис. V.12 приведены значения коэффициентов Сеченова для основных составляющих природных газов. Считается, что величина давления на коэффициент Сеченова влияет незначительно и поэтому для расчетов можно использовать коэффициенты Сеченова, определенные для атмосферных условий. Степень минерализации начинает заметно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей превышающей 0,5 моль/л. Влияние состава солей, давления и других факторов на коэффициент Сеченова изучено недостаточно и обычно поправки на эти факторы не .учитываются.

Пример [31]. Газовая залежь содержит газ следующего состава: СН4 - 94%, СНв - 4%; С3Н8 - 2%. Пластовое давление 20,0 МПа, пластовая температура - 60° С. Плотность пластовой воды р = 1,15 г/смз. В ней содержится в 1 дцм 234 г солей (га = 4г-экв/л). Найти содержание газовых компонентов, растворенных в пластовой воде, находящейся в фазовом равновесии с газом газовой залежи.

По табл. 4, 5 и 6 (см. приложения) находим константы равновесия газовых компонентов, растворяющихся в неминерализованной воде при t = 60° С я р = = 20 МПа.

сн. = 456; Хс.н. = 940; А:с.н.=2000.

По рис. V.12 коэффициенты Сеченова для компонентов газа при 60° С будут равны:

°сн. = 0.105; «СИ. = 0,138; Ос.н. = 0,171.

Используя уравнение (V.23), находим константы равновесия газовых компонентов для пластовой воды с минерализацией п = 4 г-экв/л:

К = 456 10* "" = 456 • 2,63 = 1200;

Жд = 940 • 10*- О*» . 3 5g 334g.

СзН. = 2000 10*= 2000 • 4,83 - 9660.

По уравнению

находим содержание растворенных в пластовой воде компонентов в мольных долях:

<н. = -Щ- = 0.78 • 10-"; <н. = = 0,0119.10-3;

<н. = =0,0021.10-3.

По уравнению (V.20) определяем содержание растворенных компонентов газа в см на 1 г воды:

Ь£н. = 0.97; = 0,0149; Ь5зН. = 0.0026.

Коэффициенты bf и Cf связаны соотношением (см. формулу (V.18)):

Ь? = 7-Ьг-. (V-24)

где q - содержание солей в водном растворе в % по массе; d - плотность водного раствора солей в г/см,

Здесь Q - масса солей, Содержаш;ихСя в 1 дцм пластовой воды. По формуле (V.24) найдем

Cjg = 0,885 смЗ/смЗ; CJh. = 0.0136 смЗ/смЗ; С*д= 0,0023 смЗ/смЗ.

ГЛАВА VI

МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ - ГАЗ - ВОДА - ПОРОДА

§ 1. ГОЛЬ ПОВЕРХНОСТНЫХ ЯВЛЕНИЙ ПРИ ДВИЖЕНИИ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Нефтяной пласт представляет собой огромное скопление капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Мы уже видели, что иногда поверхность поровых каналов 1 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 и на процессах формирования нефтяных и газовых залежей. Так, например, степень гидрофобиза-ции поверхности поровых каналов нефтью, строение газо-нефтя-ного и водо-нефтяного 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 поверхностях контакта минералов с пластовыми жидкостями и свойств тонких слоев жидкостей, соприкасающихся с породой.