Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Рис. 6.31 — Внешний вид газохроматографа «Кристаллюкс-4000М» (слева)

и газоанализатора ГАНК-4А (справа)

Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в попутном нефтяном газе (ПНГ), позволяет сделать вывод о характере происхождения газа: либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объема добычи попутного газа.

6.1.2. Измерение физико-химических свойств пластовых вод

Пластовые воды являются обычным спутником нефти. Вода обладает способностью смачивать породу, и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их

плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако 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.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались в основном в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

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

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности.

где ηВ — коэффициент водонасыщенности; VB — объем воды в породе; П — объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности.

где Н — коэффициент нефтенасыщенности; Н — объем нефти в породе; П — объем пор.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20÷30% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35÷40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

В качестве основных физико-химических свойств пластовых вод, интересующих нас с точки зрения проведения измерений, выделим следующие свойства:

минерализация,

плотность,

сжимаемость,

растворимость газов,

электропроводность,

вязкость.

6.1.2.1. Измерение минерализации

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от несколь-

ких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м3 — в рапах.

Рис. 6.32 — Внешний вид профессионального измерителя качества воды WaterLiner WMM-97 и его комплектующие

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные. На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

В качестве измерителей минерализации можно использовать такие современные средства как солемеры.

6.1.2.2. Измерение плотности пластовой воды

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

6.1.2.3. Измерение сжимаемости пластовой воды

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 5·10–5/0,1 МПа в зависимости от темпе-

ратуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

6.1.2.4. Измерение растворимости пластовой воды

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

6.1.2.5. Измерение электропроводности пластовой воды

Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом∙м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

6.1.2.6. Измерение вязкости пластовой воды

Вязкость пластовой воды при 20 составляет 1 мПа·с, а при

100 — 0,284 мПа·с. Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние.

Средства и методы измерения физико-химических свойств пластовых вод во многом аналогичны измерениям физико-химических свойств нефти [9].

6.2. Измерение физико-химических свойств газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли либо 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.

Для измерения физико-химических параметров газа на узлах учета монтируются целые комплексы приборов учета, которые носят название измерительно-вычислительных комплексов (ИВК). Пере-

чень необходимых приборов, которыми должен быть оснащен измерительный комплекс (рис. 6.33), зависит от измеряемой среды и методов, принятых для измерения или расчета ее плотности и вязкости.