Газовое месторождение как двухфазная система

ГлаваХ

ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ КАК ДВУХФАЗНАЯ СИСТЕМА

В газовом месторождении газ находится над водой. В газово-нефтяном месторождении, имеющем газовую шапку, газ находится над нефтью. Это—двухфазные месторождения. Между фазами есть взаимодействие. Часть газа растворена в жидкости. Количество растворённого газа зависит от четырёх факторов:

1.    Температура.

2.    Давление.

3.    Состав газа.

4.    Состав жидкости.

Углеводородные газы в нефти растворяются в значительно больших количествах, чем в воде, но и вода при большом давлении может содержать много растворённого газа. При понижении давления часть растворённого газа выделяется соответственно новому давлению и переходит в газовую шапку. Предположим, что давление понизилось вдвое. Значит, половина растворённого газа должна перейти в газовую шапку.

При 1° С и при атмосферном давлении 1 м³ воды растворяет 54,49 л метана. Приблизительно такую же растворимость имеет и природный газ. Растворимость пропорциональна давлению. Повышение температуры понижает растворимость по следующей формуле:

I ж³ воды при Т^к растворяет следующие количества м^г метана.

0,05449—0,001807Т+0,00001028Т².    (48)

Здесь Т — абсолютная температура.

Если в газовом месторождении давление в пласте равно 60 ата, то вода под газом содержит более 3 м³ растворённого газа в каждом м³ воды. Количество пластовой воды под газом в большинстве случаев очень велико. Эти громадные количества растворённого газа есть дополнительный резерв, из которого газ поступает в газовую шапку по мере снижения давления при эксплоатации. При общепринятых методах подсчёта запасов газа в месторождениях эти запасы не учитываются. Их надо учитывать.

Принято считать, что взаимодействие между газоЕой шапкой и жидкостью, лежащей под газовой шапкой, идёт по уравнению Даль-гон-Рауля.

Ру = рх.    (49)

Здесь Р — абсолютное давление на всю систему;

р— упругость паров данного вещества в чистом виде при данной температуре (углеводород, N₂, С0₂, Н₂0 и прочие составные части в системе жидкость —газ); у —мольная фракция данного вещества в газовой фазе; х— мольная фракция данного вещества в жидкой фазе.

Таким образом, не только отдельные углеводороды могут быть и в газе, и в жидкости, но и часть воды должна быть в газовой шапке.

Так как р — постоянно, то при уменьшении Р увеличивается у, и часть углеводородов переходит из воды в газ.

Уравнение Дальтон-Рауля служит основой расчётов работы трапов, отделяющих газ от нефти, проектирования газо-бензиновых и нефтеперегонных заводов и т. д. На практике от уравнения Дальтон-Рауля наблюдаются большие отклонения, доходящие для некоторых углеводородов до 162%. Эти отклонения обычно объясняются «фугас-ностью», для которой составлены формулы, диаграммы и таблицы. Диаграммы разных авторов противоречат одна другой. Мы считаем, что теория фугасности не объяснила отклонений от уравнения Дальтон-Рауля. Отклонения имеют не одну, а несколько причин. Одной из причин служит явление пересыщенных растворов.

Предположим, что мы имеем газовое месторождение в виде газовой шапки над водой, и давление в пласте 100 ата. В каждом м³ воды растворено 5 м³ газа. Затем предположим, что при эксплоатации давление медленно, постепенно и равномерно понижалось и дошло до 50 ата. По закону Генри, половина газа должна выделиться из раствора. Но фактически весь газ продолжает оставаться в растворе. Получился пересыщенный раствор. Он может оставаться таким при некоторых условиях неопределённо долгое время. Молекулярная физика объясняет это явление следующим образом. Выход газа из раствора состоит в образовании внутри жидкости мельчайших пузырьков газа. Такие пузырьки возникают внутри жидкости с большим трудом и сами собой возникнуть не могут. Мельчайший пузырёк газа в жидкости испытывает направленное к его центру давление, обусловленное поверхностным натяжением и выражающееся формулой.

(50)

2а

Здесь р—избыточное давление внутри пузырька сверх окружающего давления; а—сила поверхностного натяжения жидкости, выраженная в динах на 1 см длины; г — радиус пузырька, выраженный в см.

Если бы пузырёк возникал в жидкости, вначале он должен был бы иметь радиус одного порядка с расстоянием между молекулами, т. е. порядка 10"⁸ см. Это создаёт такое огромное давление на пузырёк, что давление газа внутри пузырька не может его преодолеть, и пузырёк должен сжаться. Даже если мы возьмём величину пузырька в 100 раз больше этого, мы получим;

1) для возникновения пузырька в нефти

(51)

и 2) для возникновения пузырька в воде

2 х 72,5    ₀

-- = 136,2 am.

Здесь 31 —поверхностное натяжение нефти среднего удельного веса, а 72,5—поверхностное натяжение воды при 20° С. Поэтому при не очень большом понижении давления пузырьки газа ни в нефти, ни в воде не возникнут, и жидкость останется в состоянии пересыщенного раствора, причём вода под газом значительно долее может оставаться пересыщенным раствором, чем нефть под газом, так как её поверхностное натяжение почти в 2,5 раза выше, чем у нефти. Лабораторные опыты показали, что пузырьки газа или пара внутри жидкости возникают легче всего из пузырьков воздуха не слишком малого радиуса, обыкновенно прилипающих к стенкам сосуда при наполнении сосуда жидкостью. Внутри такого пузырька воздуха и может происходить выделение газа из жидкости, вследствие чего пузырёк растёт, наполняясь газом, и чем дальше, тем легче идёт его рост, так как в уравнении (59) увеличивается г и, следовательно, уменьшается р. Чем больше величина пузырька, тем меньше его сжимает сила поверхностного натяжения. Достигнув известной величины,пузырёк отрывается от стенки сосуда и всплывает на поверхность жидкости. Таким образом пузырьки воздуха могли бы быть центрами, около которых начинается выделение газа из пересыщенного раствора. Такими же центрами могут служить пылинки, так как возникающие вокруг них пузырьки газа уже с самого начала имеют не слишком малый радиус кривизны. Р1о в газовом или нефтяном месторождении и в воде под газом воздуха нет.

Явления образования пузырьков газа в жидкости изучал на лабораторных моделях месторождений профессор Питтсбургского университета Айонель Гардеску и пришёл к следующим выводам¹⁵⁰:

Пузырьки газа в нефти или в воде могут возникнуть только при эксплоатации месторождения. До эксплоатации в месторождении их не бывает. Бывает только газ в виде газовой шапки и газ, растворённый в жидкости под газовой шапкой. Пузырьки могут возникнуть только в сильно пересыщенном растворе, т. е. после сильного и быстрого понижения давления, а это бывает только на малом расстоянии от скважины, дающей большую добычу. Не очень сильно пересыщенный раствор может неопределённо долгое время, находясь в относительном покое, содержать газ в растворе, не выделяя пузырьков. Скважина, эксплоатирующаяся с малым процентом отбора, не в состоянии вызвать образования пузырьков в пластовой воде, пересыщенной газом. Чтобы пузырьки начали выделяться, нужны дополнительные условия, которыми могут быть:

1.    Присутствие особых ядрышек, на которых выделяются пузырьки

2.    Сильное сотрясение пересыщенного раствора

3.    Введение в раствор газового пузырька

4.    Большое снижение давления

Природа «ядрышек» не выяснена. На чистом кварце или кальците пузырьки газа не выделяются.

Выделение газа из раствора приносит пользу в двух отношениях:

1)    увеличивает количество газа в газовой шапке и

2)    повышает давление в пласте.

Растворённый газ не увеличивает давления в пласте. Выделившись из раствора, газ повышает давление. Поэтому желательно, чтобы при эксплоатации газ своевременно выделялся по мере понижения давления. Но фактически дело обстоит иначе. Газ выделяется периодически, ступенями. При эксплоатации давление медленно и также ступенями понижается, но газ долго не выделяется. Пересыщенность раствора возрастает. Наконец она доходит до такой величины, при которой газ больше не может держаться в растворе, и некоторое количество газа сразу выделяется. Повышается давление, и раствор делается ненасыщенным. При дальнейшей эксплоатации давление постепенно понижается. Раствор снова превращается в пересыщенный. Его пересыщенность увеличивается, и так далее в том же порядке.

Предположим, что в разработку вступило газовое месторождение, имеющее форму широкого купола с очень пологими крыльями, и весь газ лежит на пластовой воде. Давление в пласте большое. Вода под газовой шапкой в таком случае насыщена газом. Предположим, что скважины эксплоатируются с малым процентом отбора, и давление в пласте медленно понижается. Процесс эксплоатации будет состоять из следующих чередующихся стадий:

I.    Медленное понижение давления при эксплоатации.

Вода превращается в раствор, пересыщенный газом.

Пересыщенность возрастает.

II.    Пересыщенность достигла величины, при которой вода больше не может держать в себе газ. Сразу выделяется часть газа.

Давление в пласте возрастает. Раствор превращается в ненасыщенный.

I.    Медленное понижение давления при эксплоатации.

Вода превращается в раствор, пересыщенный газом.

Пересыщенность возрастает.

II.    Пересыщенность достигла величины, при которой вода больше не может держать в себе такое количество газа.

Сразу выделяется часть газа. Давление в пласте возрастает.

Раствор превращается в ненасыщенный.

И так далее в том же порядке.

В общем, несмотря на небольшие временные возрастания давления, при эксплоатации давление понижается.

Таким образом и давление даже при одинаковом малом проценте отбора понижается волнообразно, ступенями, и поступление газа в скважины идёт волнообразно, ступенями, так как периодически в газовую шапку поступают из воды всё новые и новые порции газа. Это периодическое выделение газа из воды также походит на излучение мельчайших материальных частиц молекулами и атомами, идущее отдельными квантами. Как в атомной и молекулярной области периодически исходят «волны материи», так пластовая вода под газовым месторождением выделяет периодически «волны газа». Разница в размерах. Периоды и кванты в атомных излучениях — очень малы. В выделениях газа из воды газового месторождения они имеют очень крупные размеры — более крупные, чем те «гидравлические кванты»,

о которых сказано выше. Эти кванты периодического выделения газа из пластовой воды мы назовём «фазными квантами». Их сущностью является взаимодействие фаз двухфазного месторождения.

Жизнь газового месторождения есть сложный процесс. Она состоит из периодического выделения гидравлических квант и из периодического выделения фазных квант. Крупные и редкие волны фазных квант накладываются на мелкие частые волны гидравлических квант. Каждая крупная фазная волна имеет внутри себя много мелких волн гидравлических квант. Если бьёт газовый фонтан, он имеет пульсацию двух категорий: мелкую и крупную.

Разобраться в этих процессах можно только при помощи «квантовой волновой механики» и массово-статистического метода, которые и следует применить к изучению процессов движения газа по пласту к скважине.

В 6oJjee резко выраженной форме описанное периодическое выделение газа из жидкости происходит в газово-нефтяных месторождениях, в которых газовая шапка лежит на нефти. Пересыщенная газом нефть содержит при одинаковых давлении и температуре в 10 или 12 раз больше газа, чем пересыщенная газом вода. Периоды выделения газа из нефти под газовой шапкой более короткие и происходят чаще, чем периоды выделения газа из воды в чисто газовом месторождении, но количества выделяющегося за отдельный период газа могут быть и н$ меньше, чем в чисто газовом месторождении.

Таким образом ни в газово-нефтяном, ни в чисто газовом месторождении взаимодействие фаз не идёт в точности по уравнению Дальтон-Рауля. Оно лишь стремится приблизиться к нему и наиболее приближается в те моменты, когда лишняя часть газа выделяется из сильно пересыщенного раствора, а затем, процесс направляется в другую сторону.

По уравнению Дальтон-Рауля в месторождении всегда должно существовать равновесие фаз. Следовательно, вода или нефть под газовой шапкой всегда должна находиться только в состоянии насыщения для данного давления и данной температуры. Ни перенасыщения, ни недонасыщения не должно быть. Фактически взаимодействие фаз идёт то выше, то ниже этой грани насыщения, и большей частью выше, так как перенасыщение при понижении давления вызывается определёнными молекулярными силами и явлениями, слагающими природу вещества. Казалось бы, при этом недонасыщение не должно случаться. Фактически оно также периодически возникает после каждой II стадии по двум причинам:

1.    Когда во время II стадии лишняя часть газа выделяется из сильно пересыщенного раствора, этот выходящий газ увлекает с собой и некоторое количество того газа, который по уравнению Дальтон-Рауля должен оставаться в растворе. Раньше газ не мог выделяться потому, что не было пузырьков, в которые он мог бы вливаться. Теперь пузырьки есть, и в них легко идёт даже газ, который должен был бы оставаться в растворе. Поэтому раствор, выделяя лишний газ, выделяет еще некоторое количество газа и превращается из пересыщенного не в насыщенный, а в недонасыщенный.

2.    Выделение из раствора значительных количеств газа, который раньше был связан, а теперь свободен, повышает давление в пласте,.

а при новом давлении даже насыщенный раствор делается недояа-

сышенным.

Всё это отражается и на давлении в районе каждой эксплоатиру-ющейся скважины. Каждая скважина окружена концентрическими полосами разных давлений. Полосы то пониженного,то повышенного давления чередуются и медленно идут к скважине, постепенно заменяясь новыми полосами. Поперечный разрез через все эти полосы даёт волнистую линию, наклоненную к скважине, так что в общем имеется понижение давления к скважине, но оно имеет вид не прямой наклонной, а ступенчато-волнистой.

Это отражается и на дебите. Периодическое вливание в газовую шапку новых порций газа из раствора периодически и временно повышает дебит. Периодическая смена давлений то повышает, то понижает дебит. Как и давление, дебит каждой скважины пульсирует.

Краснокамск — газово-нефтяное месторождение. В начале его разработки газовой шапки не было. Весь газ был растворен в нефти и в воде. В первое время скважины давали около 25 т нефти на скважину в сутки. Эта добыча быстро понижалась. При этом возрастал «газовый фактор» (число л/³ газа, выделяющегося из скважины, на

1 т добываемой нефти). М. И. Максимов считает, что газовый фактор был в 1938 г. — 122,1, в 1939 г. — 224,8 и в 1941 г. — 304,5 К При этом газовый фактор возрастал не равномерно, а скачками, то увеличиваясь, то временно уменьшаясь. Дебит газа из одной и той же скважины сильно колебался. Исследовавший процессы добычи нефти и газа на этом месторождении геолог Н. Т. Линдтроп в личной беседе с нами говорил, что «газ идёт по пласту к скважинам волнами».

Ввиду малой добычи нефти, малой пористости и низкой проницаемости пластов нужно думать, что в Краснокамске лишь некоторая часть газа была растворена в нефти, а остальная была растворена в пластовой воде под нефтью и рядом с нефтью. Краснокамский газ содержит много азота — в среднем 51,8% по объёму. Азот имеет очень малую растворимость в нефти. Трудно думать, что весь этот азот, идущий вместе с углеводородами к скважинам, был растворён в нефти. Правда, его растворимость и в воде невелика (лишь 28 л в 1 м^г воды при 1 ата и 1° С), но зато воды много, и она была под большим, давлением.

Г. Т. Михалевичи Н. С. Меламед в течение ряда лет производили замеры дебита нефти и газа разных скважин. Из таблицы, составленной этими геологами, мы взяли сведения по двум скважинам и изложили их в табл. 56 и 57.

Противодавления на пласт не было. У устья скважин все время было атмосферное давление.'Нефть добывалась насосами и не мешала выходу газа, так как откачивалась почти до дна. Добыча после первоначального быстрого падения была малая: от 1 до 4 mjcymm. В скв. № 7 были обнажены пять пластов: от I до V, а в скв. № 22 — четыре: от II до V. Итак, давление со стороны скважин на пласты было все

Таблица 56

Суточный дебит газа из скв. № 7 Краснокамска

Таблица 57

Суточный дебит газа из cks. № 22 Краснокамска

время одинаковое, а дебит газа — разный. Волны газа, шедшие к скважинам, фактически были гораздо более частые, чем это показывают таблицы, составленные с пропуском очень большого количества дней.

Такие же сильные вариации дебита газа видны и по остальным многочисленным скважинам, вошедшим в таблицы Г. Т. Михалевича и Н. С. Меламеда.

При вариациях дебита изменялся и состав газа. Даже газ, идущий из одной и той же скважины, в разное время имел разное содержание азота. Так, например, содержание азота в газе, выходившем из скв. № 7, было последовательно в разное время такое: 33,61%; 30,1%; 56,94%; 67,5%; 69,7% и 52%.

Очевидно, периоды выхода азота из раствора не совпадали с периодами выхода метана, этана и других углеводородов, так как растворимость этих газов разная.

Все это сильно осложняло процессы движения газа по пластам и создавало пульсации дебита, тем более что газ разного состава имеет различный удельный вес и различную вязкость.

Торпедирование скважин истинное значение торпедирования  »

Библиотека »