РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ВОДЕ
Лекции.ИНФО


РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ВОДЕ



 

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др.

Сложность состава нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей при различных давлениях и температурах обычно определяют по экспериментальным данным.

При небольших давлениях и температурах растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри

, 25

где a-коэффициент растворимости газа [м2/Н].

Из формулы (25) следует, что коэффициент растворимости учитывает количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при увеличении давления на единицу.

Коэффициент растворимости реальных газов - величина не постоянная и зависит от рода жидкости и газа, давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости.

Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но также потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические свойства. Внешнее проявление этих свойств - увеличение объема раствора при введении в него газа. Повышение объема влияет на концентрацию газа в жидкости. Приращение объема раствора определяется количеством растворенного газа, свойствами жидкости и газа, температурой и давлением. Увеличение объема жидкости обычно характеризуется кажущимся удельным объемом растворенного газа в жидкой фазе т.е. приращением объема жидкости при растворении в ней 1 кг газа:

, 26

где G ~ масса растворенного газа.

Смысл понятия "кажущийся удельный объем" заключается в том, что приращение объема DV жидкости (нефти) не отражает истинного объема растворенного газ нефти, а является результатом взаимодействия молекулярных сил растворенного газа и жидкости. При растворении газов в нефти коэффициент растворимости газов в зависимости от давления можеткак увеличиваться, так и уменьшаться .(рис. 15).

Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента aнекоторых газов происходит в связи с увеличением объема жидкости и влиянием этого процесса на концентрацию в ней газа. Приращение объема раствора и интенсивность концентрации газа зависят от количества растворенного газа, свойств жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают также процесс обратного испарения.

Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти.

Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале изменения давления (т.е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (СО2, C2H6 , C3H8) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Это явление в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа.

На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5) • 10-5 м33 • Па).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Количество растворяющегося в нефти или выделяющегося из нее газа при одинаковых условиях зависит еще от характера процесса - протекает ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном процессе выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно изменяется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. В этом случае количество выделившегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.

Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях будет больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные, и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.

Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Однако надо учитывать, что площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может большой, а давление в пласте достигать 50-70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии.

Законы растворимости газов в воде отличаются некоторыми особенностями. С уввеличением температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через минимум. При этом температура минимальной растворимости возрастает с увеличением размера молекул газа и зависит от давления. С повышением минерализации ухудшаетсярастворимость газов в воде.

 

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

 

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или быть меньше него. При первом условии нефть полностью насыщена газом, при втором - недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа. В пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние тип породы, количество остаточной воды, ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими параметрами пластовых жидкостей и горных пород.

 

СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения

. 27

где DV изменение объема нефти; V исходный объем нефти; - изменение давления.

Для жидкости следует использовать термин "сжимаемость", а для газов - "сверхсжимаемость".

Из формулы (27) следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка (0,4—0,7) ГПа-1, а легкие нефти со значительным количеством растворенного газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (bн достигает 14,0 ГПа-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. 16). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Из графика (рис. 16) следует, что с уменьшением пластового давления вплоть давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться.

С количеством растворенного газа в нефти связан также объемный коэффициент b, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

, 28

где Vпл - объем нефти в пластовых условиях; Vдег - объем этой же нефти атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого колиичества растворенного газа в пластовой нефти. Однако высокое пластовое давление по себе обусловливает уменьшение объемного коэффициента, но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти (рис.17). При снижении первоначального пластового давления р0 до давления насыщения рн объемный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (рис.17, крю аб). В точке б начала выделения газа значение b достигает максимума, и дальнейшее падение давления приводит к выделению газа из нефти и уменьшению объемного kоэффициента.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %). Усадка нефти

. 29

 

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

 

ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

 

В связи с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием растворимого газа и температуры плотность ее в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С по-вышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислым газом, несколько возрастает с ростом давления.

Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности (рис. 18, правая ветвь кривой).


 

ВЯЗКОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ


Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепа-рированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенных пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры (рис.19); повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого увеличение вязкости с ростом давления значительно перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа (рис. 20). Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше их молекулярная масса. Практически вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от многих сотен МПа•с до десятых долей мПа•с.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. Следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется (рис. 19). При отсутствии азота перелом на кривых зависимости вязкости от давления наступает в области, близкой к давлению насыщения. Если в нефти содержатся значительные количества азота, перелом кривой может не соответствовать давлению насыщения в связи с уменьшением вязкости нефти при выделении азота.

 









Читайте также:

  1. VII. ГАЗОВАЯ СВАРКА, РЕЗКА И ПАЙКА
  2. Анализ судебной практики при противодействии легализации (отмыванию) доходов, полученных преступным путем
  3. Борьба за нефтяные маршруты (транспортировка «ранней» и «большой» нефти Каспия)
  4. Борьба за транспортировку «большой» нефти (Баку — Джейхан, КТК и другие)
  5. Величину, характеризующую способность буферного раствора противодействовать смещению реакции среды при добавлении кислот или щелочей, называют буферной емкостью раствора.
  6. Влияние растворенного газа на миграцию нефти
  7. Выделение и анализ условно-постоянных и условно-переменных затрат себестоимости добычи нефти
  8. Выравнивание долей супругов при разводе по мировому соглашению
  9. Газовая защита трансформатора
  10. Газовые камеры и массовый расстрел, якобы имевший место 3 ноября 1943 года
  11. Газовые камеры на территории Рейха
  12. Газовый и бактериальный состав подземных вод.


Последнее изменение этой страницы: 2016-03-25; Просмотров: 325;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная