Каталог

Помощь

Корзина

Растворимость газов в нефти. Лекция 8

Оригинальный документ?

ЛЕКЦИЯ 8

 

Растворимость газов в нефти

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

Сложный состав нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей в различных термобарических условиях определяют экспериментальным путем.

При низких давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри. То есть, количество газа, растворенного при данной температуре в единице объема жидкости, пропорционально давлению газа над поверхностью

Формула 1 ,                                                       (1)

где  Формула 2 - коэффициент растворимости газа.

Формула 3;   Формула 4;   ; ; (2)                          (2)

Коэффициент растворимости реальных газов не является постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и от других факторов, которые присущи растворам газа в жидкости и связанным с общим отклонением реальных газов от идеальных.

При исследовании теоретических вопросов растворимости газов закон Генри записывается через мольные концентрации газа в растворе

Формула 6

где Формула 7 - мольная концентрация газа в растворе.

Формула 8 - число молей жидкой и газовой фаз в системе.

Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические свойства. Внешним выражением этих свойств является 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 характеризуют величиной кажущегося удельного объема растворенного газа в жидкой фазе.

Формула 9

Смысл понятия “кажущийся” заключается в том, что приращение объема Формула 10 жидкости не представляет собой истинного объема растворенного в ней газа, а есть результат взаимодействия молекулярных сил растворенного газа и жидкости. В химической термодинамике величину Формула 11 называют парциальным мольным объемом.

Зависимость коэффициента растворимости от давления и температуры определяется соотношением

Формула 12                                                            (3)

т.е., с увеличением давления Формула 13 уменьшается.

Здесь Формула 14 - мольная концентрация газа в растворе при давлении  Формула 15

Формула 16 - летучесть газа при давлении, равном упругости пара Формула 17  растворителя при температуре Формула 18.

Летучесть газа связана с коэффициентом сжимаемости следующим соотношением

Формула 19                                                          (4)

В общем случае коэффициент растворимости некоторых газов с увеличением давления может увеличиваться и уменьшаться. Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента растворимости некоторых газов происходит в связи с увеличением объема раствора и влиянием этого процесса на концентрацию газа в жидкости.

Величина приращения объема раствора и ее интенсивность зависят от количества растворенного газа, свойств жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы испарения. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот.

Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону Генри. С повышением температуры растворимость газов уменьшается.

Изображение 20

Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом почти равномерным во всем интервале давления. Изотермы хорошо растворимых газов (углекислота-СО2, этан-С2Н6, пропан-С3Н8) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях.

Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)´10-5 м3/(м3´Па).

 

Давление насыщения нефти газом

Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава  и пластовой температуры. При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом 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.

Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лабораторных условиях по пробам нефти, отобранным из пласта. Однако технология рутинных экспериментов не учитывает влияния пористой среды. Специальные исследования показали, что в пористых средах давление насыщения на 0,4-0,5 МПа выше, чем в объеме.

Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки начала выделения газа. В связи с различием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках развития слабопроницаемых пород значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллектора.

 

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

                             Формула 21                                                              (5)

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Тяжелые нефти (битумы), не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (4-7) ´10-10 м2/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (до 140´10-10 м2/Н). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного коэффициента, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти.

Формула 22                                                                    (6)

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного коэффициента.  При снижении первоначального пластового давления  до давления насыщения объемный коэффициент незначительно  увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный коэффициент не линейно уменьшается.

Используя объемный коэффициент, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Формула 23                                                          (7)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально. Если же известны данные о плотности нефти и плотности и растворимости газа, величину b можно приблизительно вычислить. По одному из методов приближенного определения расчет сводится к определению объема газа, занимаемого им в жидкой фазе. В сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение. Объем газа в жидкой фазе определяют по кажущейся плотности газа в жидкой фазе. Кажущейся плотностью называют отношение приращения массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Расчетный метод используется только для приблизительной оценки объемного коэффициента, т.к. большое количество эмпирических зависимостей, лежащих в основе этого метода, приводят к возникновению большой погрешности.

 

Плотность пластовой нефти

Плотность нефтей в пластовых условиях зависит от их состава, количества растворенного газа и температуры. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, с повышением давления несколько увеличивается. Рост давления выше давления насыщения также способствует некоторому увеличению ее плотности.

 

Вязкость пластовой нефти

Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости. Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого момента увеличение вязкости перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа.  Вязкость  нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость нефти увеличивается, а при растворении углеводородных газов наоборот понижается и тем сильнее, чем выше молекулярная масса газа.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз ниже, чем на поверхности. При разработке нефтяных месторождений следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется. Сначала она слегка уменьшается, а при давлениях ниже давления насыщения резко увеличивается. Причем, если в составе газа присутствует азот, точка перегиба не совпадает с давлением насыщения.

Вязкость пластовой нефти определяется специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.

 

Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей

Теплофизические и термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей и пластовых систем в целом широко используются в теплотехнических расчетах.

Теплоемкосить. В термодинамике нефтяного пласта важную роль играют изохорные и изобарные процессы. Теплоемкость при постоянном объеме (Формула 24) и при постоянном давлении (Формула 25) характеризуются соотношениями

Формула 26  ;  Формула 27     

                Формула 28  ;    Формула 29                                                   (8)

где Формула 30 - показатель адиабаты;

    Формула 31 - газовая постоянная.


Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа

Среда       

Температура, оС

Давление, МПа

Теплоемкость,

кДж/(кг´град)

Пластовая однофазная нефть

40-80

0,1-30

1,884-2,763

Нефтегазовая смесь (10-90% газа)

40-80

0,1-30

2,118-3,169

Пластовый газ

40-80

0,1-30

2,612-3,584

 

Теплоемкость жидкостей и газов значительно выше теплоемкости горных пород. Изобарная теплоемкость пластовых нефтей меньше, чем газов и с увеличением температуры и давления возрастает, являясь практически линейной функцией этих величин. При этом температура влияет гораздо существеннее, чем давление.

При термодинамических расчетах рассматривается также двухфазная эффективная теплоемкость, характеризующая одновременно пористую среду  и насыщающую ее жидкость.

Формула 32                                                        (9)

где Формула 33 - пористость породы

Формула 34 - плотность жидкости

Формула 35 - теплоемкость жидкости

Формула 36 - теплоемкость пористой среды.

Теплопроводность (Формула 37) наиболее распространенных в инженерной практике жидкостей и газов изменяется в следующих пределах:

Газы 0,00166 - 0,1163 Вт/(м´град).

Жидкости 0,01163 - 1,163 Вт/(м´град).

Теплопроводность пластовых систем зависит от минералогического состава, плотности, структуры пород, температуры, давления, нефтегазоводонасыщенности, а также от свойств пластовых жидкостей и газов. Поэтому коэффициент эффективной теплопроводности двухфазной системы Формула 38, найденный по объемным массовым долям отдельных составляющих пластовой системы и по значениям теплопроводности компонентов, может сильно отличаться от истинного.

Теплопередача в реальных пластах осуществляется вследствие теплопроводности пород, пластовых жидкостей и газов, а также конвективным переносом тепла. Последний возникает вследствие перемещения пластовых жидкостей в пористой среде при их фильтрации и значительно влияет на процессы теплообмена в пласте. В терригенных коллекторах теплопроводные свойства пород при фильтрации в различных условиях изменяются в пределах:

Коэффициент теплопроводности (Формула 39 ) 14,92 - 82,73 Вт/(м´град).

Коэффициент температуропроводности (Формула 40) (0,012-0,0555) ´10-3 м2/с.