Фазовые состояния углеводородных систем. Лекция 10. Фазовое состояние нефти


Фазовые состояния углеводородных систем. Лекция 10

ЛЕКЦИЯ 10

 

Фазовые состояния углеводородных систем

В нефтепромысловой практике встречаются различные виды фазовых переходов вещества - испарение, конденсация, плавление и др. Наиболее же часто приходится встречаться с фазовыми превращениями растворов.  В системе, находящейся в условиях какого-либо фазового перехода, могут сосуществовать в термодинамическом равновесии одновременно две или несколько различных фаз. Условиями равновесия фаз являются равенство температур, давлений и химических потенциалов соприкасающихся фаз во всех частях системы. В многокомпонентных системах условия равновесия фаз наступают, когда химические потенциалы данного компонента во всех фазах системы, находящейся в равновесии, становятся равными между собой.

Простейшими примерами фазовых переходов первого рода являются испарение и плавление. При фазовых превращениях такого рода изменяется объем системы и поглощается (или выделяется) некоторое количество теплоты, которое называется скрытой теплотой перехода. Существование теплоты перехода указывает на изменение энтропии системы. В процессе испарения вещество поглощает теплоту. Его энтропия в газообразном состоянии при данных давлении и температуре больше, чем в жидком. Характеристику фазового перехода первого рода можно дать с помощью функции Гиббса

где  ;

Таким образом, первые производные функции Гиббса - удельный объем  и удельная энтропия  в фазовых переходах первого рода изменяются скачкообразно.

При фазовых переходах второго рода тепловые эффекты отсутствуют. Энтропия и объем системы изменяются непрерывно. Непрерывными остаются и функция Гиббса и ее первые производные. Однако симметрия в точке перехода нарушается скачком, по которому можно указать принадлежность вещества к той или иной фазе. Если в точке фазового перехода первого рода в равновесии находятся тела в двух различных состояниях, то в точке фазового перехода второго рода состояния фаз совпадают. Что касается теплоемкости , сжимаемости , температурного коэффициента  , то при фазовых переходах второго рода они изменяются скачкообразно. Следовательно, при фазовых переходах второго рода вторые производные от функции Гиббса изменяются скачкообразно.

Примерами фазового перехода второго рода могут служить превращения одной кристаллической модификации вещества в другую.

 

Схемы фазовых превращений углеводородов

В процессе эксплуатации месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение газа и нефти. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую.

Особенно интенсивно такие процессы происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач в нефтепромысловой практике.

 

Схемы фазовых превращений однокомпонентных систем

Углеводородные газы изменяют объем подобно всем индивидуальным веществам в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с зависимостями, приведенными на рис. Справа от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок - двухфазной газожидкостной области и левый участок - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке (С) называется кривой точек конденсации, а влево от максимума - кривой точек парообразования. Точка (С) называется критической. С приближением давления и температуры к их критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Для изотермических фазовых превращений однокомпонентных газов характерно постоянство давления в двухфазной области до тех пор, пока весь газ не превратится в конденсат. Точно также со снижением давления после начала парообразования дальнейшее кипение жидкой фазы происходит при постоянном давлении. Обе фазы при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара этой жидкости.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов в двух- и многокомпонентных системах.

 

Схема фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем

В отличие от однокомпонентных систем давление в двухфазной области в многокомпонентных системах изменяется. Поэтому давление точки парообразования в них выше давления конденсации. В соответствии с этим не одинаков и состав жидкой и газовой фаз в точках парообразования и конденсации. В бинарных и многокомпонентных системах критическая точка характеризуется лишь одинаково интенсивными свойствами газовых и жидких фаз. При этом в зоне пересечения кривых точек конденсации и парообразования образуется область, в которой могут существовать две фазы даже при температурах и давлениях, превышающих критические значения.

 

Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области

Основной признак критической точки - одинаковые свойства газовой и жидкой фаз, т.е. она находится в точке соединения кривых конденсации и парообразования (С). Если давление несколько меньше (P¢), но больше, чем критическое (Pc), в системе появляется газовая фаза, находящаяся в равновесии с жидкой. Это относится ко всей области ADCA. Точно также в области CNBC существует одновременно две фазы несмотря на то, что при этом температура в системе выше критической (Tc). 

Наибольшее давление (P¢), при котором жидкость и пар могут существовать в равновесии, принято называть крикоденбар. Наивысшая температура (T¢), при которой жидкость и пар существуют в равновесии, называется крикодентерм.

В области выше критической с изменением температуры и давления в многокомпонентной системе происходят необычные фазовые превращения.  Вначале с повышением температуры жидкость закипает и объем газовой фазы увеличивается. Однако достигнув максимума в точке (D) при дальнейшем повышении температуры он снова снижается до нуля. То есть, имеет место обратное изобарическое испарение. Необычные процессы испарения и конденсации возможны также и в области CNBC при температурах выше критической. При изотермическом расширении от любой точки на кривой CN до кривой NB система проходит двухфазную область. Причем количество конденсата в ней вначале увеличивается, а после достижения максимума в точке N снова снижается до нуля в точке, расположенной на кривой начала конденсации. То есть, наблюдается обратная изотермическая конденсация. Аналогичные явления в области выше критических значений давления и температуры наблюдаются не только при изотермическом или изобарическом расширении и сжатии смеси, но и при осуществлении процесса по любому другому закону.

Рассмотренные необычные процессы фазовых превращений двух и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного или ретроградного испарения и конденсации.

Если критическая область характеризуется диаграммой, где критическая точка С существует при давлении и температуре ниже максимальных (P¢) и (T¢) , лежащих на кривой парообразования, то обратное изотермическое испарение происходит в области CBN, а изобарическое ретроградное испарение в области ACBD.

 

Обычно критическая точка находится справа от максимального давления, при котором могут одновременно сосуществовать жидкая и газовая фазы. Когда же критическое давление находится на кривой точек испарения, тогда изотермическая ретроградная конденсация возникает по любой вертикальной линии в области BCAN. В области CAD могут происходить явления обратной изобарической конденсации. Такие диаграммы характерны для жирных и конденсатных газов.

Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной  температуры (крикодентермы). Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением (крикоденбарой).

Процесс ретроградного испарения можно упрощенно рассматривать как процесс растворения тяжелых компонентов в плотной паровой фазе.

Влияние воды на фазовые превращения углеводородов

Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой, а также с краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого некоторое количество влаги всегда присутствует в газе. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа. Как и в случае углеводородных компонентов при определенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным парами воды. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному их количеству при тех же условиях называется относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяными парами и измеряется в процентах или долях единицы. Количество водяных паров в единице объема или массы газа называют абсолютной влажностью и измеряют в г/м3 или г/кг.  С повышением температуры влагосодержание газа возрастает. 

Повышение давления способствует снижению содержания влаги в газе.

Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.

С увеличением молекулярной массы газа влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике,  незначительно (на 3-5%).

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. Давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается. Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений. Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений. Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводороды) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода) - тяжелый компонент с меньшей летучестью. С повышением концентрации тяжелого компонента критическое давление системы всегда становится выше.

 

Фазовое состояние системы нефть - газ при различных давлениях и температурах

Критические точки в системах нефть - газ обычно расположены справа от крикоденбары.  Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют точке D. Когда пластовое давление ниже критического давления углеводороды в пласте находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точек росы) с подстилающей нефтью, а жидкость, прилегающая к газовой шапке, в условиях начала кипения. В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также от геологических условий залегания газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ нефтегазоконденсатных месторождений показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются.

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в нем содержится азот. Более тяжелые нефти и нефти, содержащие большое количество ароматических углеводородов растворяются в газе в меньшем количестве.

С ростом температуры и давления фракционный состав конденсата приближается к составу нефти. В газовом конденсате почти не содержится смол и асфальтенов.

Различные газы как растворители нефти обладают неодинаковыми свойствами. Растворяющая способность газов растет в последовательности: метан - этан - этилен - пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность.

Критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критические давление и температура для газоконденсатных систем. На величину критического давления существенное влияние оказывает порода, слагающая пласт. Снижение его иногда до 40% под влиянием пористой среды объясняется адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности каналов фильтрации. 

Таким образом, происходит обогащение жидкой фазы легкими фракциями, которые могут переходить в газовую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода способствует увеличению критического давления на 10-15%. Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых технологий повышения нефтеотдачи пластов, связанных с закачкой в пласт газов высокого давления или газов, обогащенных тяжелыми компонентами.

 

Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей

Так как экспериментальный способ изучения газоконденсатных характеристик, являющийся основным для исследования фазовых превращений углеводородов, трудоемок и требует много времени, большое внимание уделяется развитию расчетных методов оценки этих характеристик.  Вследствие многообразия состава газоконденсатных систем, отдельные составляющие которых кипят в очень широком диапазоне температур, создать расчетные методы построения газоконденсатных характеристик очень сложно. Поэтому для прогнозирования фазовых превращений углеводородов при проектировании разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений и процессов переработки газа и конденсата используются приближенные методы расчета.

В основе расчетных методов оценки фазового состояния углеводородов лежит закон Дальтона-Рауля

 ,                       (1)

где - общее давление смеси

 и   - мольные концентрации (доли) компонентов в паровой и жидкой фазах

 - давление насыщения паров компонентов смеси в чистом виде

 - парциальное давление компонента в паровой фазе

 - парциальное давление того же компонента в жидкой фазе.

Из уравнения (1) следует, что распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с давлением паров углеводородов и их мольными концентрациями. При нарушении равновесия в системе вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами. Это происходит до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в газе и жидкости не сравняются. Углеводороды, имеющие при данной температуре давление насыщения паров большее, чем общее давление в системе, будут иметь и более высокую концентрацию в паровой фазе, чем в жидкой и наоборот. Используя закон Дальтона - Рауля и зная температуру и давление, при которых находится смесь, по концентрации компонента в одной из фаз можно найти ее концентрацию в другой фазе.

Давление паров жидкой смеси определяется как

                           (2)

Концентрацию всех компонентов в равновесной паровой фазе определяют по уравнению

                           (3)

Аналогичным образом можно определить состав жидкости, находящейся в контакте с газом, когда известен состав газовой смеси. Уравнения для расчетов в этом случае выглядят следующим образом:

                           (4)

                           (5)

Уравнение (2) называют уравнением начала однократного (контактного) испарения, а уравнение (4) - уравнением начала однократной конденсации.

 

Константы фазового равновесия

Константой равновесия  называют отношение концентрации данного компонента в паровой фазе к его концентрации в жидкой фазе

Если ввести константы равновесия в уравнения (1), (3) и (5) , то они примут вид:

Каждый компонент смеси (кроме метана) имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице: при давлении насыщенных паров компонентов и в точке их схождения. Давление, соответствующее этой точке называется давлением схождения. Если диаграмма составлена при критической температуре, то давление схождения будет критическим. При других температурах схождение будет лишь кажущимся. Для многих нефтей кажущееся давление схождения при котором константы равновесия всех компонентов становятся равными единице, составляет 34,5-35 МПа. При низких давлениях и температурах константы равновесия углеводородов мало зависят от состава смеси.

 

Определение давления схождения констант фазового равновесия углеводородных смесей

Один из методов заключается в том. что многокомпонентная смесь рассматривается как бинарная, состоящая из метана и сложного компонента. Давление схождения этой бинарной смеси определяется как критическое давление системы, при котором данная температура является критической.

Молекулярная масса нормальных парафиновых углеводородов, составляющих смесь с метаном, определяет расположение огибающей критических точек. Для сложных смесей парафиновых, изопарафиновых и нафтеновых углеводородов положение ее определяется по эквивалентной молекулярной массе сложного компонента, которая находится по формуле

где    - массовая концентрация  компонента в тяжелой части смеси

 - эквивалентная молекулярная масса этого компонента.

Для нормальных парафиновых углеводородов с молекулярной массой  величина  .

На найденной таким способом огибающей кривой критических точек давление схождения определяется как точка пересечения ее с заданной изотермой.

wudger.ru

Фазовое состояние нефтяных углеводородов - Справочник химика 21

    При температуре перехода кристаллов нормальных парафиновых углеводородов из одной модификации в другую резко изменяются их теплофизические, оптические, физико-механические и некоторые другие свойства, что имеет большое значение с точки зрения применения этих углеводородов. Так, нефтяной парафин в твердом состоянии может существовать в двух аллотропных формах гексагональной и орторомбической [10]. Первая модификация существует при повышенных температурах вплоть до температуры плавления парафина и характеризуется волокнистым, рыхлым строением кристаллов, придающим продукту пластичность. Кристаллы парафина, имеющие гексагональную структуру, слипаются при сжатии. Другая модификация — орторомбическая, стабильная при пониженной температуре, сохраняется до температуры фазового перехода и характеризуется пластинчатым строением кристаллов. Этой модификации присущи свойства кристаллического тела, обладающего твердостью, хрупкостью и [c.121]     При прогнозировании фазового состояния нефтяных систем, как и в случае описанных выше газоконденсатных смесей, обоснованными представляются два подхода к построению моделей пластовых нефтей. Согласно первому из них на фракции разбивается вся группа 0 + пластовой смеси. Этот способ является наиболее общим и не зависит от того, вьщелены или нет углеводороды С , С и т-Д- в дегазированной нефти (а, следовательно, и в пластовой нефти). Новым важным моментом в данном подходе является то, что в отдельную фракцию вьщеляются углеводороды С5 +, содержащиеся в газе стандартной сепарации. [c.159]

    Нефти содержат твердые углеводородные частицы, построенные из молекул н-парафинов, высокомолекулярных ароматических или нафтеновых углеводородов. Эти частицы составляют дисперсную фазу в нефти, а сама жидкая часть нефти составляет дисперсионную среду. При нагревании нефти как дисперсной системы в ней меняется структура твердых частиц и это может влиять на свойства нефтяной дисперсной системы. При нагревании твердых н-парафиновых углеводородов с числом атомов С в молекуле от 16 до 24 и выше в них проявляется от одной до пяти модификаций (С. И. Колесников). В твердых н-парафиновых углеводородах при их нагревании или охлаждении происходит последовательно переход от одной структуры к другой в соответствии с правилом Оствальда, которое гласит В случае возможности протекания ряда фазовых переходов от менее устойчивого состояния к более устойчивому обычно вначале образуется более устойчивая модификация, а не самая устойчивая . [c.174]

    ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ [c.30]

    Вопросы фазового равновесия легких углеводородов важны также для определения фазового состояния углеводородов, находящихся в нефтяных и газоконденсатных залежах. [c.3]

    Другая причина быстрого уменьшения количества битумоида— изменение физических свойств и фазового состояния смол и асфальтенов после эмиграционной потери основной части углеводородов при дальнейшем повышении температуры. Значительная часть асфальтово-смолистых компонентов, испытывая термодеструкцию с образованием низкокипящих нефтяных углеводородов и газов, снова переходит в нерастворимое состояние, входя в состав нерастворимого керогена. Остающийся в небольшом количестве битумоид представлен в основном углеводородами, в которых с ростом глубины и температуры возрастает количество алканов и аренов и уменьшается — цикланов. [c.51]

    На рис. 33 изображена диаграмма фазовых состояний в виде треугольника, углы которого обозначают А—смесь ароматических углеводородов, Б—фракция, совершенно не содержащая ароматических углеводородов, и В—чистый растворитель. Если мы исходим из нефтяной фракции Г (62,5% ароматических молекул) и прибавляем растворитель, то состав изменяется по кривой ГВ. [c.144]

    С середины 70-х годов уравнения состояния Ван-дер-Ваальсового типа являются основой моделирования фазового состояния и теплофизических свойств газовых, газоконденсатных и нефтяных смесей при проектировании разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, процессов Промысловой обработки и заводской переработки добываемого сырья. [c.32]

    Наличие надежных уравнений состояния не означает, что снижается необходимость в проведении экспериментальных исследований фазового состояния газоконденсатных и нефтяных систем. Наоборот, именно комплексное использование данных экспериментальных исследований и математического моделирования позволяет получать и анализировать надежную информацию о свойствах систем природных углеводородов в широком диапазоне их компонентного состава и термобарических условий. [c.169]

    Геохимические данные о содержании легкокипящих углеводородов можно использовать для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах первичных газоконденсатов (без нефтяной оторочки) вторичных газоконденсатов (с нефтяной оторочкой) нефтей. [c.36]

    Показано, что использование инструментальных методов (капиллярная газожидкостная хроматография, количественная ИК-спектро-фотометрия, хромато-масс-спектрометрия, пирометрические исследования по стандартной методике и другие) позволяет получать детальную геохимическую информацию, необходимую как для выделения глубинных зон и областей вероятной аккумуляции углеводородов, так и для уточнения фазового состояния флюида в залежи. Совершенствование методики оценки продуктивности вскрытого разреза по результатам геохимического анализа проводилось по материалам поисковых площадей и нефтяных месторождений северо-восточной и восточной частей Прикаспийской впадины, ее Ожно-Эмбенского района и других территорий. [c.2]

    Низкотемпературная устойчивость нефтяных дисперсных систем связана с их фазовым переходом из жидкого состояния в твердое за счет кристаллизации углеводородов в системе и образования новой фазы. [c.76]

    Статьи сборпика представляют также интерес для нефтепромысловых работников, занимающихся изучением фазового состояния углеводородов в нефтяных и газо-конденсатпых залежах. [c.2]

    Нефтегазоконденсатные смеси — это сложнейшие системы, состоящие из углеводородов и неуглеводородных компонентов. Поскольку нефтяные и газоконденсатные системы состоят из десятков углеводородов различного строения, то в расчетах фазового состояния используют модели пластовых смесей. Обычно в этих моделях реальными компонентами являются N2, СО2, НзЗ, СН4, СгНб. СзН , /-С4Н10, ИС4НЮ, а также, если вьщелены, то и углеводороды с чис- [c.149]

    На основании прогноза фазового состояния углеводородов по геолого-геохимическим данным следует ожидать нефтяные и газонефтяные сокпления в нижней части разреза венда. Плотность жидких углеводородов средняя - 0,86-0,88 г/см . Наиболее крупные залежи ожидаются на поднятиях в Пешском районе. Они могут быть связаны с пограничными структурами на стыке с Сафоновским прогибом (М.Б.Келлер и др., 1994 г.). [c.33]

    Ранее мы уже говорили о том, что особое место в проблеме раздельного прогноза нефтегазоносности недр занимают задача распознавания типов углеводородных залежей по их фазовым состояниям в ловушках и что при решении этой задачи высокой информативностью обладают легкокипящие углеводороды или бензиновые фракции состава С5 - Св нефтей и газоконденсатов. Например, конденсаты с нефтяными оторочками - вторичные газоконденсатные залежи - и без них - первичные газоконденсатные залежи - обладают особенностями в концентрационном распределении отдельных индивидуальных углеводородов. По этим же показателям дифференцируются и залёжи вторичных газоконденсатов и нефтей. Ясно, что различия в концентрационном распределении легкоки-пящих углеводородов зависят не только от фазового состояния углеводородов в залежи, но и от геохронотермобарических факторов. [c.30]

    При проведении прогноза фазового состояния углеводородов в это уравнение подставлялись геохимические и геохронотермобарические данные и вычислялось значение прогнозной характеристики ТЗ. Если это значение составляло 0-03, экзаменуемая залежь называлась первичной газоконденсатной, 0,3-0,8 - вторичной газоконденсатной, 0,8-1 - нефтяной. [c.31]

    Углеводороды по своему составу характеризуются рядом особенностей. Во фракционном составе последних максимальный выход соответствует температуре 20O-300 °С, конец кипения 550- °С и выше. В составе флюидов обычно присутствуют смолисто-асфальте-новые вещества. В ряду нормальных алканов, имеющих протяженность до и выше, отмечаются две группы флюидов с максимумом на 5+ -12 причем положение максимума не связано с фазовым состоянием углеводородов в залежах. Так, на Зайкинском месторождении в явно Нефтяном по испытанию объекте (шестой горизонт) максимум приходится на в газоконденсатном объекте первый oihieKT) - на q jj. В конденсате пермских отложений Карачаганакского месторождения максимум в ряду н-алканов приурочен к f , а в нефти и конденсате отложений карбона к (29 12 глубоко-залегаюпщх месторождениях отсутствуют различия между нефтью и конденсатом и по наличию или отсутствию сложных бициклических структур в составе аренов. [c.29]

    Возможный характер проявления кризисных состояний в нефтяных дисперсных системах при изменении условий их существования представлен на рис. 7,3, а. Участки KI, КП и KIII соответствуют кризисным состояниям системы и точки и характеризуют начало и конец каждой области. Исходная точка может соответствовать нулевому значению на пересечении координатных осей либо, учитывая предлагаемые рассуждения об остаточной энтропии , может быть смещена по ординате. Для примера на рис. 7.3, б представлена кривая, характеризующая типичный фазовый переход первого рода чистого вещества, например индивидуального углеводорода. Как видно, энтропия испытывает резкий скачок при определенном значении температуры. [c.181]

    О рациональных формах уравнения при обработке данных в состоянии фазового равновесия жидкость-пар чистых веществ, ВОЙТЮК Б.В., ХМАРА Ю.И. Сб.пФеплофизические свойства углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций , вып.1. 1973. [c.256]

    Залежи нефтяного переходного состояния иначе можно назвать залежами летучих нефтей (зарубежный термин "volatile oil"). Они характеризуются значительным содержанием в пластовой нефти газообразньк и легкокипящих углеводородов и высокими значениями пластовых давлений и температур. Критическая температура летучей нефти ненамного выше пластовой температуры. В околокритической зоне двухфазной об-ласти фазовой диаграммы линии равного объемного содержания жидкой фазы (изоплеры) располагаются близко друг к другу. Это объясняет то, что при снижении давления ниже давления начала кипения происходит бурное разгазирование пластовой смеси, что негативно сказывается на нефтеотдаче при разработке залежей летучих нефтей. [c.147]

    Успешное применение различных уравнений состояния для расчета фазовых презращений природных газоконденсатных и нефтяных систем при исследовании проиессов добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья во многом зависит от точности определения содеряюния в пластовой смеси и свойств высококипящих углеводородов, которые при изучении химического состава природных систем, как правило, объединяются в группу "пентаны плюс высококипящие (С ). Анализ отечественных и зарубежных исследований показывает, что попытки присвоения группе С физикохимических свойств какого ибо чистого углеводорода или некоторого псевдокомпонента, значения свойств которых остаются пос-тоян йши при изменении давления и температуры, приводят к рез-ком г увеличению погршности расчетов парожидкостного равновесия. Это связано с тем, что в процессе фазовых превращений в каждой из равновесных фаз происходят изменения свойств С , учесть которые можно только в результате замены группы С на отдельные. подгруппы (фракции, выделенные при разгонке конденсата или нефти). Свойства каждой такой подгруппы, рассматриваемой в качестве компонента пластовой смеси, принимаются постоянными при изм нении давления и температуры и одинаковыми в смеси и в равновесных фазах, на которые она распадается. [c.14]

chem21.info

Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах

    ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ НЕФТЬ-ГАЗ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ И ТЕМПЕРАТУРАХ [c.138]

    Изучение растворимости нефтей в природных газах при высоких давлениях очень важно для решения ряда геологических и промысловых вопросов, как, например для суждения о вероятном фазовом состоянии газонефтяных систем на различных глубинах в недрах земли, для выяснения возможности и условий миграции нефтей в газовой фазе, для разработки метода увеличения отбора нефти из продуктивных пластов путем закачки в них углеводородных газов высокого давления и др. Система нефть — газ является более трудным объектом для изучения, чем бинарные системы. Она является многокомпонентной и переход ее жидких УВ в газовую фазу зависит не только от их природы, температуры и давления системы, но и от ее общего состава. Повышение пластового давления в таких системах вызывает протекание двух процессов дополнительного растворения газа в нефти и жидки компонентов в газе. [c.35]

    Газонефтяные и газоконденсатные системы соответственно состоят из нефти и газа или газа и конденсата. Состояние и свойства этих систем определяются влиянием различных параметров, среди которых основными являются давление, температура, удельные объемы и компонентные составы фаз. При движении углеводородной системы по всей цепочке пласт — скважина — система сбора и подготовки — магистральный трубопровод непрерывно изменяются давлегше и температура. В результате изменяется фазовое состояние системы, а также компонентный состав фаз. Кроме того, в процессе движения в систему могут вводиться или из системы могут отбираться некоторые составляющие смеси (жидкая, газовая или твердая фазы), что также приводит к изменению как фазового, так и компонентного состава смеси. [c.7]

    Рассмотрениые необычные процессы фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного, или ретроградного, испарения и конденсации. Они сопровождаются непрерывным изменением состава и объемного соотношения жидкой и паровой фаз. На рис. 62 нанесены дополнительные кривые, характеризующие количество (в %) углеводородов в системе, находящихся в жидком состоянии при различных давлениях и температурах. По изотерме (допустим, АН) от давления начала конденсации до области более высоких давлений можно проследить за характером ретроградного процесса. При давлении, соответствующем точке О, образуется жидкая фаза, состоящая в основном из тяжелых углеводородов. Этот процесс будет происходить до давления При этом давлении выделяется максимальное количество жидкой фазы, и оно называется давлением максимальной конденсации. С дальнейшим повышением давления притяжение между легкими молекулами, оставшимися в газе, до этого слабое, станет более эффективным из-за большей близости молекул. С этого момента молекулы сконденсировавшихся углеводородов начинают вновь втягиваться в паровую фазу. С увеличением давления выше взаимодействие молекул в жидкости также несколько уменьшается вследствие растворения в ней легких углеводородов. Относительная плотность газовой фазы увеличивается, и компоненты жидкой фазы начинают все более и более растворяться в плотной газовой фазе до тех пор, пока не закончится процесс ретроградного испарения. Из сказанного следует, что ретроградное испарение можно упрощенно рассматривать как растворение тяжелых компонентов в плотной паровой фазе подобно тому, как тяжелые фракции нефти растворяются в легком бензине. [c.131]

    При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений при вытеснении нефти газом пользуются диаграммами (рис. 109) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов -любая точка в пределах диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения трех групп компонентов метана С1, углеводородов от этана С2 до гексана С и гептана С7. Вершины треугольников соответствуют 100%-ному содержанию соответствуюпщх групп компонентов в системе. Линия 1 на диаграмме является кривой раздела фаз, ограничивающей двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится [c.223]

chem21.info

Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей

1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, фи­зики и химии.

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (Cnh3n) и в меньшем количестве ароматического (Cnh3n-6) рядов.

По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 — газы; от С5Н12 до С16Н34 — жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.

Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводо­родов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и прев­ращения газонефтяных систем.

Нефтегазоносный пласт определяется не только породами, содержащими нефть или газ, но и самими насыщающими их фазами. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре. При извлечении углеводородов на поверхность давление и температура пластовой смеси уменьшаются. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Отсюда возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры. Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости. Из-за сложности природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

Химический состав углеводородных газов может быть легко определен до гептанов. Химический состав сырой нефти оценить труднее, так как она состоит в основном из более тяжелых углеводородов, чем гептаны.

Помимо свойств углеводородов, представляют интерес также свойства воды, каким-либо образом связанной с продуктивным пластом, так как вода занимает часть пространства пласта, создает энергию для добычи нефти, а также может добываться вместе с нефтью и газом.

Содержимое продуктивных пластов в основном находится в состоянии газа, пара или жидкости. Однако эти термины передают сущность состояния только при определенных давлениях и температурах. Вещество в зависимости от давления и температуры, при которых оно находится, может существовать в газообразном или жидком состоянии. Понятие пар определяется как газообразное состояние любого вещества, которое при обычных условиях является жидкостью или твердым телом. Под обычными условиями понимаются атмосферные условия давления и температуры. При рассмотрении углеводородов удобно понятия «газ» и «пар» считать синонимами.

Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными или гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Для гетерогейной системы физические и химические свойства в разных точках различны.

Гетерогенные системы состоят из фаз. «Фаза» — это «определенная часть системы, которая является гомогенной и физически отделена от других фаз отчетливыми границами». Например, в гетерогенной системе одновременно содержатся лед, вода и водяной пар. Степень дисперсности не определяет количества фаз. В приведенном примере лед независимо от того, существует он в виде одного куска или раздроблен на несколько частей, является одной фазой.

Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов.

Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.1.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой.

Рис.1.1. Фазовая диаграмма многокомпонентной смеси

Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой.

«Критическая точка» (точка К на рис.1) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными.

«Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке.

«Критическое давление» — давление, соответствующее критической точке.

«Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.

«Экстенсивные свойства» — свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества.

«Кривая А точек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа.

«Кривая точек росы b» — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости.

«Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия.

«Крикондентерм» (М) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.

«Криконденбар» (N) — наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.

«Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис.1) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям.

«Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA

«Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA).

«Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.

Из рассмотрения рис.1.1 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы —100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации.

Фазовая диаграмма (рис.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения ее на поверхность.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.

studfiles.net

Фазовое состояние нефтяных углеводородов - Справочник химика 21

из "Инфракрасные спектры насыщенных углеводородов Часть 1"

ИК-спектры успешно применяются для исследования фазовых переходов и структуры твердых нефтяных углеводородов [32]. В качестве объектов исследования взяты грозненский парафин, церезин-80 и углеводороды, не образующие комплексов с карбамидом (табл. 22). [c.30] При охлаждении грозненского парафина в процессе кристаллизации происходит образование гексагональной структуры. Об этом свидетельствует исчезновение поглощения при 1300 и 1380 см и появление его около 890 см (рис. 27). Для церезина-80 при 73°С происходит переход модификации молекул из гексагональной в ромбическую. Такое же явление наблюдается при охлаждении углеводородов церезина-80, которые не образуют комплексов с карбамидом. [c.30] В области 720 см обнаруживается зависимость формы и интенсивности поглощения от кристаллической структуры углеводородов при изменении температуры съемки. При 20°С наблюдается двойная полоса в области 720—730 см . Для парафина с повышением температуры съемки интенсивность полосы 730 см уменьшается, а затем фиксируется одна полоса при 720 см . Исчезновение поглощения при 730 см свидетельствует о переходе ромбической структуры в гексагональную. Появление ромбической структуры отмечается при температуре на 12—15° ниже температуры плавления углеводородов (рис. 28). [c.30] Ромбическая структура характеризуется хорошо расщепленным дублетом. Полоса 720 см свидетельствует о гексагональной структуре [34]. Изменение интенсивности поглощения наблюдается в точках, соответствующих переходу в жидкое состоя-1ше. После значительного уменьшения интенсивности поглощения, обусловленного плавлением вещества в некотором интервале температур, наступает момент расплава. Точка излома кривой интенсивности поглощения при 720 см А на рис. 28) соответствует температуре, пиже которой углеводороды существуют только в жидком состоянии. [c.30] Таким образом, методом ИК-спектроскопии можно исследовать различные фазовые превращения дистиллятных и остаточных углеводородов. Для церезина и углеводородов, не образовавших комплекса с карбамидом, полиморфный переход не обнаружен. [c.30] С увеличением глубины залегания происходит рост коэффициентов i и. С2, что свидетельствует об уменьшении содержания нормальных алканов в нефти (табл. 23). Уменьшение коэффициента Сз говорит о том, что в процессе миграции происходит отщепление метильных групп, степень катагенной превращенности нефтей возрастает. [c.31] Из табл. 23 видно, что коэффициенты А1 ж А , закономерно увеличиваются в соответствии с изменением соотношения содержания аренов различного строения с разным положением заместителей. Эти данные (наряду с [58]) свидетельствуют о миграционной возможности образования нефтей Сургутского свода. Предполагаемый путь миграции нефтей правдинская тенловская мамонтовская усть-балыкская быстринская холмогорская - западно-сургутская, т. е. в общем направлении с юго-за-пада на северо-восток. В направлении миграции идет утяжеление нефтей, увеличивается содержание серы и асфальтово-смолистых компонентов. Это явление объяснялось раньше гравитационным распределением компонентов нефти в ловушках с увеличивающейся с глубиной плотностью. Переток компонентов нефти в процессе миграции происходит вследствие разгрузки частей ловушек, близких к водонефтяному слою, поэтому плотность нефти и другие характеристики, связанные с ней, в каждой последующей ловушке выше, чем в предыдущей. [c.31] Хорошей иллюстрацией применения ИК-снектроскопии в исследованиях насыщенных углеводородов нефти является работа [67]. С помощью адсорбционной хроматографии из нафталанской нефти выделена широкая фракция нафтеновых углеводородов, которая затем разогнана в вакууме на более узкие фракции 240-300, 300-350, 350-420, 420-500°С. [c.31] Из приведенных данных видно, что общее количество метильных групп с увеличением температуры выкипания фракций незначительно уменьшается, а метиленовых групп и цепей с шестью, четырьмя и пятью метиленовыми группами — увеличивается. Таким образом, для фракции 240—300°С характерно преобладание боковых цепей с двумя-тре-мя СНг-группами, а для фракций, выкипающих при температуре выше 350°С — с четырьмя и более метиленовыми СПг-группами. [c.32] Отпошение Ск/Сп с увеличением молекулярной массы уменьшается в 1,8—1,2 раза. Это объясняется относительным увеличением количества углеродных атомов в боковых цепях с увеличением степени конденсации нафтеновых структур. [c.32] Колебания молекул. Т. I, П.— М. Гостехиздат, 1949. [c.33] Применение спектроскопии в химии/Под ред. В. Веста.— М, ИЛ, 1959. [c.34] Конторович A. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. [c.34] Геология нефти и газа Западной Сибири,— М, Недра, 1975,— 680 с. [c.34] Физико-химические свойства индивидуальных углеводо-родов/Под ред. В, М. Татевского.— М. Гостоптехиздат, I960.— 412 с. [c.34] Справочник химика. 2-е изд./Под ред, Б. И, Никольского и др.— Л. Госхимиздат, 1963. [c.34] Мурадов А. П., Кулиев А. М., Левшина А. М. Исследование нафтеновых углеводородов нафталанской нефти методом ИК-спектроскопии.— Азерб. хим. жури., 1983, 4, с. 53—57. [c.34]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Глава 10 Механика природного резервуара

⇐ ПредыдущаяСтр 31 из 52Следующая ⇒

Фазовые состояния. Поверхностные явления. Капиллярное давление. Пластовая энергия. Перемещение нефти и газа в залежи. Явления, связанные с добычей нефти. Вторичные методы добычи. Добыча газа. Экономические и правовые вопросы.

 

Сфера пластовой механики [1] включает изучение таких физических и химических изменений в пласте и пластовых флюидах, которые происходят в течение периода разработки залежи нефти или газа. Правильное пони мание этих явлений имеет особенно важное значение для обеспечения эффективной и рентабельной добычи нефти и газа. В этом интересы геологов и эксплуатационников совпадают, и многие геологические наблюдения получают объяснение с позиций эксплуатационника. Строго говоря, механика пласта вступает в действие тогда, когда залежь вскрывается первой скважиной и начинается извлечение нефти и газа, хотя те же самые физические законы должны действовать уже со времени отложения нефтегазоносных пород. Это становится очевидным при изучении движения пластовых флюидов к поверхности. Движение нефти и газа из залежи к скважине можно рассматривать как миниатюрную модель крупного и длительного геологического процесса региональной миграции нефти и газа от площадей углеводородообразования до их аккумуляции в залежи. Более того, геологи-нефтяники все чаще прибегают к интерпретации пластовых условий с общегеологических позиций. Это еще один довод в пользу необходимости понимания явлений, сопутствующих движению нефти и газа из залежи в скважину и в самой скважине.

Изучение пластовых условий и механики пласта с инженерной точки зрения продолжает предоставлять все большее количество новых сведений и новых идей. Некоторые из них могут быть непосредственно применены к проблемам поисков нефти и газа. Механика природного резервуара охватывает самые разнообразные вопросы, проникая в органическую химию, физику, физическую химию, гидромеханику и технологию разработки месторождений. Ниже описываются некоторые из этих вопросов, интересующих геологов-поисковиков: 1) фазовые состояния углеводородов, 2) поверхностные явления на границах различных фаз, 3) капиллярные явления, 4) пластовая энергия, 5) движение нефти и газа в залежи, 6) явления, связанные с добычей нефти и газа, 7) вторичные методы добычи.

 

Фазовые состояния

Изучение соотношений различных фаз углеводородов имеет огромное значение для правильного понимания разного рода равновесий, существующих между флюидами в пределах нефтегазоносного пласта в обстановке меняющихся температур и давлений [2]. Температура и давление в залежи в процессе ее разработки изменяются, причем иногда очень резко. Большая часть современных методов добычи нефти и газа основана на знании поведения этих флюидов ‑ их фазовых состояний ‑ в пласте в процессе извле чения их из залежи. Эти знания получены в лабораториях ‑ химиками, физиками, переработчиками ‑ и путем изучения современных пластовых условий. Очень многие из изучаемых таким образом процессов и явлений представляют большой интерес для геолога-нефтяника, поскольку они могли происходить в пластовых условиях в.течение длительного геологического времени.

Порода-коллектор, вода, газ и нефть ‑ вот те различные материалы, которые к моменту открытия залежи находятся в нефтегазоносном пласте в состоянии равновесия и с которыми мы имеем дело в течение всего последующего периода ее разработки. В пласте-коллекторе существует множество систем¹, подлежащих изучению, ‑ это порода ‑ вода, порода ‑ газ, порода ‑ нефть, вода ‑ нефть, газ ‑ нефть, порода ‑ вода ‑ нефть, водные, нефтяные и газовые системы. Фаза включает все составляющие системы, обладающие одинаковыми свойствами и составом. Иными словами, фаза ‑ это гомогенная, отличающаяся физически и обособленная механически часть системы².

Фиг. 10-1. Схематическая диаграмма фазовых состояний воды.

Тройная точка О соответствует давлению 4,58 мм ртутного столба и температуре 0,0098°С. АО ‑ кривая сублимации льда и пара; ОС ‑ кривая равновесия льда и жидкости; ОВ ‑ кривая давления пара, т.е. кривая равновесия жидкости и пара. Эта диаграмма справедлива только для низких давлений.

 

Фазы отделены друг от друга отчетливыми физическими границами, называемыми поверхностями раздела или граничными поверхностями. Число компонентов системы является наименьшим числом независимых переменных составляющих, которые отражают строение и состав каждой из возможных присутствующих фаз. Например, такая система, как вода, может встречаться в виде трех фаз - парообразной, жидкой и твердой в зависимости от температуры и давления. Эта система представлена одной составляющей ‑ Н2О ‑ во всех фазах, иными словами, это однокомпонентная система. Система нефть - вода может рассматриваться в качестве двухкомпонентной; в пластовых и поверхностных условиях она часто встречается в трех фазах - природного газа, нефти и воды.

Типичной однокомпонентной системой является вода. На фиг. 10-1 приведена диаграмма этой системы в зависимости от двух переменных - температуры и низкого давления. На диаграмме показаны три самостоятельные фазы (лед, жидкость, пар) и три состояния равновесия двух фаз (лед ‑ пар по линии АО, лед - жидкость по линии ОС и пар - жидкость по линии ОВ; точка В соответствует критической температуре Тс). В точке О все три фазы находятся в равновесии. Это так называемая «тройная точка».

Фазовое состояние вещества (или смеси веществ, например нефти) в любой данный отрезок времени определяется рядом независимых переменных, главным образом давлением и температурой, а также концентрацией, плотностью и объемом этих веществ.

¹Система представляет собой вещество или смесь веществ, изолированных друг от друга.

²Строго говоря, мы должны рассматривать систему метан - этан и фазы, газообразную и жидкую, в виде которых она встречается. С практической точки зрения целесообразнее рассматривать нефть как систему, состоящую из двух фаз - собственно нефти и растворенного в ней природного газа. Аналогично понимается в качестве двухкомпонентной наиболее обычная для продуктивного пласта система нефть ‑ вода.

 

Минимальное количество переменных, необходимое для определения остальных переменных данной системы и, следовательно, для установления фазового состояния этой системы называется степенью свободы. Например, если температура, давление, концентрация и объем достигли таких величин, что из жидкой фазы (нефти) начали образовываться мельчайшие пузырьки газовой фазы, значит, газ и нефть находятся в равновесии и будут находиться в этом состоянии до тех пор, пока останутся постоянными все эти параметры. Стоит измениться одному параметру, как тотчас изменятся и все остальные, и равновесие между нефтью и газом сохранится. Следовательно, такая система, как нефть, обладает лишь одной степенью свободы.

Общая связь между количеством степеней свободы, количеством компонентов и количеством фаз в системе выражается правилом фаз, выведенным впервые в 1876 г. Гиббсом:

F = C − P+2,

где F ‑ количество степеней свободы (давление, температура, плотность и т. д.), С ‑ количество компонентов в системе, Р ‑ количество существующих в этой системе фаз.

Применяя это правило к однокомпонентной системе, например к воде, мы видим, что там, где все три фазы ‑ жидкость, пар и лед ‑ существуют одновременно (в точке О на фиг. 10-1),

F = C (один компонент) – P (три фазы) +2 = 0,

т.е. степеней свободы нет. Иными словами, если присутствуют все три фазы, никакое изменение в температуре или давлении невозможно. В случае двухфазной системы (жидкость + пар)

F = C (один компонент) – P (две фазы) +2 = 1,

Если две фазы находятся в состоянии равновесия в любой точке линии ОВ (фиг. 10-1), то можно определить либо температуру, либо давление (но не оба этих параметра).

Наконец, если в системе присутствует только одна фаза, например жидкость

F = C (один компонент) – P (одна фаза) +2 = 2,

(СОВ на фиг. 10-1), то вода должна оставаться в жидкой фазе, даже если переменными являются оба параметра ‑ и температура, и давление. Другими словами, жидкая фаза воды имеет две степени свободы, т. е. для определения системы в этом случае необходимо знать два условия ‑давление и температуру.

Если температура высока ‑ выше критической величины 374°С (см. фиг. 10-1), ‑ то вода может находиться только в одной фазе - парообразной, и никакое давление не способно привести к сжижению даже части этой системы. При таких сверхвысоких температурах и давлениях сосуществование двух фаз невозможно, и свойства жидкости и ее пара или газа становятся неотличимыми. Понятие о степенях свободы при сверхкритических давлениях и температурах неприменимо. При промежуточных значениях этих параметров жидкая фаза (вода) может существовать одновременно с газовой фазой (водяной пар).

Пластовые углеводороды относятся к числу крайне сложных много­компонентных систем. Если учесть, что любая система из трех и более компонентов очень трудна для понимания, то станет ясна вся сложность изучения нефтегазовых систем, состоящих из тысяч углеводородов. Большая часть исследований, посвященных фазовым состояниям углеводородов, относится к одно- или двухкомпонентным системам, представленным простыми компонентами - метаном, пропаном и бутаном.

Фазовые диаграммы для двухкомпонентных систем, например вода ‑ нефть, можно построить, отложив по оси абсцисс молекулярный состав, а по оси ординат ‑ соответственно давление и температуру. Для изображения трехкомпонентной системы необходимо использовать равносторонний треугольник. В этом случае границы фаз изображаются линиями изобар или изотерм. Подобные диаграммы часто используются в петрологии и металлургии. Для систем, состоящих из большего чем три числа компонентов, такие простые способы построения фазовых диаграмм уже невозможны. В случае сосуществования только двух фаз, граница между ними изображается поверхностью. Если же количество сосуществующих фаз составляет три и более, границы между ними в общем случае могут быть показаны лишь линиями, т.е. соотношения между фазами необходимо представлять в виде изометрических диаграмм.

Изобарическая диаграмма на фиг. 10-2 показывает изменение состава смеси, состоящей из 60 мол. % компонента А и 40 мол. % компонента В, в зависимости от температуры при постоянном давлении.

На этой диаграмме видно, что при минимальной температуре существует только жидкая фаза. Поскольку температура смеси увеличивается при постоянном давлении (P1), объем смеси будет возрастать, но фазовое состояние не изменится до точки N. В этой точке бесконечно малое количество газа, состав которого соответствует точке Q, находится в равновесии с жидкостью. Точка N называется

Фиг. 10-2. Изобарическая диаграмма температура ‑ состав смеси компонентов А и В.

 

точкой кипения, а соответствующая ей температура Тb - температурой кипения данной смеси при давлении Р1. Если температура продолжает возрастать, количество газа увеличивается, и состав как жидкости (нижняя кривая), так и газа (верхняя кривая) изменяется, хотя общий состав смеси остается постоянным. Например, в точке R, соответствующей температуре Тс, состав жидкой фазы определяется точкой S, а газовой ‑ точкой М. Относительное количество каждой фазы может быть определено по относительной длине отрезков MR и RS. В точке U в равновесии с газом остается только бесконечно малое количество жидкости, состав которой отвечает точке V. Это так называемая точка росы, а температура Тd ‑ температура конденсации для данной смеси при постоянном давлении. При любой температуре, превышающей величину температуры конденсации, может существовать только газовая фаза. Состав газа при этом тот же, что и состав первоначальной смеси. Положение и точки кипения, и точки росы изменяется в зависимости от различных переменных факторов. Например, известна только одна точка кипения (давление насыщения) и одна точка росы для данных объемов жидкости и газа при данных температуре и давлении. Если изменится величина любого из этих параметров, немедленно изменятся также и точка кипения, и точка росы. Кривая, отвечающая условиям, в которых первые пузырьки газа начинают выделяться из раствора, называется кривой точек кипения. Соответственно кривая конденсации ‑ это кривая, отвечающая таким величинам температуры и давления, при которых из газовой фазы начинают конденсироваться первые порции жидкости.

Аналогичным образом можно показать влияние на состав такой же газо-жидкостной смеси изменения давления при постоянной температуре.

Фиг. 10-3. Изотермическая диаграмма давление - состав смеси компонентов А и В.

Если давление возрастает при постоянной температуре, характеристика смеси X, содержащей 60 мол.% компонента А и 40 мол.% компонента В, может быть получена способом, аналогичным описанному для фиг. 10-2.

 

Изотермическая диаграмма давление ‑ состав смеси приведена на фиг. 10-3. Обе диаграммы - изотермическую и изобарическую ‑ можно совместить и представить в виде изометрической диаграммы [3], однако этот способ в настоящей работе

Фиг. 10-4. Диаграмма давление - температура для гипотетической двухкомпонентной системы нефть - газ, характеризующейся постоянством состава.

 

В нашем примере точки А, В и С могут соответствовать трем различным пластам. В пласте А смесь находится в жидком виде. При извлечении жидкости давление падает и в конце концов достиг точки кипения, вследствие чего начинает образовываться газ. Этот процесс продолжается до тех пор: пока давление не станет равным атмосферному и обе фазы, жидкая и газообразная, не разделятся в сепараторе на устье скважины. В пласте В содержится только газ, поскольку температура в на выше критической. В случае извлечения газа и снижения пластового давления ниже точки конденсации начинает быстро образовываться жидкая фаза (кривая начала конденсации). Обе фазы продолжают сосуществовать до тех пор, пока давление снова не повысится до точки росы и жидкость не растворится в газе. Явление возникновения и исчезновения жидкости в результате снижения давления при постоянной температуре называется «ретроградной конденсацией». Флюид в пласте С находится в газообразном состоянии, которое не изменяется в течение всего периода эксплуатации пласта, поскольку никакое снижение давления не ведет к изменению фазового состояния флюида.

 

не рассматривается.

На фиг. 10-4 приведена объединенная диаграмма давление ‑ температура для гипотетической смеси нефти и природного газа. В отличие от ранее рассмотренных диаграмма этого типа не показывает изменений состава фаз в различных условиях. При очень высоких давлениях здесь может присутствовать только одна фаза. В условиях температуры и давления, представленных точкой А, эта единственная фаза является жидкой, а в точке В - газообразной. Последнее обусловлено тем, что точка В находится выше критической температуры¹. Обе точки - А и В - могут отвечать пластовым условиям в двух различных резервуарах. При извлечении флюидов из резервуара начальное пластовое давление в нем начнет падать, что может привести к изменениям фазовых соотношений флюидов. Сопровождающее этот процесс снижение пластовой температуры, обусловленное расширением пластовых флюидов, вероятно, ничтожно мало, за исключением зоны, непосредственно окружающей работающую скважину, и им можно пренебречь, поскольку его влияние несравнимо меньше влияния изменения давления.

Если начальные пластовые условия отвечают точке А, то точка пересечения проекции этой точки с кривой начала кипения соответствует потере давления для газовой фазы. Нефть и газ сосуществуют и добываются одновременно. При снижении давления до определенной величины значительная часть газа будет удалена из пластовой жидкости, и в условиях поверхностной температуры на устье скважины (на трапе сепаратора) мы получим обе эти фазы - жидкую нефть и природный газ. Соотношение между количествами жидкости и газа, находящимися в пласте и добываемыми на поверхности, одно и то же.

Если пластовые условия соответствуют точке В, то сильное снижение пластового давления, обусловленное добычей газа из залежи, приведет в конечном счете к конденсации жидкости из газовой фазы (в точке, соответствующей давлению конденсации) и одновременному существованию двух фаз. Необходимо отметить, что в этом случае температура превышает критическую величину, но давление меньше критического. Точка, соответствующая максимальной температуре, при которой еще сосуществуют две фазы, называется крикондентермой. Если давление продолжает падать, объем сконденсированной жидкости увеличивается до максимальной величины, давление достигает точки кипения, после чего жидкость начинает испаряться, превращаясь в газ. Когда кривая конденсации пересекается второй раз, исчезают последние капли жидкости и остается только газовая фаза.

Залежь, характеризующаяся пластовыми условиями, соответствующими точке В, называется конденсатной. Конденсат добывается из нее при снижении давления и постоянной температуре. Если в пластовых условиях достигается точка росы, то образовавшаяся в залежи жидкая нефть будет неизвлекаемой в связи с тем, что, конденсируясь из газа, она адсорбируется на стенках пор в виде тонкой пленки и становится практически неспособной к движению к забоям скважин вместе с добываемым газом, который при высоком давлении должен был бы снова раствориться в этой нефти. В промысловой практике такие залежи известны, и, чтобы не допустить конденсации жидкой фазы в резервуаре, требуется применение специальных методов эксплуатации. Одним из наиболее распространенных технических приемов, направленных на предотвращение потерь жидких углеводородов при эксплуатации конденсатных залежей, является поддержание пластового давления путем закачки в залежь газа под высоким давлением. В случае очень высоких температур в пласте, соответствующих точке С на фиг. 10-4, падение давления не приводит к каким-либо изменениям в фазовом состоянии углеводородов (см. также стр. 451).

¹Критическая температура (Тс) ‑ это такая температура, выше которой газ ни при каком давлении не может быть превращен в жидкость. Критическое давление (Рс) ‑ давление, при котором газ находится в равновесии с жидкостью при критической температуре.

 

Можно предположить, что за геологическое время различные фазы внутри природного резервуара приближаются к состоянию статического равновесия и в значительной степени стабилизируются. Иными словами, соотношения между пластовыми флюидами приходят в соответствие с такими факторами, как температура, давление, насыщенность, характер нефти, газа и воды в этом резервуаре. Но как только один из этих факторов изменяется, равновесие тотчас же нарушается, и вся система снова начинает изменяться в сторону равновесия и стабилизации. Естественно, что пластовые условия в течение геологического времени могли неоднократно изменяться, в особенности под влиянием таких факторов, как изменение давления, минерализация пластовых вод, температура, характер нефти и газа (изменения последнего могут произойти либо в результате привноса в залежь дополнительных количеств углеводородов, либо в результате внутренних молекулярных изменений под влиянием изменений температуры и давления). Фазовое равновесие в залежи может нарушиться также и искусственным путем ‑ при извлечении из залежи флюидов. Это значит, что фазовое равновесие, установившееся в пласте, нарушается и продолжает изменяться во всех случаях, когда производится непропорциональная добыча одного или более компонентов из залежи, когда пластовое давление в процессе разработки залежи снижается или когда в пласт закачиваются вода, воздух или газ с целью поддержания пластовой энергии и увеличения добычи.

Таким образом, изменения пластовых условий и фазовых соотношений пластовых флюидов связаны с очень большим и неопределенным количеством переменных факторов. Поскольку процессы, происходящие в пласте, действительно очень сложны и характеризуются неисчислимым количеством неизвестных, можно утверждать, что наши знания об этих процессах весьма фрагментарны. Все, что нам известно в настоящее время по этому вопросу, есть главным образом результат усиливающихся исследований в области химии и физики граничных поверхностей, фазовых соотношений и нефтяного пласта, данные которых могут быть использованы с целью познания геологии природного резервуара. Однако предстоит сделать еще очень много для познания пластовых условий.

 

Поверхностные явления

Интересующие нас флюиды заключены в поровом пространстве горных пород. На границах разделов между флюидами и между флюидами и твердыми телами наблюдается совокупность множества физических и химических соотношений [4], что объясняет целый ряд явлений, происходящих в залежи как во время ее формирования, так и в процессе ее разработки. Свободная поверхностная энергия, поверхностное натяжение, межфазное натяжение, адсорбция, силы сцепления, смачиваемость - все это примеры сил, действующих на границах разделов различных фаз. Поскольку основная часть порового пространства представлена капиллярными порами (обычно менее 0,5 мм в диаметре), именно капиллярные явления лучше всего объясняют многие особенности взаимоотношений между флюидами и породами, обнаруживаемые в нефтегазоносных пластах. Более того, все явления, характерные для границ разделов различных фаз, также происходят главным образом в капиллярных порах.

Явления, происходящие на границах фаз ‑ жидкости, газа и твердого тела, ‑ а также внутри их, включая и капиллярные явления, обусловлены тем, что все молекулы находятся под воздействием сил взаимного притяжения. Эти силы, известные под названием сил Ван-дер-Ваальса, противодействуют перемещению и смещению молекул (что объясняется их кинетической энергией). С увеличением температуры движение молекул усиливается. Одно из следствий этого - разобщение молекул жидкости и образование газа. Поскольку действие сил Ван-дер-Ваальса обратно пропорционально шести- или семикратному расстоянию между молекулами, они практически не оказывают влияния на газы. И наоборот, в жидкостях и особенно твердых телах, где расстояния между молекулами очень малы, эти силы оказываются чрезвычайно большими. Точка начала кипения жидкости характеризует скорость движения молекул, которая необходима для преодоления сил Ван-дер-Ваальса. Эти силы действуют как внутри отдельных физических тел (жидкость, газ, твердое тело), так и на границах различных фаз {жидкость - жидкость, жидкость - газ, жидкость - твердое тело и т.д.).

 

Читайте также:

lektsia.com

Фазовое состояние системы нефть – газ при различных давлениях и температурах.

Химия Фазовое состояние системы нефть – газ при различных давлениях и температурах.

просмотров - 199

Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов.

Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содержат то или иное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.

Как и в случае углеводородных компонентов при определœенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определœенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным водяными парами. При повышении температуры данный газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.

_________________

1Тривус Н.А., Чернецкий И. И. Построение фазовых диаграмм газоконденсатных систем на примере системы месторождения Зыря. Научно-технический сборник ВНИИ, вып. 35. М., изд-во «Недра» 1969.

Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа называют абсолютной влажностью. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или в г/кᴦ.

Рис. 16. Номограмма для определœения влагоёмкости природных газов при различных давлениях и температурах.

На рис. 16 приведена номограмма для определœения влагосодержания природных газов г (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, с повышением температуры влагосодержание газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания воды в газе.

Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе и в связи с этим влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.

С увеличением молекулярной массы газа (с 16 до 30) влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике незначительно (на 3—5%).

__________

1Макогон Ю. Ф., Саркисьянц Г. А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа, М., изд-во «Недра», 1966.

Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плотностей газа производятся по корректировочным графикам, описанным в специальной литературе.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. В качестве примера можно привести данные А. И. Гриценко, исследовавшего влияние воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей Челбасского и Майкопского месторождений. В пластовых условиях в газоконденсатной смеси Челбасского месторождения (рпл = = 22,8 МПа и tnjl = 96,10 С) растворяется от 5,38 до 5,43 см3/м3 воды. Количество растворенной воды в газоконденсатной смеси Майкопского месторождения в пластовых условиях (рпл= 30,3 МПа и t = 1280 С) составляет 10,5 см3/м3. В процессе исследования А. И. Гриценко наблюдал, что при изотермическом (при пластовой температуре) снижении давления в газоконденсатной системе, содержащей водяные пары, одновременно выделяется конденсат и вода (двойная обратная конденсация). Было установлено, что давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается и равно для Челбасского месторождения 21,37 МПа (без воды - 20,7 МПа), а для Майкопского месторождения 29,1 МПа (без воды 27,8 МПа). Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, крайне важно учитывать при разработке месторождений – давление начала конденсации углеводородов следует определять по пробам, содержание паров воды в которых приближается к пластовым значениям. В случае если используется только углеводородная часть системы газоконденсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.

Явления двойной обратной конденсации - выделœение конденсата и воды из углеводородных систем, содержащих водяные пары, в условиях изотермического снижения давления наблюдал впервые Ван-дер-Ваальс. Это явление особо часто встречается в системах, в которых один из компонентов полярный.

Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии паров воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений.

Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводород) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода) — тяжелый компонент с меньшей летучестью. Как было установлено в предыдущих

разделах, с повышением концентрации тяжелого компонента (рис. 4, б) критическое давление системы всœегда становится больше, чем критическое давление любого компонента͵ находящегося в смеси (кроме случая, когда один из компонентов преобладает настолько, что критические свойства смеси становятся близкими к свойствам индивидуального компонента). Рост критического давления и температуры сопровождается повышением давления начала конденсации в критической области.

Общий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой усадкой приведен на рис. 17. Эти нефти отличаются содержанием легких фракций — более богата летучими компонентами нефть с большой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе к пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости вблизи критической точки расположены более широко, чем для нефтей с малой усадкой. Критические точки в системах нефть – газ обычно расположены справа от криконденбары.

Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют условиям в точке А'. Когда пластовое давление соответствует давлению в точке L, в пласте углеводороды находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точки росы) с подстилающей нефтью, а жидкость (прилегающая к шапке) — в условиях начала кипения. Как уже отмечалось, в зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также геологических условий залегания газ в шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазоконденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторождений нефти и газа, вовлекаемых в эксплуатацию, число нефтяных месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается. По этой причине для промысловой практики представляет большой интерес исследование влияния всœех упомянутых выше факторов на фазовое состояние нефтегазовых систем в условиях глубоко залегающих пластов.

Рис. 17. Фазовые диаграммы.

а — для нефтей с небольшой усадкой; б — для нефтей с большой усадкой.

В этой области проведены значительные работы советскими учеными М. А. Капелюшниковым, С. Л. Заксом, Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич и др. Полученные ими данные широко используются при разработке новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 1500 С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти1. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. При этом даже при давлении 70 МПа и температуре 1000 С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния — в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы. (При t = 1000 С и р = 70 МПа в опытах с образцами конденсатного газа и нефти Карадага содержание конденсата в газе достигает 647 г на 1 м3 газа в нормальных условиях).

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в исходном газе содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и содержащие ароматические углеводороды.

С ростом температуры до 1500ーС и давления до 70 МПа фракционный состав конденсата приближается к составу нефти (в газовую фазу мало переходит смол и почти не содержится в газовом конденсате асфальтенов).

Исследования также показывают, что различные газы обладают неодинаковыми свойствами, как растворители нефти2. Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Характеристика использованных нефтей приведена в табл. 2.

Исследования проводились в интервале давлений от 10 до 80 МПа при температурах, превышающих критические температуры газов. Результаты опытов приведены на рис. 18, где Vr и VH– объемы газа и нефти. Отношение объемов газа и нефти в различных опытах было не одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти в газе возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объемов газа и нефти Vr/VH.

_______________

1Составы образцов нефти и конденсатного газа, использованных в опытах, а также методику их проведения см. в статье Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич «Характеристика газовой и жидкой фаз нефтегазоконденсатных систем на больших глубинах». Нефтяное хозяйство, 1961, № 7.

2 Жузе Т. П., Юшлевич Г. Н. Сжатые углеводородные газы как растворители нефти и нефтяных остатков. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11 и 12.

Таблица 2

Характеристика нефтей

Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности — метан — этан — этилен — пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность. Во всœех опытах оказалось, что с увеличением отношения объема газа Fr и нефти FH содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением Vr/XH конденсат обогащается легкими фракциями и понижается его молекулярная масса.

Исследования показывают, что критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критическое давление и температура для рассмотренных ранее газоконденсатных систем.

На рис. 19 приведены кривые огибающих критических температур (а) и критического давления (б) системы нефть - конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторождение)1. Наибольшее значение критического давления наблюдается (как и в случае простых бинарных смесей) при близкой массовой концентрации обоих компонентов в системе и достигает для нефтей Степновского месторождения 100 МПа при t = 2000ーС. При этом при добавлении в метан его ближайших гомологов - этана, пропана и бутана - критические давления в системе нефть — газ удавалось снижать до

Рис. 19. Кривые зависимости критических температур и давлений системы нефть - конденсатный газ от ее состава (Степновское месторождение).

15 МПа. Исследования показали также, что на величину критического давления влияет порода пласта. Значительное (до 40%) снижение критического давления под влиянием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверх

ности твердых частиц. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, порода способствует изменению состава жидкой фазы, как бы обогащая ее легкими фракциями, которые могут переходить в паровую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода, по-видимому, способствует увеличению критического давления на 10 - 15%.

Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (к примеру, путем нагнетания в пласт газов высокого давления, газов обогащенных тяжелыми компонентами и т. д.).

________________

1Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С, ЕсаковЕ.А. О критических параметрах нефтей и нефтегазовых систем. «Нефтяное хозяйство», 1963. № 6.

oplib.ru