Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 [ 31 ] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

При растворении газов в нефти эта закономерность соблюдается лишь при небольших давлениях. В общем же случае коэффициент растворимости газов в нефти в зависимости от давления может увеличиваться и уменьшаться (рис. П1.10).

Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента а 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

Давление, rio 10 16 20

ВО 120 160 200 260 320

Давление, нгс/сп

Рис. III.10. Изотермы растворимости газов в различных нефтях при температуре 50° С (по Т. П. Сафроновой н Т. П. Жузе).

Нефть: 1 - ромашкинская; 2 - сураханская; 3 - не-битдагская; 4 - туймазинская.

состава. Наконец, значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы обратного испарения (об этом явлении см. гл. IV).

Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Из рис. III.10 следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных величинах растворимости газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с различным фракционным и углеводородным составом нефтей. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов (туймазинская и ромашкинская нефти содержат во фракциях, выкипающих до 300° С,

около 52% парафиновых углеводородов; в сураханской и небитдаг-ской нефтях их содержится 42-43%). Установлено также, что нри высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Форма изотерм растворимости для различных газов, также н& одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале давления (т. е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (СО2, CaHg, CgHs) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе нри высоких давлениях. Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а если метан растворяется в нефти, обратное испарение наблюдается лишь при очень высоких давлениях (о природе процессов обратного испарения см. гл. IV).

Из рис. III.10 также следует, что на растворимость газов в нефти природа газа влияет больше, чем состав нефти.

Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4 5) 10" м7(м*-Па).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры. Так, например, в нефти Ромашкинского месторождения нри 15 МПа (150 кгс/см) и t = 40° С в 1 м* нефти растворяется 59 м* газа, а нри t = 60" С растворяется 53 м*.

Установлено, что количество растворяюп];егося или выделяющегося из нефти газа нри одних и тех же условиях зависит еще от характера процесса - идет ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном дегазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазировання непрерывно изменяется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно, оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. При этом количество выделившегося из нефти газа измеряется порциями но мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.

При дифференциальном дегазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа нри одинаковых давлениях больше, чем нри контактном. Это связано с преимущественным нереходоМ в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения,

когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, ктгда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения

5 W !5

давление, МПа

Рис. III.И. Кривые разгазирования новодмит-pneBCKOii нефти (по данным ВНИИ).

1 - с плотностью 809 кг/м» при t = 20° С; г - с плотностью 809 кг/м» при <= 104° С; J -с плотностью 824 кг/м» при t = 105° С.

из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.

Представление о количестве

% 200

Давление, МПа

го W 60

200 Ш 600 800 Давление, нас/см

1000

Рис. III.12. Зависимость газонасыщенности нефти с плотностью 865 кг/м

от давления. Температура: 2 - 69° С: 2 - 95° С:

3 - 127° С.

газа, выделившегося из нефти при снижении давления, дают кривые разгазирования (рис П1.11). Большая часть кривых разгазирования нефтей обычно похожа на кривую /.

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоки? температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения (об этом см. ниже).

В последние годы значительно возросли глубины залегания