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

пластов, вовлекаемых в разработку, и в литературе появились результаты исследования свойств нефтей нри давлениях до 100 МПа. На рис. HI.12 приведены изотермы растворимости газа с относительной плотностью 0,68 в нефти р = 865 кг/м*) *.

Как следует из рис. HI.12 в области высоких давлений зависимость газонасыщенности нефти от давления может быть принята за линейную. На основании опытных данных Н. А. Тривус и А. К. Ахмедов получили следующее уравнение для вычисления количества газа (с плотностью 0,62), растворенного нри давлении р и температуре t в азербайджанских нефтях с плотностью р„:

Q = [0,325 - 0,0009 - 40)1 р + + [756 -2,6 (f - 40) +1,2р] (0,93 - р„).

(П1.65)

где р - давление в кгс/см; t - температура в °С; Рн - плотность нефти в г/см*.

§ 8. 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 всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и 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. Например, давление насыщения туймазинской нефти, равное 9,4 МПа, нри отсутствии азота было бы порядка 5 МПа **. С повышением температуры

•Тривус И. А., Ахмедов А. К. Газонасыщенность нефти при да-влетгях до 1000 ат. «Нефтяное хозяйство», 1965, № 7.

* Пробы составлены из карадагской нефти (р = 857 кг/м* п М = 226)., сухого и конденсатного газа следующего состава (в % объеашых):

** В нефти пласта Д1 Туймазинского месторождения содержится 0,84% азота по массе.

Л II

давление насыщения может значительно увеличиваться. Из графика (III.13) следует, что во избежание больших ошибок давление насыщения необходимо определять при строгом соблюдении температурных условий пласта.

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщбна. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах - от десятых долей до десятков МПа. Так, например, в месторождении Вентура Авеню (США) превышение пластового давления над давлением насыщения составляет около

33 МПа (330 кгс/см2). Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насыщения часто бывает различным. Например, на Туймазинском месторождении оно изменяется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пористой среды. По результатам исследований пластовых условиях на закономер-оказывают некоторое влияние

15 100 Температура, С

Рис. 1П.13. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИ).

можно сделать вывод, что в ности выделения газа из нефти

порода, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. По имеющимся экспериментальным данным порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и ГП газ начинает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2% объем.), в пористой среде независимо от величины Рв при давлении на 0,4-0,5 МПа выше, чем это происходит при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при отсутствии пористой среды.

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

Как уже упоминалось, физические свойства нефтей в пластовых условиях определяются экспериментальными исследованиями проб 106

пластовой нефти. В литературе опубликовано множество эмпирических расчетных способов оценки параметров пластовых нефтей. Эти эмпирические соотношения выводятся на основе имеющейся связи между свойствами пластовой нефти и газовым фактором, содержанием в газе метана, азота и плотностью дегазированной нефти. По данным ТатНИИ, например, давление насыщения нефти газом, вязкость и плотность ее в пластовых условиях и коэффициент сжимаемости для многих нефтей Татарии и Башкирии (с газовым фактором от 2 до 31 м/т) могут быть аппроксимированы следующими уравнениями:

р„ = 3,13 -Ь 0,000236 (NrCi ; (III.66)

lgti = 3,88+ 28,65 Igpn -0,88 Ig-; (П1.67)

I 1.483Р» -1,0691 0,3482 - 0,00342 -

Рн /

I 1,483рн-1,0

p = 0,3839+ 0,5715p„-0,000955

где Pa - давление насыщения нефти газом в МПа; \1 - вязкость пластовой нефти в мПа-с; Рн - коэффициент сжимаемости нефти в м7(м*-Па) или м/Н; р и р„ - плотности пластовой и дегазированной нефти в кг/м*; G - газовый фактор в м*/м*; Np и Ci - содержание в газе азота и метана в % объем.

§ 9. 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

Рн="-4- №69)

где А F - изменение объема нефти; V - исходный объем нефти; Ар - изменение давления.

Из уравнения (П1.69) следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка 4-10"1* 7-10~1* м/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным