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

коэффициентом сжимаемости (Р„ достигает 140-10-1» м7Н). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. II 1.14). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Из графика (рис. III.15) следует, что с уменьшением пластового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться. При определении коэффициента сжимаемости нефтей следует учитывать, что процесс изменения пластового давления во многих залежах происходит очень медленно и близок к квазистатическому . При этом нефтям в области давлений пасы-

ДаВление, мпа

01 5.

20 40 60 Температура

80 100 120 14-0

150 200

250 300 ДаВление, кгс/см

Рис. III.14. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры для нефти Новодмитриевского месторождения (по данным ВНИИ).

Рис. III.15. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для новодмитриевской нефти плотностью 809 кг/м» (по данным ВНИИ).

щения свойственны явления вторжения [36], т. е. состояния нефтегазовых растворов могут характеризоваться на фазовой диаграмме точкой, соответствующей фазовому состоянию, в котором вещество в действительности не находится. Например, если взять нефть при температуре находящуюся в равновесии с газом при давлении р, и отделить затем жидкость от газа, то для начала выделения газа требуется некоторое растяжение жидкости (т. е. понижение давления до величины р,, меньшей, чем Pj). Или же для этого требуется перегрев нефтегазового раствора до температуры Т. Состояния перегретой, переохлажденной или растянутой жидкости называются метастабильными состояниями.

Нефтегазовые растворы в метастабильном состоянии характеризуются относительной устойчивостью. Переход нефти из такого состояния в устойчивую фазу затрудняется на первых порах при понижении давления в связи с развитием процесса в сторону возрастания свободной энергии системы из-за возникновения новых границ раздела нефть - газ.

Квазистатический процесс - «как будто статический», близкий к статическому, равновесному процесс/.

Мерой вторжения в данном случае жидкого состояния в область газожидкостной смеси может служить отношение равновесного давления Pi к давлению фактического начала парообразования ра-

Квазиравновесные режимы исследований нефтегазовых растворов, используемые нри изучении фазовых переходов, позволили обнаружить значительные отклонения свойств нефтей вблизи давления насыщения их газом . Эти отклонения возникают перед выделением макрообъемов газа в связи с изменениями, происходящими в строении и свойствах жидкостей, вызванными образованием новой фазы.

По результатам исследований В. А. Каревского область аномальных состояний охватывает интервал давлений, не только непосредственно примыкающий к давлению выделения газа, но и более высоких его значений (вплоть до 10-15 МПа). В этой области наблюдаются аномальные изменения акустических характеристик и сжимаемости газожидкостных систем нри квазиравновесном режиме изменения давления. Сжимаемость нефтей в этой области может возрастать в 2 раза и более (по сравнению с соседней областью).

С количеством растворенного газа в нефти связана также величина объемного коэффициента Ь, определяющего соотношение объемов нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделения газа на новерхности:

" (П1.70)

где V„„ - объем нефти в пластовых условиях;

Гдег - объем этой же нефти нри атмосферном давлении и t = 20° С после дегазации.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа в пластовой нефти. Однако высокое пластовое давление само но себе обусловливает уменьшение объемного коэффициента, но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на величину объемного коэффициента нефти (рис. П1.16). При снижении первоначального пластового давления от р о до давления насыщения р„ объемный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (кривая об на рис. III.16). В точке б начала выделения газа величина b достигает максимума и дальнейшее падение давления приводит к выделению газа из нефти и уменьшению объемного коэффициента.

На точность определения объемного коэффициента в лаборатории при разных условиях дегазации влияют температурные условия. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти,

К а р е в с к и й В. А. Некоторые результаты исследования кинетш«и процесса образования газовой фазы в газожидкостных системах и пластовой нефти. Сб. «Применение ультраакустики к исследованию вещества». Вып. 26, МОПИ, М., 1966.

уменьшается, вследствие чего искажаются значения объемного коэффициента нефти. Поэтому для получения более точных значений условия опыта при определении объемного коэффициента нефти стараются приблизить к пластовым условиям дегазации.

Объемный коэффициент некоторых пластовых нефтей выше трех. Например, для месторождения Мамау (США) коэффициент b = 3,5.

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

Усадка нефти

100.

(П1.71)

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда

и={ь-\)т%.

Усадка некоторых нефтей Советского Союза достигает 45 -т- 50%.

Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально (см. ниже). Если же известны данные о плотности нефти и плотности и растворимости газа, величину b можно приблизительно вычислить [5]. По одному из методов приближенного определения расчет сводится к определению объема газа, занимаемого им в жидкой фазе; в сумму объемов этого газа и нефти вносят далее поправки на сжимаемость и температурное расширение. Объем газа в жидкой фазе определяют по кажущейся плотности гаэа в жидкой фазе. Кажущейся плотностью называют отношение приращения массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Для приближенной оценки кажущейся плотности растворенного в нефти газа при стандартных условиях температуры и давления строят кривые (рис. П1.17). Поправки на пластовые давление и температуру определяют по графикам на рис. П1.18 и III.19. Погрешность определения объемного коэффициента нефти по этим графикам составляет 5-10%.

йабление

Рис. III.16. Схематическая кривая зависимости объемного коэффициента ь от давления для иедонасыщенной газом нефти.

Пример. Найти объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, если плотность ее при 20° С равна 825 кг/м»; относительная плотность газа (по воздуху) 0,8; газовый фактор 100 м/м; пластовое давление 14 МПа, пластовая температура 50° С.

Решение. Относительная молекулярная масса газа равна