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

насыщения газа водяным наром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.

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

-50 -20 О 20 40 ВО 80 100 НО 180

Температура, °С

Рис. IV.16. Номограмма для определения влагоем-кости природных газов при различных давлениях и температурах.

На рис. IV. 16 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, с повышением температуры влагосодержа-

М а к о г о н Ю. Ф., С а р к и с ь я н ц Г. А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорто газа. М., изд-во «Недра», 1966.

ние газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания воды в газе.

Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе и поэтому влагосодержание газа, находя-щ,егося 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%).

Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плотностей газа производятся но корректировочным графикам, описанным в специальной литературе [21].

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 t„„ = 96,Г С) растворяется от 5,38 до 5,43 см/м» воды. Количество растворенной воды в газоконденсатной смеси Май-конского месторождения в пластовых условиях {рп„ = 30,3 МПа и if = 128° С) составляет 10,5 смм. В процессе исследования А. И. Гриценко наблюдал, что нри изотермическом (нри 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 нары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений - давление начала конденсации углеводородов следует определять но пробам, содержание паров воды в которых приближается к пластовым значениям. Если используется только углеводородная часть системы газоконденсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.

Явления двойной обратной конденсации - выделение конденсата и воды из углеводородных систем, содержащих водяные нары, 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. IV.4, б) критическое давление системы всегда становится больше, чем критическое давление любого компонента, находящ;егося 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.

§ 6. ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ НЕФТЬ - ГАЗ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ И ТЕМПЕРАТУРАХ

Общ;ий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой усадкой приведен на рис. IV. 17. Эти нефти отличаются содержанием легких фракций - более богата летучими компонентами нефть с большой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе

Истощение при „А пластовш темпера- Т туре lA

Жидкость ----т

Сепаратор

Истощение при пластовой темпера-

Температура -»-

Температура 6

Рис. IV.17. Фазовые диаграммы.

а - для нефтей с небольшой усадкой; б - для вефтей с большой усадкой.

К пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости вблизи критической точки расположены более широко, чем для неф-теп с малой усадкой. Критические точки в системах нефть - газ обычно расположены справа от криконденбары.

Нефть в пласте недонасыщ;ена 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 кон-денсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазо-конденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторождений нефти и газа, вовле1{аемых в эксплуатацию, число нефтяных месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается.