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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

На фиг. 23 показан обычно наблюдаемый тип изобар «объем-температура», которые были получены для сырой нефти уд. веса 0,853 из месторождения Домингуец в Калифорнии и газа в количестве 5,61% по весу от всей массы смеси. Характер этих групп кривых настолько очевиден, что не нуждается в объяснении.

Здесь не рассматривается детально состав газовой и жидкой фаз, меняющийся с изменением давления или температуры. На фиг. 24 указано их общее изменение и дана зависимость плотностей сосуществующих фаз от давления при неизменной темпе-

1,95

и 630 Щ5 U56

Z38 Z7Z

Цаблвние, атп

Фиг. 22. Удельные объемы вблизи точки парообразования для смеси нефти и газа из месторождения Рио-Браво, содержащей 16% по весу сепараторного газа.

I-точка парообразования.

1,6Z5

f,S6

I f,365 I f,3

ZV- 7,8 5Z 655

80 £3.3 w:

Гсмпвратцра0

Фиг. 23. Изменение от температуры удельного объема смеси газа и нефти из месторождения Домингуец, содержащей 5,61%

по весу газа.

i -точка парообразования жидкости; 2-8 5 ат\ г-102fl/n; 4-il9 am; 5-119 am; 6-ПО am;

7 - 204 am.

ратуре для смеси природного газа и сырой нефти. С ростом давления плотность газа увеличивается, а плотность жидкости уменьшается. Первое, очевидно, является непосредственным результатом давления, а второе обусловлено повышением растворимости газа в нефти.

Другой интересной чертой поведения естественных смесей газа и нефти является влияние суммарного состава, давления и температуры на пластовый объем нефти, занятый смесью, которая при стандартных условиях представлена единицей объема. На фиг. 25 даны графики объемных коэффициентов при постоянной температуре и различном давлении, при довольно низких значениях газового фактора для уже упомянутой нефти месторождения Домингуец (фиг. 23).

На фиг. 26 показано влияние температуры для той же системы, но при постоянном давлении. Положительный наклон кривой точек парообразования указывает, что непосредственное

тепловое расширение при подъеме температуры более чем уравновешивает усадку, обусловленную падением газового фактора и количества газа в растворе.

0,6 О

68 10Z т

ДаВлвнив, ат

f70 М-

Фиг. 24. Удельные веса сосуществующих фаз в смеси природного газа и сырой нефти при 37,8° С в зависимости от давления.

~жадкaя фаза; 2 -газовая фаза.

о J6 7Z 108 т

ГозоЗдш фактор, мМ"

Фиг. 25. Изобары пластового объема для смесей нефти и газа из месторождения Домингуец с низким газовым фактором.

/-точка парообразования жидкости.

Z<t J78 SZ,0 65,6 80,0 93,3 Ю? Температура °С

Фиг. 26. Влияние температуры на пластовый объем смеси нефти и газа из месторождения Домингуец с низким газовым фактором и при давлении 68 ат.

(температура в °С).

1 - точка парообразования жидкости.

На фиг. 27 приведены кривые изменения количества газа в растворе от давления и температуры, полученные при опытах с рекомбинированными образцами газа и нефти уд. веса 0,856

из месторождения Ок Кенион в Калифорнии. Растворимость уменьшается с ростом температуры, а при повышенных давлениях заметна кривизна, направленная кверху. Необходимо обратить внимание на начальный крутой подъем кривой растворимости.

гЦ S, 81,6 108,8 136 163,1 130,и 1116 Дадление. am

Фиг. 27. Кривые растворимости газа в зависимости от давления для газонефтяных смесей из месторождения

Ок-Кенион.

На этих примерах видны специфические черты общего поведения смесей газа и нефти. Приведенные данные взяты с разных месторождений и они показывают, что качественные характеристики одинаковы для всех многокомпонентных углеводородных систем, состоящих из природных газов и сырых нефтей. Количественно же объемные свойства газонефтяных смесей меняются с природой сырой нефти и газа.

2.8. Объемное изменение газонефтяных систем. Графики последнего раздела были получены из экспериментов с естественными газонефтяными системами. Количественное определение подобных данных требует сложного оборудования, тщательного и длительного эксперимента. Большая часть опубликованных материалов по фазовому изменению газонефтяных смесей была получена на опытах с рекомбинацией газовых и нефтяных образцов, взятых из газонефтяных трапов, а также в результате изучения объемного и фазового изменения в зависимости от давления, температуры или состава (газовый фактор).

Значительная часть данных по растворимости природных газов в связанных с ними сырых нефтях, а также о пластовых объемах жидкости на точке парообразования при температурах подземных резервуаров была получена путем анализа образцов с забоя скважин, добытых соответствующими пробоотборни-кахми, специально сконструированными для этой цели. Последний метод в настоящее время хорошо разработан. Однако часто