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

ZU 26.6

3Z,Z 37,8 ¥8J

Температура °Q

Фиг. 54. Изменение поверхностного натяжения на разделе нефть - вода с температурой для ряда нефтей из Северо-западного Тексаса.

36 Зи 31 30

йаВлеиие, ant

Фиг. 55. Поверхностное натяжение на границе нефть - вода в зависимости от давления насыщения. Крестики показывают точки парообразования (насыщения).

тенденция полученных данных такова, что более низкие поверхностные натяжения на разделе двух фаз свойственны более легким нефтям.

Влияние растворенного газа и давления на поверхностное натяжение на границе нефть - вода показано на фиг. 55. Кривая 1 относится к сырой нефти уд. веса 0,856, из которой выделяется 114,2 Mr газа на 1 нефти при быстром снижении давления от 212,2 ат до атмосферного и температуры от 81,1 до 25,6° С. Кривая 2 относится к сырой нефти уд. веса 0,838, из которой выделяется 98,13 м газа на 1 м при мгновенном снижении давления от 138,4 ат до атмосферного и температуры от 76,7 до 25,6 С. На кривой 3 приведена изотерма поверхностного натяжения сырой нефти уд. веса 0,816 с растворимостью 115,8 газа на 1 м нефти при давлении 106,8 ат и 54,50. Все эксперименты проводились при соответствующих пластовых температурах 81,1°; 76,7" и 54,5° С. Следует заметить, что поверхностное натяжение на разделе индивидуальных систем нефть - вода увеличивается по мере роста количества растворенного газа, но медленно падает, когда давление поднимается выше точки парообразования.

2.13. Воды нефтяных месторождений. В параграфе 1.2 было указано, что все нефтеносные породы, содержащие нефть или газ, обладают водяной фазой, обычно называемой связанной водой. Большинство нефтяных пластов переходит на погружении в пласты, содержащие воду. Пластовые воды обладают минеральным содержанием, часто характеризующим залегающий пласт. Р1х минеральный состав можно использовать для обнаружения источника вод, поступающих с нефтью из скважины. По водам нефтяных месторождений можно судить о геологическом процессе образования нефтяных месторождений. В некоторых нефтяных месторождениях подземные воды близки по составу к воде океана. Однако среди различных составов буровых вод, встречающихся в нефтяных пластах, наблюдается большое разнообразие. Состав буровых вод обычно выражается весовыми концентрациями анионов и катионов в мг1л,

2.14. Заключение. Физическое поведение углеводородных жидкостей и газа можно описать функциональными зависимостями между переменными: давлением, объемом и температурой, связанными с этими жидкостями. При постоянной темпера-

Тождество состава связанной воды и краевых пластовых вод представляет спорный вопрос. Некоторые исследователи приводят доказательства в подтверждение этого предположения. Однако анализы солености вод, выжатых из кернов, взятых при бурении грязевым раствором на нефтяной основе, часто показывают такие изменения минерализации в пределах отдельных эксплуатационных зон, что вызывают серьезное сомнение в том, находится ли в равновесии связанная вода по своему составу с пластовыми и краевыми водами.

туре объем газовой фазы уменьшается с увеличением давления от начальных низких значений до наступления точки, при которой начинается конденсация жидкости. Когда объем продолжает уменьшаться, давление остается постоянным до тех пор, пока не исчезает газ («точка парообразования») (фиг. 1). Дальнейшее уменьшение объема требует быстрого подъема давления соответственно низкой сжимаемости жидкой фазы. Интервал объема, соответствующего отрезку постоянного давления, сокращается с возрастанием температуры, когда наступает конденсация или испарение (при увеличении объема). Если температура продолжает повышаться, точка конденсации и точка парообразования сливаются вместе, и указанный интервал исчезает. Свойства газовой и жидкой фаз становятся тождественными, и тогда система находится в критическом состоянии. При более высоких температурах углеводород остается в единой фазе, которая, строго говоря, ни газ, ни жидкость.

Общей чертой давления, температуры и характера изменения объема чистых углеводородов является то, что давления на точке конденсации и точке парообразования одинаковы для постоянных температур. Диаграмма зависимости давление- температура состоит из единой и однозначной монотонной кривой, а именно кривой упругости пара соединения (фиг. 5). Эта простота нарушается для многокомпонентных и даже бинарных углеводородных смесей. В процессе изотермической конденсации газовой фазы давление увеличивается так, что давление точки парообразования превышает давление точки конденсации (фиг. 6). Кривая в координатах «давление - объем», характеризующая состояние насыщенного пара, т. е. кривая точки конденсации, и насыщенной жидкости, т. е. кривая точки парообразования, соединяются при давлении ниже максимума комбинированной граничной кривой (фиг. 7). Из этого следует, что для бинарных и многокомпонентных систем критическое давление и температура у соединения кривых точки конденсации и точки парообразования не представляют собой более максимальных значений, при которых могут существовать два фазовых условия. Критическое состояние определяется тождеством интенсивных свойств сосуществующих газовой и жидкой фаз. Критические давление и температура ниже максимальных давления (криконденбар) и температуры (крикондентерм) двухфазных граничных кривых.

Когда давление на углеводородную смесь поддерживается постоянным, то на промежуточном значении между критическим и максимальным двухфазными давлениями встречаются ретроградные явления, если температура или объем при этом менялись монотонно так, что система переходила от одного состояния точки парообразования к другому или от одного состояния точки конденсации к другому. Например, оба конечных состояния представляют собой точки парообразования; тогда углеводородная смесь в этих состояниях находится полностью в жидкой