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

Если рассматривать равновесные соотношения как строго эмпирические данные, их можно использовать в пределах их справедливости для вычисления составов сосуществующих фаз углеводородных смесей и соответствующих точек конденсации и парообразования [уравнения 2.9(4) -2.9(8)]. При подсчете фазовых составов первоначальное суммарное мольное распределение между обеими фазами получается методом последовательного приближения. Установив это распределение, получают затем мольные концентрации отдельных фаз при помощи незначительного дополнительного расчета. Для этого, а также для определения граничной точки необходимо знать заранее суммарный состав сложной смеси.

Пользуясь указанной методикой, можно высчитать результаты однократного (контактного) или дифференциального выделения газа из жидкости в точке насыщения или из двухфазной системы при высоких температуре и давлении, существующих в пласте и у башмака фонтанных труб в скважине, до давлений и температур сепаратора или емкости на дневной поверхности. Полученные вычисления можно повторить с соответствующими изменениями, чтобы показать влияние различных типов и условий одинарной или ступенчатой сепарации на количество и характер выделившегося газа и добытой нефти. Приведенная методика (фиг. 43) особенно удобна для обработки опытных данных, так как она предусматривает интервалы давлений и температур, имеющих достаточно равновесных соотношений, чтобы избежать ненадежной экстраполяции.

Из физического определения критической точки следует, что равновесные соотношения для всех отдельных компонентов должны сходиться к единице при критических давлении и температуре. Положение самого критического состояния весьма чувствительно к суммарному составу углеводородной системы. Очевидно, и равновесные соотношения чувствительны к суммарному составу в области, близкой к критической.

Все до сих пор изученные системы качественно обладают характерным изменением давления при постоянной температуре. Как это вытекает из теории идеальных раствора и газа при низких давлениях, эти соотношения меняются приблизительно обратно пропорционально давлению. В интервале нормальных температур соотношение для метана монотонно уменьшается с ростом давления к значению единица. Для других компонентов следует заметить, что сначала эти соотношения уменьшаются до значения единицы при давлении, приблизительно равном упругости пара чистого компонента для пропана. Затем они падают до минимальных значений в интервале давлений 34-68 ат, после чего вновь возрастают и по мере увеличения давления стремятся к единице. Это уменьшение происходит с падением температуры и ростом молекулярного веса чистого компонента. На практике отдельные компоненты смеси обычно ограничиваются гексанами. Более тяжелые компоненты нефти рассматри-

ваются вместе как гептаны плюс остальные. Соотношения для последнего компонента особенно неустойчивы при высоких давлениях и зависят от свойств нефти, которую они представляют.

При рассмотрении динамического поведения газа и нефти в нефтеносных породах необходимо учитывать важную роль вязкости жидкости. Вязкость зависит от давления, температуры, состава и фазы системы и должна поэтому рассматриваться, как и термодинамические свойства углеводородных смесей, с эмпирической точки зрения. Для количественных целей необходимо проводить измерения в каждом конкретном случае. Для оценки вязкости, когда специальных измерений осуществить нельзя, в настоящее время имеется достаточно данных. Вязкости углеводородных газов при атмосферном давлении обычно ниже вязко-стей других газов или паров, за исключением водорода. Они увеличиваются с ростом температуры и уменьшением молекулярного веса (фиг. 44) и возрастают, когда давление становится выше атмосферного. При высоких давлениях изменения вязкости с температурой и молекулярным весом становятся обратно пропорциональны и Показывают изменения, характерные для углеводородной, а также других жидкостей (фиг. 45). В интервале температур от 15,5° до 143,4° С вязкость сырых нефтей при атмосферном давлении может меняться в 50 раз (фиг. 47). Эта степень изменения обычно сокращается по мере уменьшения вязкости при 15,5° С. При атмосферном давлении вязкость свободной от газа жидкости при постоянной температуре уменьшается монотонно с ростом плотности сырой нефти (ФИГ. 48). Одно давление при возрастании на 69 ат повышает вязкость сырых нефтей на 10-20% (фиг. 49).

Газ, растворенный в сырой нефти, при высокой температуре существенно понижает ее вязкость. Вязкость нефтей с растворенным в них газом может быть увязана с количеством газа в растворе (фиг. 50). Уменьшение вязкости, обусловленное данным количеством растворенного газа, увеличивается с вязкостью жидкости, свободной от газа.

Изучение поверхностного натяжения жидкости на границе с воздухом и на границе двух фаз в (нефтеносных породах необходимо для понимания деталей механизма нефтеотдачи, несмотря на то, что количественное использование этого явления еще весьма ограничено. Наблюдаемые поверхностные натяжения для сырых нефтей на границе с воздухом колеблются от 24 до 38 дн/см. Они уменьшаются с ростом температуры и понижением молекулярного веса (фиг. 51).

Вследствие противоположных эффектов неорганических минеральных солей и растворенных поверхностно активных агентов буровые годы могут иметь поверхностные натяжения меньше или больше, чем для чистой воды (72,6 дн/см при 21,1° С). Имеющиеся данные показывают колебания от 59 до 76 дн/см.

Растворенный газ снижает поверхностное натяжение сырых нефтей, причем величина уменьшения зависит от количеств-а и

природы газа (фиг. 52). При пластовых температурах и давлениях, превышающих 65,6° С и 204 ат, газонасыщенпые нефти могут иметь поверхностные натяжения порядка 1 dnjcM. Растворимость естественного газа в воде значительно меньше, чем в нефти, но при высоких температурах газ, растворенный в подземных водах, также приводит к весьма заметным снижениям в значении поверхностного натяжения (фиг. 53).

Натяжения на разделе нефть - вода также уменьшаются с ростом температуры, хотя и не так быстро, как при изменении поверхностного натяжения на границе с воздухом (фиг. 54). При обычных условиях измеренные значения поверхностнсго натяжения на границе сырая нефть-«буровая вода обычно колеблются между 15 и 30 дн/см и ниже для сырых нефтей малого удельного веса. Газ в растворе увеличивает поверхностное натяжение на границе двух фаз, но увеличение давления выше точки парообразования вызывает его снижение (фиг. 55).

Солевой состав и минер»ализация буровых вод колеблются в очень широких пределах от концентраций настолько малых, что вода становится лишь солоноватой, до максимума в 642 ООО мг ш \ л w удельного веса воды 1,458.

Состав буровых вод не имеет большого отношения к термодинамическим явлениям, связанным с нефтедобычей. Однако знание состава вод весьма необходимо при определении источника появления воды, извлекаемой вместе с нефтью, а также для выяснения геологического процесса образования нефтеносной залели.