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

ГЛАВА 2

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ПОВЕДЕНИЕ НЕФТЯНЫХ

ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ

При рассмотрении динамики нефтедобычи вполне достаточно принимать пластовые жидкости простыми однородными газами или жидкостями. Однако более глубокое рассмотрение вопросов технологии нефтедобычи требует и более тщательного изучения термодинамических свойств этих жидкостей. Так, например, соотношение объем - давление для газовой и л<идкой фазы необходимо учитывать при подсчете начальных запасов нефти обычного подземного нефтяного резервуара и при проектировании последующих процессов ее извлечения. Для ясного представления о работе конденсатных месторол<дений, которые встречаются все чаще с ростом глубин бурения, надо обязательно знать условия физического равновесия в поведении углеводородных систем.

В настоящей главе рассматриваются фр1зические свойства нефти и газа как статических углеводородных систем в термодинамическом равновесии вне связи с течением их в пористом резервуаре к эксплуатационным скважинам. К сожалению, это рассмотрение будет в значительной своей части эмпирическим. Последнее обстоятельство вытекает из большой сложности проблемы и отсутствия единой теоретической сопоставимости между свойствами различных смесей углеводородов. Хотя здесь дается развернутый обзор опытных наблюдений над системами углеводородов, приводимые данные не следует рассматривать как справочник. Большая часть их обладает чисто иллюстративным значением и не может иметь непосредственного практического филожения к вопросам добычи нефти. Но так как предмет настоящего исследования так или иначе связан со смесями нефтяных углеводородов,-следует разобраться в их физико-химических свойствах, хотя при современном уровне науки о технологии нефтедобычи вполне достаточно охарактеризовать фазы содержимого нефтяных пластов общими параметрами и эмпирически установленными зависимостями.

2.1. Однокомпонентные системы. Так как в дальнейшем речь идет в основном о физическом взаимодействии и преобразованиях, происходящих между газовой и жидкой фазами нефтяных

углеводородных систем, уместно ограничиться рассмотрением обычных рядов углеводородов. Это будут парафины или цепи предельных углеводородов состава СпН2п + 2; нафтены или предельные циклические углеводороды состава СпН2«; олефины или цепи непредельных углеводородов также состава СпИ2п\ ароматические или бензольные, состоящие из непредельных циклических углеводородов СпН„. Остальные составляющие могут быть представлены: полиметршеном {С„Н2п)х, ацетиленом „ 2); терпенами СлНоп-4 и т. д. Природный газ, связанный с нефтью, в основном состоит из первых шести членов парафинового ряда. Кроме того, в нем могут присутствовать небольшие количества серосодержащих компонентов, обычно сероводорода, встречающегося в ряде районов, водяных паров и как сравнительцо редкое явление - большие концентрации углекислоты или азота. Низкомолекулярные летучие углеводороды остальных рядов являются относительно нестойкими, а высокомолекулярные компоненты имеют настолько малую упругость паров, что очень трудно обнаружить присутствие их в газовой фазе. Низкомолекулярные углеводороды парафинового ряда обычно представлены метаном СН4, этаном СгНе, пропаном СзНз, бутаном C4H10, пентаном С5Н12, гексаном СеНи, гептаном C7H16 и т. д. Так как перечисленные углеводороды преобладают в газовой фазе, то большая часть термодинамических исследований, связанных с фазовыми изменениями, была проделана с парафиновым рядом. Отсюда весь графический материал в настоящем изложении относится к парафиновым углеводородам. Остальные ряды углеводородов рассматриваются находящимися в «тяжелой фракции» жидкой фазы К

Основные эмпирические данные в области термодинамического поведения нефтяных углеводородов показывают, что они подобно всем индивидуальным веществам меняют свой объем в соответствующих интервалах температуры и давления примерно в соответствии с графиками, приведёнными на фиг. L Как видно из приведенных кривых, если сохранять температуру опыта постоянной, то объем углеводородной смеси сначала быстро уменьшается с повышением давления, затем резко падает без прироста давления для температур ниже 32,28 С и, наконец, очень медленно снижается, если возобновить повышение давления. Эти три отрезка кривых поочередно соответствуют газовой фазе, двухфазной газо-жидкостной области и жидкой фазе. Граничные точки, оазделяющие эти области, располагаются на пунктирной кривой. Отрезок кривой вправо от максимума отделяет газовую и двухфазную области и носит название кривой точки конденсации. Когда давление и объем пластовой жидкости лежат на этой кривой, она соответствует газу в состоянии насы-

Сырая нефть обычно состоит из чистых углеводородов, небольших концентраций кислорода, азота, серосодержащих компонентов и неорганических солей, загрязняющих нефть.

щения. Попытка увеличить давление насыщенного газа уменьшением объема приведет к конденсации и выпадению влаги. При дальнейшем уменьшении объема, что происходит без всякого прироста давления, конденсация будет возрастать, пока не исчезнет вся газовая фаза. Точка перехода всей системы в жидкость будет соответствовать «точке парообразования». Кривая, проведенная через различные точки парообразования, представляет собой изменение состояния «насыщенной жидкости».

Крутой подъем отрезка изотермы для жидкости отражает, по-видимому, малую сжимаемость жидкой фазы.

Удельныа оъе/и, л1м

Фиг. 1. Изотермы для этана (температура в °С).

Следует заметить, что прямолинейные отрезки изотермы, соответствующие двухфазной области, уменьшаются в длину с повышением температуры. Это означает, что с ростом температуры объем насыщающего газа уменьшается, в то время как объем насыщенной жидкости возрастает. Наконец, прямолинейный отрезок исчезает, и изотерма только в точке максимума на пунктирной кривой, где сливаются точки конденсации и парообразования, имеет касательную, параллельную оси абсцисс. Эта точка называется «критической точкой» системы, а соответствующая ей температура изотермы - «критической температурой». Последняя является наивысшей температурой, при которой может существовать двухфазная область. Соответствующие критической температуре давление и объем носят название «критического давления» и «критического объема». Принятые определения и характеристика соответствующих изотерм ясно показывают, что для температур выше критической пластовая жидкость будет существовать в единой фазе во всем интервале объемов и давлений. Является ли эта фаза газовой или жидкой - несущественно.