Файл: Учебное пособие 2е издание 2 Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа.pdf

18 слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается.
С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений.
Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами.
Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.
Дросселирование газов. При добыче газа часто приходится иметь дело с процессом дросселирования, т. е. с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа при этом не должна изменяться. Температура же реального газа изменяется, что очень важно учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного конденсата. Снижение давления газа в области относительно низких давлений (до 40 МПа) приводит к охлаждению газа, в области высоких - к нагреванию.
Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффициентом
Джоуля-Томсона. Эта величина составляет 0,25-0,35 °С на 0,1 МПа.
Растворимость газов в жидкости. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V
r
, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости У
ж
, прямо пропорционально давлению газа р над поверхностью жидкости:
(2.8) где а — коэффициент растворимости газа 1/Па.
Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная. В зависимости от состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от до
1/Па.
В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы
(азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей больше количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.
Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.
2.10. Уравнение состояния газов.
Состояние газов характеризуется давлением Р, температурой Т, и объемом V. Связь между этими величинами определяется законами газового состояния.
Нефтяные и природные газы имеют значительные отклонения от законов идеальных газов вследствие взаимодействия между собой молекул, которое возникает при сжатии реальных газов.
Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости z, показывающим отношение объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях.
В пласте углеводородные газы могут находиться в самых различных условиях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается. При этом молекулы углеводородного газа сближаются и силы притяжения между ними помогают внешним силам, сжимающим газ. Когда углеводородный газ сильно сжат, межмолекулярные расстояния оказываются настолько малыми, что

19 отталкивающие силы начинают оказывать сопротивление дальнейшему уменьшению объема и сжимаемость газа уменьшается.
На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона:
(2.9) где Р - давление газа, Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м
3
; m - масса газа, кг; R - газовая постоянная, Дж/(кг -К); Т - температура, К; z - коэффициент сжимаемости.
Коэффициент сжимаемости определяют по графикам, построенным по экспериментальным данным.
2.11. Состояние углеводородных газожидкостных систем при
изменении давления и температуры.
При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, системах сбора и подготовки меняются давление и температура, что обусловливает изменение фазового состояния углеводородов — переход из жидкого в газообразное состояние и наоборот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнообразных по своим свойствам компонентов, то при определенных условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой фазе, а другая — в паровой (газовой) фазе. Очевидно, что закономерности движения однофазной системы в пласте и стволе скважины значительно отличаются от закономерностей многофазного движения. Условия дальнего транспорта нефти и газа и последующей переработки требуют отделения легко испаряющихся компонентов от жидкой конденсированной фракции. Поэтому выбор технологии разработки месторождения, системы внутрипромысловой подготовки нефти и газа во многом связан с изучением фазового состояния углеводородов в меняющихся термодинамических условиях.
Фазовые превращения углеводородных систем иллюстрируются диаграммами фазовых состояний, показывающими связь между давлением, температурой и удельным объемом вещества.
Рис. 2.2. Диаграмма состояния чистого газа
На рис. 2.2-а приведена диаграмма состояния чистого газа, (этана). Сплошными линиями на диаграмме показана связь между давлением и удельным объемом вещества при постоянных температурах. Линии, проходящие через область, ограниченную пунктирной кривой, имеют три характерных участка. Если рассматривать одну из линий области высоких давлений, то сначала рост давления сопровождается небольшим увеличением удельного объема вещества, которое обладает сжимаемостью и в этой области находится в жидком состоянии.
При некотором давлении изотерма резко изламывается и имеет вид горизонтальной линии. При постоянном давлении происходит непрерывное увеличение объема вещества. В этой области жидкость испаряется и переходит в паровую фазу. Испарение заканчивается в точке второго излома изотермы, после которого изменение объема сопровождается почти пропорциональным уменьшением давления.
В этой области все вещество находится в газообразном состоянии (в паровой фазе). Пунктирной

20 линией, соединяющей точки излома изотерм, ограничена область перехода вещества из жидкого в паровое состояние или наоборот (в сторону уменьшения удельных объемов).
Эта область соответствует условиям, при которых вещество находится одновременно в двух состояниях жидком и газообразном (область двухфазного состояния вещества). Пунктирная линия, расположенная влево от точки С, называется кривой точек парообразования. Координаты точек данной линии — давление и температура, при которых начинается кипение вещества. Вправо от точки С лежит пунктирная линия, называемая кривой точек конденсации или точек росы. Она показывает при каких давлениях и температурах начинается конденсация пара - переход вещества в жидкое состояние. Точка С, лежащая в вершине двухфазной области, называется критической точкой.
При давлении и температуре, соответствующей этой точке, свойства паровой и жидкой фаз одинаковы. Кроме того, для чистого вещества критическая точка определяет наивысшие значения давления и температуры, при которых вещество может одновременно находиться в двухфазном состоянии. При рассмотрении изотермы, не пересекающей двухфазную область видно, что свойства вещества изменяются непрерывно и переход вещества из жидкого состояния в газообразное или наоборот происходит, минуя двухфазное состояние.
На рис. 2.2-6 приведена диаграмма состояния этана, перестроенная в координатах давление-температура. Так как чистое вещество из одного фазового состояния в другое переходит при постоянном давлении, то кривые точек испарения и конденсации на этой диаграмме совпадают и заканчиваются критической точкой С. Полученная линия разграничивает области жидкого и парообразного вещества. В двухфазном состоянии вещество может находиться только при давлениях и температурах соответствующих координатам этой линии.
2.12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы.
Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис.2.3).
Рис.2.3. Диаграмма состояния многокомпонентного газа
В отличие от чистого вещества для многокомпонентных систем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления (рис. 2.3-а). Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наоборот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала конденсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление — температура кривые точек начала испарения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого I вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли (рис.2.3-6). Кривая точек начала парообразования, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделяющая двухфазную область от области парообразования, соединяются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального

21 давления и температуры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества в критической точке плотность и состав фаз одинаковы.
Для многокомпонентной системы точка М с максимальной температурой, при которой возможно двухфазное состояние, называется крикондентермой, а точка N с соответствующим давлением — криконденбарой. Между этими точками и критической точкой существуют две области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. При изотермическом сжатии, например, при температуре Т
2
по линии ЕЛ, смесь после пересечения в точке Е линии точек росы частично конденсируется и переходит в двухфазное состояние. С дальнейшим повышением давления доля жидкой фазы возрастает, но лишь для определенного давления, соответствующего точке Д.
Последующее увеличение давления от точки Д до точки В ведет к уменьшению доли жидкой фазы, а затем смесь снова переходит в парообразное состояние. Давление в точке Д, при котором образуется максимальное количество жидкой фазы, называется давлением максимальной конденсации.
Аналогичные явления наблюдаются и при изобарном нагревании жидкости по линии ЛНГБ.
Первоначально смесь находится в однофазном жидком состоянии. После пересечения линии точек начала парообразования в точке Л в смеси появляется паровая фаза, количество которой растет до точки Н. Последующее повышение температуры ведет к уменьшению объема паровой фазы вплоть до возвращения вещества в жидкое состояние в точке Г.
Области, в которых конденсация и испарение происходят в направлении, обратном фазовым превращениям чистого вещества, получили название ретроградных областей (на рис. 2.3-6 они заштрихованы). Явления, происходящие в этих областях, называют ретроградным (обратным) испарением и ретроградной (обратной) конденсацией. Эти явления широко используются в процессах внутрипромысловой подготовки газа для выбора условий, при которых обеспечивается максимальное отделение газового конденсата.
Петлеобразная форма диаграммы фазовых состояний (рис. 2.3-б) характерна для всех многокомпонентных смесей, но форма петли, положение критической точки и ретроградных областей зависят от состава смеси. Если состав пластовой смеси таков, что крикондентерма располагается левее изотермы, соответствующей пластовой температуре (линии FT
3
), то по мере снижения давления при разработке месторождения эта смесь будет находиться только в однофазном газовом состоянии.
Смеси углеводородов такого состава образуют газовые месторождения. Если состав смеси таков, что пластовая температура находится между критической температурой и температурой крикондентермы (линия АТ
2
), то такие углеводородные смеси образуют газоконденсатные месторождения. В процессе снижения давления при пластовой температуре из них будет выделяться жидкая фаза - конденсат.
Для нефтяных месторождений критическая точка располагается правее изотермы пластовой температуры (линия G7 1
). Если точка G с координатами, соответствующими начальному пластовому давлению и пластовой температуре, расположена выше линии начала парообразования, то нефть находится в однофазном жидком состоянии и недонасыщена газом. Только при снижении давления ниже давления насыщения (точка D) из нефти начинает выделяться газовая фаза Нефтяные месторождения, состав углеводородной смеси которых таков, что начальное пластовое давление (точка
К) ниже давления насыщения, имеют газовую шапку, которая представляет собой скопившуюся в верхней части залежи газовую фазу.

22