Фазовое состояние системы нефть – газ при различных давлениях и температурах

Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов.

Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содержат то или иное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.

Как и в случае углеводородных компонентов при определенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным водяными парами. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.

_________________

¹Тривус Н.А., Чернецкий И. И. Построение фазовых диаграмм газоконденсатных систем на примере системы месторождения Зыря. Научно-технический сборник ВНИИ, вып. 35. М., изд-во «Недра» 1969.

Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа называют абсолютной влажностью. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или в г/кг.

Рис. 16. Номограмма для определения влагоёмкости природных газов при различных давлениях и температурах.

На рис. 16 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов г (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, с повышением температуры влагосодержание газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания воды в газе.

Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.

С увеличением молекулярной массы газа (с 16 до 30) влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике незначительно (на 3—5%).

__________

¹Макогон Ю. Ф., Саркисьянц Г. А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа, М., изд-во «Недра», 1966.

Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плотностей газа производятся по корректировочным графикам, описанным в специальной литературе.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. В качестве примера можно привести данные А. И. Гриценко, исследовавшего влияние воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей Челбасского и Майкопского месторождений. В пластовых условиях в газоконденсатной смеси Челбасского месторождения (р_пл = = 22,8 МПа и tnjl = 96,1⁰ С) растворяется от 5,38 до 5,43 см³/м³ воды. Количество растворенной воды в газоконденсатной смеси Майкопского месторождения в пластовых условиях (р_пл = 30,3 МПа и t = 128⁰ С) составляет 10,5 см³/м³. В процессе исследования А. И. Гриценко наблюдал, что при изотермическом (при пластовой температуре) снижении давления в газоконденсатной системе, содержащей водяные пары, одновременно выделяется конденсат и вода (двойная обратная конденсация). Было установлено, что давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается и равно для Челбасского месторождения 21,37 МПа (без воды - 20,7 МПа), а для Майкопского месторождения 29,1 МПа (без воды 27,8 МПа). Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений – давление начала конденсации углеводородов следует определять по пробам, содержание паров воды в которых приближается к пластовым значениям. Если используется только углеводородная часть системы газоконденсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.

Явления двойной обратной конденсации - выделение конденсата и воды из углеводородных систем, содержащих водяные пары, в условиях изотермического снижения давления наблюдал впервые Ван-дер-Ваальс. Это явление особо часто встречается в системах, в которых один из компонентов полярный.

Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии паров воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений.

Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводород) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода) — тяжелый компонент с меньшей летучестью. Как было установлено в предыдущих

разделах, с повышением концентрации тяжелого компонента (рис. 4, б) критическое давление системы всегда становится больше, чем критическое давление любого компонента, находящегося в смеси (кроме случая, когда один из компонентов преобладает настолько, что критические свойства смеси становятся близкими к свойствам индивидуального компонента). Рост критического давления и температуры сопровождается повышением давления начала конденсации в критической области.

Общий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой усадкой приведен на рис. 17. Эти нефти отличаются содержанием легких фракций — более богата летучими компонентами нефть с большой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе к пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости вблизи критической точки расположены более широко, чем для нефтей с малой усадкой. Критические точки в системах нефть – газ обычно расположены справа от криконденбары.

Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют условиям в точке А'. Когда пластовое давление соответствует давлению в точке L, в пласте углеводороды находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точки росы) с подстилающей нефтью, а жидкость (прилегающая к шапке) — в условиях начала кипения. Как уже отмечалось, в зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также геологических условий залегания газ в шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазоконденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторождений нефти и газа, вовлекаемых в эксплуатацию, число нефтяных месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается. Поэтому для промысловой практики представляет большой интерес исследование влияния всех упомянутых выше факторов на фазовое состояние нефтегазовых систем в условиях глубоко залегающих пластов.

Рис. 17. Фазовые диаграммы.

а — для нефтей с небольшой усадкой; б — для нефтей с большой усадкой.

В этой области проведены значительные работы советскими учеными М. А. Капелюшниковым, С. Л. Заксом, Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич и др. Полученные ими данные широко используются при разработке новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 150⁰ С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти¹. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100⁰ С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния — в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы. (При t = 100⁰ С и р = 70 МПа в опытах с образцами конденсатного газа и нефти Карадага содержание конденсата в газе достигает 647 г на 1 м³ газа в нормальных условиях).

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в исходном газе содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и содержащие ароматические углеводороды.

С ростом температуры до 150⁰ｰС и давления до 70 МПа фракционный состав конденсата приближается к составу нефти (в газовую фазу мало переходит смол и почти не содержится в газовом конденсате асфальтенов).

Исследования также показывают, что различные газы обладают неодинаковыми свойствами, как растворители нефти². Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Характеристика использованных нефтей приведена в табл. 2.

Исследования проводились в интервале давлений от 10 до 80 МПа при температурах, превышающих критические температуры газов. Результаты опытов приведены на рис. 18, где V_r и V_H – объемы газа и нефти. Отношение объемов газа и нефти в различных опытах было не одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти в газе возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объемов газа и нефти V_r/V_H.

_______________

¹Составы образцов нефти и конденсатного газа, использованных в опытах, а также методику их проведения см. в статье Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич «Характеристика газовой и жидкой фаз нефтегазоконденсатных систем на больших глубинах». Нефтяное хозяйство, 1961, № 7.

² Жузе Т. П., Юшлевич Г. Н. Сжатые углеводородные газы как растворители нефти и нефтяных остатков. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11 и 12.

Таблица 2

Характеристика нефтей

Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности — метан — этан — этилен — пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность. Во всех опытах оказалось, что с увеличением отношения объема газа F_r и нефти F_H содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением V_r/X_H конденсат обогащается легкими фракциями и понижается его молекулярная масса.

Исследования показывают, что критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критическое давление и температура для рассмотренных ранее газоконденсатных систем.

На рис. 19 приведены кривые огибающих критических температур (а) и критического давления (б) системы нефть - конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторождение)¹. Наибольшее значение критического давления наблюдается (как и в случае простых бинарных смесей) при близкой массовой концентрации обоих компонентов в системе и достигает для нефтей Степновского месторождения 100 МПа при t = 200⁰ｰС. Однако при добавлении в метан его ближайших гомологов - этана, пропана и бутана - критические давления в системе нефть — газ удавалось снижать до

Рис. 19. Кривые зависимости критических температур и давлений системы нефть - конденсатный газ от ее состава (Степновское месторождение).

15 МПа. Исследования показали также, что на величину критического давления влияет порода пласта. Значительное (до 40%) снижение критического давления под влиянием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверх

ности твердых частиц. Таким образом, порода способствует изменению состава жидкой фазы, как бы обогащая ее легкими фракциями, которые могут переходить в паровую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода, по-видимому, способствует увеличению критического давления на 10 - 15%.

Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (например, путем нагнетания в пласт газов высокого давления, газов обогащенных тяжелыми компонентами и т. д.).

________________

¹Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С, ЕсаковЕ.А. О критических параметрах нефтей и нефтегазовых систем. «Нефтяное хозяйство», 1963. № 6.

Дата добавления: 2014-12-23