Давление насыщения нефти газом

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термо­динамического равновесия.

Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой темпе­ратуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увели­чивается. С увеличением в составе газа количества компонен­тов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насы­щения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено, значительное количество азота. Например, давление насыщения нефти Туймазинского месторождения, равное 9,4 МПа, при от­сутствии азота было бы порядка 5 МПа (В нефти пласта Д Туймазинского месторождения содержится 0,84 % азота). С повышением тем­пературы давление насыщения может значительно увеличи­ваться. Из графика, приведенного на рис. III. 19, следует, что во избежание больших ошибок давление насыщения необхо­димо определять при строгом соблюдении температурных ус­ловий пласта.

Рис. III. 19. Зависимость давления насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры (по данным ВНИИ)

В природных условиях давление насыщения может соответ­ствовать пластовому или же быть меньше его. При первом ус­ловии нефть будет полностью насыщена газом, при втором — недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пла­стовым может колебаться в значительных пределах — от деся­тых долей до десятков МПа. Так, например, в месторождении Вентура Авеню (США) превышение пластового давления над давлением насыщения составляет около 33 МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насы­щения часто бывает различным. Например, на Туймазинском месторождении оно изменяется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах за­лежи.

Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с за­боя скважин. Опыты обычно проводятся при отсутствии пори­стой среды. По результатам исследований можно сделать вы­вод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние тип породы, количество остаточной воды и её свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. По имею­щимся экспериментальным данным, сама порода способствует некоторому повышению давления насыщения. Так, например, по данным МИНХ и ГП, газ начи­нает выделяться из пермской нефти, насыщенной метаном с примесью азота (2 % объемной доли), в пористой среде незави­симо от значения р_н при давлении на 0,4—0,5 МПа выше, чем при выделении газа из той же нефти в металлическом сосуде при от­сутствии пористой среды.

Влияние пористой среды на давление начала выделения газа тесно связано с изменением углеводородного состава нефти в ка­пиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводо­родов на границах раздела и с зависимостью давления парооб­разования от смачиваемости поверхности поровых каналов пла­стовыми жидкостями.

Предполагается, что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у твердой поверхности, так как работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исклю­чением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше, чем для его образования в свободном пространстве жидкости.

По данным теоретических исследований, соотношение ра­боты W₁ образования пузырька, ограниченного со всех сторон жидкостью, и работы W₂ образования пузырька на твердой по­верхности в зависимости от смачивающих свойств жидкости при равенстве объемов образующихся пузырьков составляет

(Ш.92)

где q — угол смачивания.

Анализ соотношения (Ш.92) показывает, что при q>0 W₁>W₂. Это означает, что газ легче выделяется из раствора на поверхности твердого тела и тем легче, чем больше q. Лишь при q = 0 W₁ = W₂.

Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки выделения газа. В связи с различием состава нефтей и содержанием остаточной воды рост газонасыщенности на участках, сложенных малопроницае­мыми породами, значительно отстает от относительного газо­содержания более проницаемых участков коллекторов.

Дата добавления: 2014-11-07