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.

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

На рис IV.12 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (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.

Рис. IV.12. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах

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%). Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плот­ностей газа проводятся 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 t_пл=96,1 °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_пл=128°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 выделяются 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 газокон-денсатного 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 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 (см. рис. IV.2, 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.

Нефть большей части нефтяных месторождений существенно отличается от состава конденсатов газоконденсатных место­рождений содержанием высокомолекулярных, соединений, па­рафина, смол, асфальтенов и других тяжелых компонентов. По­следние оказывают существенное влияние, на процессы фазо­вых превращений нефтегазовых систем.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть-газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 150 °С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при посто­янной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти.. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100 °С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния — в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы. (При t=100°C 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 нефти, содержащие аро­матические углеводороды.

С ростом температуры до 150 °С и давлении 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 нефти. Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Ха­рактеристика использованных нефтей приведена в табл. IV. 1.

Таблица IV.1 Характеристика нефтей

Месторождение	Плотность r, кг/см^3	Начало кипения, ^оС	Фракционный состав, % отгона при температуре в ^оС	Конечная температура, ^оС	Отгон и остаток, %
Хадыженское	0,854	—	25,6	47,5	53,7	60,7	67,9	75,7	—		75,7/19,5
Доссорское	0,871		6,9	50,6	59,3	75,5	84,9	—	91,8		91,8/8,2

Исследования проводились в интервале давлений 10— 80 МПа при температурах, превышающих критические темпе­ратуры газов. Результаты опытов приведены на рис. IV. 13. От­ношение объемов газа и нефти в различных опытах было не­одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти и газа возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объёмов газа и нефти.

Рис. IV.13. Растворимость нефтей в сжатых газах. 1 — хадыженская нефть — смесь га­зов: СН₄, С₂Н₄, С₂Н₆, С₃Н₈ (V_Г/V_H= 1415); 2 — хадыженская нефть — СО₂ V_Г/V_H=1980); 3 — хадыженская нефть — метан (V_Г/V_H=1320); 4 — доссорская нефть — метан (V_Г/V_H=1785); 5 — хадыженская нефть — метан (V_Г/V_H=3580)

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 объемов газа V_Г и нефти V_H содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением V_Г/V_Н 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.

Рис. IV. 14. Кривые зависимости критиче­ских температур и давлений системы нефть — конденсат-ный газ от ее состава (Степновское место­рождение).

На рис. IV. 14 приведены кривые критических температур (а) и критических давлений (б) системы нефть — конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторож­дение). 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=200 °С. Однако при добавлении в метан его ближайших го­мологов— этана, пропана и бутана критические давления в си­стеме нефть — газ удавалось снижать до 15 МПа. Исследова­ния показали также, что на критическое давление влияет порода пласта. Некоторое снижение этого параметра под влия­нием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности 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—16%.

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.).

Дата добавления: 2014-11-07