физика пласта ответы. 1 Роль физики пласта в современных технологиях углеводородоизвлечения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
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 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 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. 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 Состав природных газовых смесей и параметры, характеризующие состав смеси Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон). Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими. Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом. Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование. Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами Идеальные и природные газы Газы - реальные и идеальные. Идеальные газы – это когда пренебрегают взаимодействием молекул друг с другом. PV = GRT Р – абсолютное давление (Па), V – объем (м3), G – масса вещества (кг), Т – температура (К), R – универсальная газовая постоянная (кДж/Ккг).   (для идеального газа).z - степень отклонения реального газа от идеального, или коэффициент сжимаемости реального газа. 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 объму идеального при одних и тех же условиях. Уравнение состояния идеальных газов, коэффициент сверхсжимаемости См.выше 66 Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенного давления и температуры Приведенный параметр – это безразмерная величина, показывающая, во сколько раз параметры P,V, больше или меньше критических.   Плотность природного газа и стабильного углеводородного конденсата Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа: ρсм = Мсм/22,41 Обычно ρ находится в пределах 0,73 - 1 кг/м3. плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1. Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3).  где  - относительная плотность газа; ρсм, ρв – плотность газа и воздуха соответственно. Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде: Вязкость газа и газовых смесей Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количеством движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается. С  повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе 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. Закон Генри Растворимость газов в жидкости. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vr, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Vж, прямо пропорционально давлению газа р над поверхностью жидкости: Vг = α∙р∙V (2.8) где α — 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 0,4∙10-5 до 5∙10-5 1/Па. В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефтях, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефтях, содержащих большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелыми нефтями. 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 нефтей с большим содержанием метана, находящихся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелых нефтей с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности. Р  астворимость газов в нефти и водеСм.выше Изотермы растворимости природных газов в нефтях Контактное и дифференциальное разгазирование нефти 2  типа кривых разгазирования:1) контактный тип – весь выделившийся газ остается. 2) дифференциальный тип – газ отводится. Характерен для лабораторных условий. Для диф. Разгазирования – количество газа больше, чем при контактном. Кривая разгазирования: Коэффициент разгазирования нефти Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившееся при снижении давления на единицу. Кроме нефти, в пласте может находиться большое количество воды. Содержание растворенного газа в воде выражается в мольных долях.  Давление насыщения нефти газом Давление насыщения – это давление, при котором газ выделяется из нефти при его изотермическом расширении. Это важнейший параметр, определяющий параметр разработки. На давление насыщения оказывает существенное влияние ультразвуковое воздействие. С повыщением температуры давление насыщения растет. 75. Коэффициент сжимаемости нефти. Объемный коэффициент. Нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости). βn=-1/V(dV/dp) Он составляет величину порядка (0.4-0.7) ГПа"1 (для нефтей, не содержащих растворённый газ). Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (Р„ достигает 14 ГПа"1).  βn зависит от температуры и давления, причём чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. Когда нефть из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется, меняется объём. Объёмный коэффициент рассчитывается по формуле: B = Vпл/Vдег  где Vпл — объём нефти в пластовых условиях;  Vдег — объём дегазированной нефти (на поверхности). З  ависимость объёмного коэффициента от давления выглядит следующим образом:в Коэффициент усадки. U = (B – 1)/B * 100% (изменение объёма нефти при подъёме на поверхность) или U = (B – 1) * 100% (изменение объёма нефти на поверхности) 76. Плотность и вязкость пластовой нефти. Плотность пластовой нефти зависит от давления и температуры. Если плотность нефти составляет р=500 кг/м3, то такая нефть называется лёгкой, или малоплотной. Если плотность равна ρ=800-900 кг/м3, то такая нефть называется тяжёлой, или высокоплотной. 77. Влияние термобарических условий на плотность пластовых нефтей С ростом температуры плотность нефтей падает, причём падение происходит до давления насыщения, после чего она снова возрастает  78.Диапазон значений вязкости колеблется в пределах (0.01-1000) мПа-с. Вязкость пластовой нефти не имеет ничего общего с вязкостью нефти наповерхности. 79. Влияние термобарических условий и количества растворенного газа на вязкость пластовых нефтей.Вязкость нефти увеличивается и изменяется сложным образом в зависимости от давления. Если мы будем греть нефть, то вязкость резко упадёт. С ростом количества растворённого газа вязкость нефти снижается. Зависимость вязкости от температуры следующая:    |