Физика пласта для ЗГД. Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад
Скачать 459.17 Kb.
|
Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. % Таблица 2.3
Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные нефтяные газы, с преобладанием метана. Коэффициент сухости (k сух.) пропорционален содержанию метана: (2.1) Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше. Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (k жирн.) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов: (2.2) 2.1.2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды - смесь углеводородовв от С1 до С4: метан, этан, пропан, изо-бутан и н-бутан. С точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, для оценки свойств нефтяного газа (при нормальных или стандартых условиях) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси): , (2.3) где gi – весовая доля; Ni – мольная доля; Vi – объёмная доля; Пi – параметр i-го углеводорода или неуглеводородного компонента. Например, плотность смеси газов рассчитывается следующим образом: . (2.4) Плотность газа можно расчитать через отношение молекулярной массы газа (Mi) к мольному объему (Vм). Например, для нормальных условиях (н.у.): rг = Mi / 22,414. (2.5) Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств по формуле (2.3) необходимо знать, как выражается состав смеси. Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы: (2.6) Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента (тш) к общему числу молей в системе: , (2.7) где mi – масса i-го компонента; Мi – молекулярный вес i-го компонента. Из соотношений (2.6 – 2.7) легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов: (2.8) Объёмная доля – это доля (Vi), которую занимает компонент в объёме системы и с учетом выражений (2.5 – 2.8) можно найти взаимосвязь ее с массовым и мольным составами: (2.9) Для идеального газа соблюдается соотношение: объемная доля компонента (Vi ) равна мольной доли компонента (Ni), Vi = Ni , как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рачитать на основе любых данных: масс компонентов, объемов, плотностей, парциальных давлений и др., см. раздел "Практикум для самостоятельной работы". Молекулярная масса смеси рассчитывается по принципу аддитивности для смесей, состав которых выражен в мольных или объемных долях (2.10, левое выражение). Для смесей, состав которых выражен в ммассовых процентах по формуле 2.10, правое выражение: (2.10) Относительная плотность газа расчитывается по отношению к плотности воздуха: . (2.11) Для нормальных условий (н.у.) ρвозд » 1,293; для стандартных условий (с.у.) ρвозд » 1,205. Если плотность газа (ρо) задана при атмосферном давлении = 0,1013 МПа, то пересчёт её на другое давление (Р) при той же температуре для идеального газа производится по формуле: . (2.12) Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов. Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона): , (2.13) где Р – давление смеси газов; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, или . (2.14) . (2.15) Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов (2.14). Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага: , (2.16) где V – объём смеси газов; Vi – объём i-го компонента в смеси. или анологично уравнениям (2.14 – 2.15) выражением 2.17: . (2.17) Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Состояние газа при нормальных и стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона: , (2.18) где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м3; Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, Па×м3/(кмоль×град). На основе уравнения состояния газа можно рассчитать много параметров для системы нефтяного газа: плотность, мольный объем, количество молекул, число молекул, парциальные давления и др., если рассматривать уравнение состояния газа для 1 моля, т.е., Q = ∑Ni и PV = ∑NiRT, см. раздел "Практикум для самостоятельной работы". У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном, атмосферном давлении (1 атм) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм). При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу (физическое взаимодействие). Для учёта этого взаимодействия в уравнение (2.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния: , (2.19) где Q – количество вещества, моль; z – коэффициент сверхсжимаемости. Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева - Клайперона для высоких давлений. Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температуры), природы газа. Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние. Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических: (2.20) (2.21) z = f ( Тприв, Рприв) (2.22) Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур, см. раздел "Практикум для самостоятельной работы". Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта: . (2.23) Отношение объема газа в пластоых условиях (Vпл.) к объему газа при нормальных условиях (Vo) называется объемным коэффициентом (b) газа. Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов): . (2.24) Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Различают динамическую вязкость (m) и кинематическую вязкость (n). Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Вязкость углеводородного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза. Неуглеводородные компоненты природного газа: гелий, азот, углекислый газ, сероводород, воздух - более вязкие составляющие. Величина вязкости для них изменяется от 0,01 до 0,025 спз. Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа: , (2.25) где r – плотность газа; – средняя длина пробега молекулы; – средняя скорость молекул. С возрастанием температуры увеличиваются средняя длина пробега молекулы и средняя скорость движения молекулы, а, следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение плотности. Повышение давления от 1 до 10 атм не влияет на вязкость газа, поскольку уменьшение средней длины пробега молекулы и средней скорости движения молекулы компенсируется увеличением плотности. Однако эти закономерности при давлениях выше 30 атм (более 3 МПа) изменяются. Газ приближается к области критического давления и переходит в жидкое состояние. Вязкость жидких систем описыватся законом Ньютона и для нее характерны свои закономерности. 2.1.3. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ВОДЕ От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: или , (2.26) где Vж – объём жидкости-растворителя; a – коэффициент растворимости газа; Vг – объем газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости К – константа Генри (К=f(a)). Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж ) при данном давлении: . (2.27) Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована, она содержит приблизительно 5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды. Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт, а с повышением температуры – падает, углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры. Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Степень растворения углеводородных газов не зависит от молекулярной массы растворителя, а зависит от его природы. Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4 – 5 ·10-5 м3 / (м3·Па). Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому оно заменяется на ступенчатое дегазирование, используется многократное (ступенчатое) разгазирование. В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазированиеи |