физика пласта. Кочина Физика пласта. Учебное пособие Часть 1 петрофизика породыколлекторы нефти и газа
 Скачать 3.82 Mb.
|
|
пр и температуры Т пр В идеальных газах (по определению силами взаимодействия между молекулами можно пренебречь) молекулы занимают незначительный объем по сравнению с объемом газа и не испытывают сил притяжения друг к другу. В реальных газах молекулы обладают определенными размерами и массой и взаимодействуют друг с другом (поэтому реальный газ приближается к идеальному при низких давлениях, когда число молекул в единице объема мало и Z = 1). Рис. 2.1.4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры Далее рассмотрение процесса можно разделить наследующие этапы I. С повышением давления молекулы сближаются и вначале притягиваются, помогая внешним силам сжимать газ, те. реальные газы сжимаются сильнее, а Z уменьшается. II. Затем, когда газ сжат до такой степени, что близок по свойствам к жидкости, начинают действовать силы отталкивания, и степень сжатия становится меньше, чем при малых давлениях, те. Z возрастает при дальнейшем увеличении Р. Вопросы для самоконтроля 1. В каких фазовых состояниях могут находиться флюиды в земной коре 2. На какие основные виды подразделяют продуктивные залежи в зависимости от фазового состояния и соотношения углеводородов 3. Какие залежи относят к газоконденсатными газогидратным? 4. Как классифицируют нефти по групповому составу 5. В чем особенность физических свойств АСВ нефти 6. Как зависят плотность и вязкость нефти от давления и температуры. Как зависят плотность и вязкость газа от давления и температуры 8. В чем состоят законы Дальтона и Амага для газов 9. Как рассчитывают плотность смеси газов 10. Что такое коэффициент сверхсжимаемости газов Поясните его зависимость от давления и температуры. 140 2.2. Физические свойства пластовых углеводородов 2.2.1. Растворимость газов в нефти Известно, что нефть, газ и вода разделяются в залежах и распределяются по структуре, как правило, в соответствии с удельным весом. Однако нефть и газ не при любых условиях могут существовать в пласте раздельно. Это определяется относительным содержанием газа в пласте, давлением, температурой и растворимостью газов в нефти. Все важнейшие свойства нефти – вязкость, сжимаемость, плотность, термическое расширение и другие – зависят отколи- чества растворенного в ней газа. Газонасыщенность нефтей при различных давлениях и температурах определяется обычно экспериментально (термодинамические расчеты очень сложны. При небольших давлении и температуре растворимость газа в нефти подчиняется закону Генри ж, (2.2.1) те. количество газа V r , растворенного приданной температуре в объеме жидкости ж, пропорционально давлению р газа над поверхностью жидкости: , ж г pV V (2.2.2) коэффициент растворимости газа = (4 5)10 -5 Па -1 В реальных газах коэффициент растворимости зависит, кроме давления и температуры (чем выше температура, тем углеводородный газ хуже растворяется, от природы газа и жидкости, их состава и других факторов. Так, разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярного веса газа коэффициент растворимости возрастает. Особенно плохо растворяется азот (рис. Из рисунка 2.2.1 видно, что чем менее растворим газ (N 2 , CH 4 ), тем лучше выполняется закон Генри. В высокомолекулярных газах при больших давлениях происходит обратное испарение компонентов нефти в сжатый газ. Растворимость газа зависит также от свойств нефти, в которой он растворяется чем больше содержится в нефти парафиновых углеводородов, тем лучше растворимость газов, а повышение содержания ароматических углеводородов уменьшает растворимость. Но, как видно из рисунка, на процесс растворения газа в нефти в большей степени влияет все же состав газа, чем состав нефти. Рис. 2.2.1. Изотермы растворимости газа в различных нефтях (Т, С, Р, Н) при температуре 50 С Кроме того, количество растворяющегося или выделяющегося газа зависит от характера процесса 1) контактный процесс (одноступенчатый) – при котором весь выделившийся газ находится в контакте с нефтью 2) дифференциальный процесс – выделяющийся газ непрерывно отводится из системы 3) ступенчатый (многократный) процесс – по мере снижения давления выделившийся газ отводится из системы и замеряется порциями. Количественно процесс разгазирования характеризуют коэффициентом разгазирования – количеством газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу графически – кривыми разгазирования (рис. Вводится также понятие газонасыщенности нефти (объемного количества растворенного в нефти газа при фиксированных давлении и температуре. Типичные изотермы газонасыщенности приведены на рисунке 2.2.3 Рис. 2.2.2. Кривые разгазирования нефти при разных температуре и плотности нефти ρ: 1 – 20 С, ρ = 809 кг/м 3 ; 2 – 100 С, ρ = 809 кг/м 3 ; 3 – 105 С, ρ = 824 кг/м 3 Рис. 2.2.3. Изотермы растворимости газа в нефти 1 – 70 С 2 – 95 С 3 – 127 С Кажущийся удельный объем растворенного газа Это понятие введено в рассмотрение ввиду специфических эффектов, которые происходят при растворении газа в нефти. Оказалось, что приращение объема жидкости не соответствует истинному объему растворенного в ней газа. Оно всегда меньше объема газа, зависит от количества растворенного газа, свойств газа и жидкости, давления и температуры, и связано это с силами межмолекулярного взаимодействия молекул газа и жидкости, в результате чего молекулы газа оказываются как бы внутри молекул нефти. Последние, как известно, имеют весьма сложную пространственную структуру вплоть до образования целых кластеров. Кажущийся удельный объем растворенного газа характеризуется отношением приращенного объема жидкости ж к массе этого газа : Г ж M V V , (2.2.3) где V – приращение объема жидкости при растворении в ней газа, МГ масса растворенного газа. 2.2.2. Давление насыщения нефти газом Экспериментально процесс растворения газа в нефти и выделения газа из нефти можно показать в недеформируемом сосуде с поршнем (рис. 2.2.4). В сосуде под поршнем находится нефть с растворенным в ней газом при некотором начальном давлении р. Не меняя температуру системы, выдвинем поршень вверх. При этом нефть займет больший объема давление под поршнем понизится, и при некотором его значении из нефти начнут выделяться пузырьки газа. Последнему предшествует процесс зародышеобразования новой фазы, который, вообще говоря, является неравновесными зависит от темпа падения давления в системе во времени. Давление, при котором из нефти выделяется первый пузырек газа, названо давлением насыщения нефти газом. Если продолжать выдвигать поршень вверх, то газ, выделившийся из нефти, займет весь свободный объем. Оставшаяся нефть называется дегазированной газ дегазированная нефть нефть с растворенным газом пузырьковая жидкость Очевидно, что при обратном ходе поршня газ начнет растворяться в нефти до полного растворения, когда давление в системе вновь примет значение р 0 Рис. 2.2.4. Схема разгазирования пластовой нефти Описанный процесс выделения газа из нефти лежит в основе экспериментального определения давления насыщения. Для этого определенное количество газа и нефти помещают в бомбу высокого давления (бомба PVT), после чего измеряют объем нефти вместе с растворенным в ней газом при заданном давлении. Затем с помощью измерительного пресса проводят сжатие системы, замеряя давление в системе и ее объем (рис. 2.2.5). Когда газ полностью растворен в нефти, изменение ее объема происходит по закону сжимаемой жидкости (линия 1 на рис. 2.2.5) Помер е выделения газа вся смесь становится все более сжимаемой, и наклон линии 2, соответствующий этому процессу, будет резко отличаться от линии 1. Точка пересечения этих линий (которые в определенном диапазоне изменения давления можно считать прямыми) и будет соответствовать давлению насыщения р н Рис. 2.2.5. Зависимость давления от объема в газожидкостной системе 1 – жидкая фаза (нефть с растворенным в ней газом 2 – двухфазная смесь (нефть и выделившийся газ 3 – экспериментальные точки р н – давление насыщения Исходя из описанного эксперимента, дают следующее определение давлению насыщения нефти газом это то максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от составов нефти и газа (повышенное содержание в газе азота существенно повышает давление насыщения, соотношения объемов нефти и газа в залежи, молекулярной массы нефти, пластовой температуры чем выше температура, тем больше давление насыщения (рис. 2.2.6). Рис. 2.2.6. Зависимость давления насыщения нефти газом от температуры В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или быть больше него. Экспериментально определенные значения давления насыщения, как правило, вот- сутствии пористой среды могут отличаться от реальных пластовых. Это связано с влиянием самой породы-коллектора на процесс разгазирования нефти, а именно некоторым повышением давления насыщения. По-видимому, пузырьки газа вначале образуются у твердой поверхности, т.к. работа, необходимая для образования пузырька у стенки, меньше, чем для его образования в свободном пространстве жидкости. 2.2.3. Физические свойства нефти в пластовых условиях Сжимаемость Нефть (как газированная, таки дегазированная, как и все жидкости, обладает упругостью, те. способностью изменить объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей характеризуется коэффициентом объемной упругости, или коэффициентом сжимаемости: Р V V н 1 , (2.2.4) где V – исходный объем нефти, Р – давление. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Он зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления (рис. 2.2.7). С увеличением количества растворенного газа и температуры коэффициент сжимаемости увеличивается (рис. Рис. 2.2.7. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от давления и температуры Рис. 2.2.8. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от температуры Наиболее сильно на сжимаемость нефти влияет растворенный в ней газ. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4÷0,7) ГПа -1 Нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости, до 14 ГПа -1 Объемный коэффициент Количество растворенного газа характеризуется объемным коэффициентом: дег пл V V b , где пл – объем нефти в пластовых условиях дег V – объем дегазированной нефти при нормальных условиях. Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышением температуры ив особенности, с большим содержанием растворенного в ней газа, поэтому значение объемного коэффициента может колебаться от 1 дои в некоторых случаях даже превышать это значение. На рисунке 2.2.9 показана зависимость объемного коэффициента от давления. Рис. 2.2.9. Зависимость объемного коэффициента от давления При снижении давления от первоначального пластового р 0 до давления насыщения (отрезок аб) объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в обозначенной области, как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка при этом расширяясь. По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Усадка нефти. Используя объемный коэффициент, определяют усадку нефти, те. уменьшение ее объема в нормальных условиях по сравнению с пластовыми в процентах Усадка некоторых нефтей достигает 45–50%. Плотность нефти в пластовых условиях уменьшается из-за растворенного в ней газа ив связи с повышением температуры. Однако при снижении давления ниже давления насыщения зависимость плотности нефти носит немонотонный характера при увеличении давления выше давления насыщения нефть сжимается, и плотность несколько увеличивается (рис. Следует отметить, что не все газы одинаково влияют на плотность нефти. Углеводородные газы, растворяясь в нефти, значительно понижают ее плотность. При насыщении нефти азотом или углекислым газом ее плотность может несколько возрасти с повышением давления. Рис. 2.2.10. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и температуры 1 – нефть Ахтырского месторождения при 70 С 2 – нефть Новодмитриевского месторождения при 84 С Вязкость пластовой нефти существенно уменьшается с повышением количества растворенного в ней углеводородного газа и повышением температуры (рис. 2.2.11) и несколько увеличивается с повышением давления выше давления насыщения рис. 2.2.12 ирис. Также как и плотность, вязкость нефти может возрасти при растворении в ней азота. Рис. 2.2.11. Влияние растворенного газа и температуры на вязкость пластовой нефти. Давление насыщения нефти газом указано вначале каждой кривой) Рис. 2.2.12. Схематическая зависимость вязкости пластовой нефти от давления Рис. 2.2.13. Зависимость вязкости реальных пластовых нефтей от давления 150 2.2.4. Растворимость газов вводе Растворимость углеводородных газов вводе по сравнению сих растворимостью в углеводородных жидкостях весьма мала, но, учитывая большие площади контакта воды с газом, например, в газовых залежах или в искусственных газохранилищах, необходимо исследовать процессы растворения газов вводе, особенно при больших давлениях. Процессы растворения вводе для газа рассматривают, как правило, относительно его отдельных компонентов в виде объема газового компонента, растворенного в единице объема воды: в i i V V С ; или в единице массы воды вили в виде молярных долей i в i i n n n N В приведенных формулах С концентрация го компонента газа, растворенного вводе объем газового компонента, приведенного к нормальным условиям в – масса воды, в которой растворен компонент i b – удельная концентрация го компонента газа, растворенного в единице массы воды i N – молярная концентрация го компонента газа, растворенного вводе число молей го компонента в газе в число молей воды. Растворимость газов вводе зависит от степени минерализации воды и температуры (рис. 2.2.14). В соленой воде газ растворяется хуже, чем в дистиллированной. Данную зависимость (по аналогии с процессом растворения сахара вводе) можно объяснить следующим в дистиллированной воде по сравнению с соленой больше свободного пространства внутри молекул воды, что дает молекулам газа возможность занять это пространство . Рис. 2.2.14. Кривые растворимости газа в дистиллированной (1, 2) и соленой (раствор NaCl) воде (3, 4) при различных температурах Более сложный характер имеет процесс растворения газа вводе с изменением температуры растворимость газов вначале уменьшается до некоторого минимума, а затем растет (рис. 2.2.15). Температура минимальной растворимости зависит от давления с повышением давления увеличивается) и от размеров молекул газа (чем больше размеры молекул, тем выше минимальная температура растворимости). Для выражения растворимости данного компонента газа вводе используется константа равновесия: ж i г i i V N K , где г i N и ж – молярные доли компонента в газовой и жидкой фазах Рис. 2.2.15. Зависимость растворимости этана от температуры при различных давлениях Влияние на растворимость газа содержащейся вводе соли учитывается уравнением Сеченова: n a ж i г i i N N 10 , где i a – коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость го компонента газа n – концентрация соли вводе. Вопросы для самоконтроля 1. Сформулируйте закон Генри растворимости газа в жидкости. 2. Что такое коэффициент разгазирования? 3. Почему приращение объема жидкости не соответствует истинному объему растворенного в ней газа 4. Какое давление называется давлением насыщения нефти газом 5. Что характеризует коэффициент сжимаемости 6. Как определяется объемный коэффициент 7. Что такое усадка нефти 8. Как изменяются плотность и вязкость нефти в пластовых условиях. Фазовые состояния и превращения углеводородных систем 2.3.1. Законы фазовых превращений многофазных систем Нефть и газ в залежи в зависимости от давления Р, температуры Т и состава могут находиться в разных агрегатных состояниях. В одних случаях газовая (паровая) фаза полностью растворена в жидкой фазе, а в других – залежь имеет газовую шапку, те. над поверхностью жидкой нефти имеются газы, находящиеся в фазовом равновесии с нефтью. Известно, что индивидуальное вещество (метан, этан, углекислый газ и т.д.) может одновременно находиться во всех трех фазах. Чтобы определить или предсказать, в каких именно фазовых состояниях находится то или иное вещество и вся система в целом, можно воспользоваться правилом фаз Гиббса, справедливым для любой системы в состоянии термодинамического равновесия, где п – число компонентов k – число фаз f – число независимых степеней свободы системы. Под степенями свободы подразумеваются такие независимые переменные, как температура, давление и состав фаз. Так, индивидуальные вещества, находящиеся в двухфазном состоянии (например, пари жидкость, имеют одну степень свободы (n = 1; k + 2; f = 1). И для определения всех свойств фаз достаточно задаться одним лишь значением температуры. Индивидуальные вещества, находящиеся в трехфазном состоянии, не имеют степеней свободы (это состояние выражается тройной точкой на соответствующей диаграмме. Двухкомпонентные системы, находящиеся в двухфазном состоянии, имеют две степени свободы, те. состояние таких систем будет определяться температурой и давлением. Если в двухфазном состоянии находится трехкомпонентная система, то число степеней свободы будет равно 3. Состояние такой системы определяется температурой, давлением и каким-либо параметром, выражающим состав фаз, например, концентрацией одного компонента в какой-либо фазе или отношением концентрации одного компонента к концентрации другого в той же фазе. Фазовое равновесие каждого углеводородного компонента многокомпонентной смеси характеризуется уравнением = x, где y – мольная концентрация данного компонента в паровой фазе, x – мольная концентрация этого компонента в жидкой фазе константа фазового равновесия. Константа равновесия определяется экспериментально, т.к. при большом числе компонентов расчеты ее весьма сложны. Однако обычно можно ограничиться учетом основных углеводородных компонентов в данной залежи и, зная давление и температуру, установить расчетным путем, в каком фазовом состоянии находится смесь и, например, на основе этого сделать вывод о высоте газовой шапки, а также предсказать изменение ее фазового состояния при изменении термодинамических параметров. В общем виде зависимость температуры фазового перехода от давления дается уравнением Клаузиуса – Клапейрона: V TΔ Q dT dΡ , где Т и Q – соответственно температура и теплота фазового перехода производная, которая показывает наклон кривой на фазовой диаграмме в координатах РТ изменение объема системы в результате фазового перехода. Растворение газообразного компонента в жидкости будет происходить до тех пор, пока парциальное давление его в газовой фазе не сравнится с парциальным давлением в жидкости закон Рауля, т.е.: Р 1 = Р, где Р – парциальное давление газообразного компонента, растворенного в жидкости Р – давление насыщенных паров этого компонента приданной температуре x – мольная концентрация данного компонента в жидкости. При установившемся равновесии фаз парциальные давления каждого компонента в газовой и жидкой фазах равны. Константа фазового равновесия зависит от давления и температуры с повышением температуры растворимость газа уменьшается и, следовательно, снижается мольная концентрация его в жидкой фазе. Для прогнозирования фазовых превращений углеводородов используют приближенные (идеализированные) расчеты, в основе которых лежит закон Дальтона – Рауля i i Q x Py , где P – общее давление смеси y i – молярная концентрация компонентов в газовой фазе Q i – давление насыщенных паров компонентов в чистом виде х – молярная концентрация компонентов в жидкой фазе. Причем, очевидно, что Py i парциальное давление го компонента в паровой фазе х парциальное давление того же компонента в жидкой фазе. |