9.3. Газосодержание нефти

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание (или пластовый газовый фактор) – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти в пластовых условиях. Для нефтяных месторождений России пластовый газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т.

По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения . Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Газосодержание определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Промысловым газовым фактором называется количество газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др.

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее:

1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное,

2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C,

3. Расширения — давление падает от пластового до атмосферного.

 

Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом.

 

где B — объёмный коэффициент расширения,

Vk — объём нефти в пластовых условиях (в коллекторе),

V0 — объём сепарированной нефти в поверхностных условиях.

 

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Q. Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) β н:

β _н = (1/V_o) (Δ V/Δ p),

 

где Δ V—изменение объема нефти-, V_o—исходный объем нефти. Δ р — изменение давления. Размерность β н —1/Па, или Па_-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1—5) • 10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль.

Коэффициент теплового расширения α _н показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

 

α _н = (1/V_o) (DV/Dt).

 

Размерность α — 1/°С.

Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Молекулярная масса нефтей - это усредненная величина, поскольку нефти - сложные смеси органических соединений различного строения и молекулярной массы. Молекулярная масса изменяется в широких пределах, но для большинства нефтей она колеблется в пределах 220-300. Так же, как и плотность, для нефтяных фракций с повышением температуры кипения молекулярная масса увеличивается.

По мере увеличения пределов кипения нефтяных фракций молекулярный вес их (M_ср) плавно увеличивается от 90 (для фракций 50—100°С) до 480 (для фракции 550—600°С).

Для упрощенных расчетов можно пользоваться формулой Войнова

М_ср = 60 +0, 3´ t_ср + 0, 001´ t_ср²,   

 

где t_ср — средняя температура кипения, определяемая по данным стандартной разгонки.

Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности. Поэтому для смесей нефтепродуктов можно рассчитать средний молекулярный вес, зная молекуляр­ный вес отдельных компонентов и их содержание в смеси.

Молекулярный вес важен при изучении состава отдельных, лучше всего достаточно узких фракций, например, отобранных через 50°. Величина молекулярного веса лежит в основе современных методов группового анализа нефтяных фракций. Для одноименных по температуре кипения фракций различ­ных нефтей, обычно содержащих углеводороды всех классов, молекулярные веса различаются мало, зато прочие свойства могут изменяться очень сильно. Масляные фракции нефти отби­раются не по температуре кипения, а по удельному весу или вязкости, и одинаковые в этом отношении фракции могут сильно различаться по молекулярному весу.

Испаряемость – неотъемлемое свойство нефти, как и любой другой жидкости испаряться. Испаряемость находится в прямой зависимости от температуры.

Применительно к нефти можно сказать, что испаряемость характеризует склонность нефти к испарению. Чем летучее нефтяная жидкость, тем более низкая у нее температура кипения и большая температура воспламенения.

Поскольку нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения. Именно это свойство активно используется в процессе фракционирования нефти. Подробно тема фракционирования была нами рассмотрена в главе 7. 1.

⇐ Предыдущая28293031323334353637Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: