Распределение компонентов нефтяного газа в жидкой и газовой фазах определяется закономерностями растворения газа в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:
, (2.40)
где Vr — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, в м3; Vж — объем жидкости, в которой растворяется газ, в м3; а — коэффициент растворимости в 1/Па; р — абсолютное давление газа в Па.
Из (2.40) следует, что коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу:
. (2.41)
Коэффициент растворимости измеряется в Па-1 = 1/Па. Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот (рис. 2.12. Из рис. 2.12 следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных величинах растворимости газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с различным фракционным и углеводородным составом нефтей. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов (туймазинская и ромашкинская нефти содержат во фракциях, выкипающих до 300 °С, около 52% парафиновых углеводородов; в сураханской и небитдагской нефтях
Рис. 2.12. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 оС:
1 – ромашкинская (Р); 2 – сураханская (С); 3 – небитдагская (Н);
4 – туймазинская (Т), по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе
их содержится 42—43%). Установлено также, что при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.
Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале давления (т. е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (С02, С2Н6, С3Н8) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а при растворении метана в нефти обратное испарение наблюдается лишь при очень высоких давлениях.
Из рис. 2.12 следует также, что на растворимость газов в нефти природа их влияет больше, чем состав нефти.
Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигая 4-5*10-5 Па-1 /4-5 м3/(м3 × am).
Углеводородные газы хуже растворяются в нефти при повышении температуры. Так, например, в нефти месторождения Ромашкино при 15 МПа (150 ат) и t = 40° в 1 м3 нефти растворяется 59 м3 газа, а при t = 60° растворяется 53 м3.
Установлено, что количество растворяющегося или выделяющегося из нефти газа при одних и тех же условиях зависит еще от характера процесса — идет ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном дегазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно меняется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. При этом количество выделяющегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.
При дифференциальном дегазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.
Представление о количестве газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, дают кривые разгазирования (рис. 2.13). Большая часть кривых разгазирования нефтей обычно похожа на кривую 1
Рис.2.13 Кривые разгазирования новодмитриевской нефти
(по данным ВНИИ)
1 – плотность 809 кг/м3 при t=20˚C; 2 – плотность 809 кг/м3 при t=104˚C;
3 – плотность 824 кг/м3 при t=105˚C;
Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения (об этом см. ниже).