От количества растворённого в пластовой нефти газазависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.
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:
Vг =
|
ж
где Vж – объём жидкости-растворителя;
a – коэффициент растворимости газа;
Vг – количество 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 растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:
α = Vг VжP
. (39)
Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.
Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.
Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть
"недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.
Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.
Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СОи СО2 на 1 т воды).
С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.
Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.
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 затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.
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 происходит дифференциальное разгазирование.
Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.
При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется
коэффициентом Джоуля-Томсона:
DТ=a·DР, (40)
гдеDТ – изменение температуры:
a – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);
DР – изменение давления.
Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 6.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.
Рис. 6. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления
Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 7).
Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:
F =μ dv
A dy, (41)
где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;
F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
 |
Рис. 7. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.
Рис. 8. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 8). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры;
повышение давления вызывает увеличение вязкости.
Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной
нефти.
С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:
j =. (42)
Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.
ν = μ
ρ. (43)
Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:
βн = -
V
× ΔV ΔP
. (44)
Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.
С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:
b = Vпл
Vдег
, (45)
где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;
Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после
дегазации.
Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в
%):
U = b -1×100%, (46)
b