1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п02
.DOCГлава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом
2. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗА
Растворимость природного газа в сырой нефти зависит от давлениям температуры и состава газа и нефти. Для определенного газа и сырой нефти количество растворенного газа возрастает с увеличением давления при постоянной температуре. При постоянном давлении это количество уменьшается с повышением температуры. Для любых температур и давления количество растворенного газа повышается по мере сходимости составов газа и сырой нефти. Это относится, скажем, к природным газам с высоким удельным весом и к нефтям с малым удельным весом. Газ растворяется в сырой нефти в чрезвычайно большом количестве. Это количество ограничивается только давлением и имеющимися средствами для его получения.
Считают, что нефть насыщена газом при любом давлении и температуре, если при легком снижении этого давления некоторое количество газа выделяется из раствора; если же газ не выделяется из раствора, говорят, что нефть недосыщена, и это указывает на недостаточное присутствие в ней газа. Если же присутствующий газ будет находиться в изобилии, нефть будет насыщена при соответствующем давлении. Недосыщенность нефти объясняется отсутствием в системе контакта между свободным газом и сырой нефтью, что говорит об отсутствии в залежи газовой шапки.
Растворимость газа в изотермических условиях выражается обычно в единицах повышения растворимости газа на единицу объема нефти и на единицу повышения давления, например нм3/м3/кГ/см2 или dRs/dр. Эти цифры растворимости газа являются для очень многих продуктивных пластов приблизительно постоянными в значительном диапазоне давлений. Однако при выполнении точных пластовых расчетов растворимость выражают в единицах общего количества газа в растворе при любом давлении, т. е. нм3/м3 или Rs. Ниже, в п. 3, будет показано, что объем сырой нефти значительно повышается, когда в ней со держится растворенный газ.
Поэтому количество растворенного газа относят обычно к единице объема товарной нефти и газонефтяной фактор (коэффициент) растворимости Rs выражают в нм3/м3 товарной нефти.
На рис. III. 1 показан график изменения растворимости газа с изменением давле- аия для пластовой жидкости из залежи Биг Сойди при температуре продуктивного коллектора 71,1°С. При абсолютном начальном пластовом давлении 238 кГ/см2 газонефтяной фактор растворимости составляет 101,25 нм3/м3. Из графика видно, что пока пластовое давление не снизилось до абсолютного давления 170кГ/см2, выделения газа из раствора не происходит.
Таким образом, в этом интервале давлений нефть недосыщёна, и в пласте отсутствует фаза свободного газа (газовая шапка). Абсолютное давление 170 кГ/см2 называют в данном случае давлением точки насыщения, так как при этом его значении впервые начинают выделяться из нефти пузырьки свободного газа. При абсолютном давлении 81,6 кГ/см2 коэффициент растворимости газа составит 60,2нм3/м3. Отсюда, коэффициент средней растворимости газа в нефти в интервале абсолютных давлений от 170 до 81 ,6 кГ/см2 будет
Данные рис. 111.1 были получены из лабораторного изучения РVТ забойного образца пластовой жидкости, отобранной из залежи Биг Сенди, с использованием контактного дегазирования. В гл. IV, л. 6, будет показано, что коэффициент растворимости газа в нефти и другие свойства пластовой жидкости зависят от способа выделения газа из раствора нефти. Характеристика этого явления будет рассмотрена совместно с осложнениями, которые оно вносит в известные пластовые расчеты. Однако в настоящей главе ради простоты изложения мы оставим без внимания это явление и будем считать идентичными 1 м3 товарной нефти и 1 м3 остаточной нефти, дегазированной в результате контактного процесса, т. е. будем пользоваться коэффициентами растворимости газа в нефти, полученными из контактного дегазирования.
Там, где по какой-либо причине отсутствуют лабораторные анализы пластовых жидкостей, чаще можно оценить с достаточной точностью коэффициенты растворимости газа в нефти. Существует корреляционный метод, предложенный Стендингом, по которому можно вычислить коэффициент растворимости газа в нефти, зная пластовое давление, температуру, удельный вес товарной нефти и удельный вес добытого газа. Кроме того, во многих случаях начальный газо- нефтяной фактор - коэффициент растворимости газа в нефти близок к эксплуатационному газонефтяному фактору на начальной стадии разработки залежи.
Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс
Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.104-106.