vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 2. 25 – Изменение плотности нефтей в зависимости

от температуры

2.2.2.8 Тепловые свойства нефти

Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномальновязких или высокопарафинистых нефтей, зависит от их теплоёмкости.

Под теплоёмкостью понимается количество теплоты, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его

температуру на 1 Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей величина теплоёмкости (с) лежит в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) ≈ 350-

600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К)

Для повышения температуры нефти объёма (V), c плотностью (ρ) от температуры (Т1) до значения (Т2), необходимо затратить количество (Q)

энергии, равное:

Q =ρ · c · (Т2 - Т1) · V.	(2.56)
	101

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Однако величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относить к определенной температуре или к интервалу температур.

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэффициент теплопроводности ( ) описывается законом теплопроводности Фурье и численно равен количеству теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

dQ	dT	Sdt .	(2.57)
	dx

Коэффициент теплопроводности ( ) для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К).

Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн)

теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла, направленного на испарения

воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

2.2.2.9 Электрические свойства нефти

Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается, что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости изменяются в следующих диапазонах: для воздуха → 1 – 1,0006; для нефти → 1,86 – 2,38; для нефтяного газа → 1,001 – 1,015; для смол и асфальтенов → 2,7 – 2,8; для воды → 80 – 80,1.

С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl, равной 5,6 %, диэлектрическая проницаемость воды равна – 69,1, а при концентрации NaCl, равной 10,7 %, диэлектрическая проницаемость

уменьшится до 59.

Электрические свойства зависят от содержания асфальтосмолистых веществ в нефти и с увеличением их содержания можно говорить и об электрической проводимости нефти. Величина удельной электропроводности (γ, ом·м-1) нефтей изменяется в диапазоне → 0,5 · 10-

102

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7–0,5 · 10-6; газоконденсатов и светлых нефтепродуктов → 10-10 – 10-16 [ом·

м]-1.

2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи

Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшаются по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависит от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением

содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

103

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3 ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;

наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);

молекулярная масса нефти;

вязкость нефти.

3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 3.1

представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней

104

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Для индивидуальных углеводородов граничным давлением (при данной температуре) между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров, при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью. Давление, при котором газ начинает конденсироваться,

называется давлением насыщения для газа.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 3.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-

температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 3.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

105

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3.1 – Диаграмма фазового состояния чистого этана

Из рисунка 3.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и

температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 3.2), можно изобарически нагреть до

температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D,

расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного

состояния.

106

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3.2 – Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р

3.2 Схема фазовых превращений двух – и многокомпонентных систем

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и

многокомпонентных систем. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.

Изотермическое сжатие системы будет приводить к конденсации сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют наклон (рис. 3.3, а). С появлением в

системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление – температура" (рис. 3.3, б).

107

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а	б
Рисунок 3.3 – Диаграммы фазового состояния бинарных систем: а		–
зависимость "давление – удельный объём" для смеси н-С5Н12		–
н-С7Н16; б – диаграмма "давление-температура" для смеси C2Н6		–

н-С7Н16

С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа. В качестве примера на рисунке 3.3 приведена зависимость «объем— давление» для смеси пентана и гептана с массовой концентрацией последнего 52,4%.

Аналогично диаграмме на рисунке 3.1 для однокомпонентного газа зона вправо от пунктирной линии (кривой точек конденсации) также является областью чистого газа. В этой области изотермы двух- и

многокомпонентных систем аналогичны изотермам чистых компонентов. Влево от кривой точек парообразования изотермы жидкой фазы круто возрастают с уменьшением объема и они также аналогичны изотермам области жидкости чистых компонентов. В двухфазной же области двух- и

многокомпонентных систем имеются значительные изменения. Было показано (рис 3.1), что в области двухфазного состояния чистых

углеводородов изотермы характеризуются горизонтальными линиями, т. е. давление не изменялось до полной конденсации газа. Для двух -и

многокомпонентных систем, как это следует из рисунка 3.3, а, давление в процессе сжатия в двухфазной области, не остается постоянным и для

108

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

конденсации газа необходимо повышать давление для полного превращения газовой фазы в жидкость. Поэтому давление точки парообразования (кипения) для двух- и многокомпонентной смеси выше

давления точек конденсации. В соответствии с этим не одинаков и состав жидкой и газовой фаз в точках парообразования и конденсации. Вскоре после начала конденсации газа состав последнего еще близок к составу всей системы. Точно так же вблизи точки парообразования состав жидкой фазы близок к составу исходной смеси. В двухфазной же области состав

жидкой и газовой фаз отличен от состава исходной смеси и он непрерывно изменяется в соответствии с давлением и объемом системы.

Бинарные и многокомпонентные системы также имеют свои особенности и в области, лежащей вблизи критических давлений и температур. Критическая точка чистых веществ (или однокомпонентных систем) характеризуется самыми высокими давлениями и температурой, выше которых невозможно одновременное существование двух фаз — жидкой и газообразной. В бинарных и многокомпонентных системах критическая точка характеризуется лишь одинаковыми интенсивными свойствами газовых и жидких фаз. При этом в зоне пересечения кривых точек конденсации и парообразования образуется область, в которой мо-

гут существовать две фазы даже при температурах и давлениях, превышающих критические значения.

С появлением в системе второго компонента большие различия появляются также в диаграммах «давление — температура». Кривые точек начала кипения и точек росы не совпадают и образуют фазовую диаграмму, вид которой определяется, кроме температуры и давления, исходным составом смеси . Крайние левая и правая кривые на диаграмме (рис 3.3 , б) соответствуют давлениям насыщенного пара для чистых компонентов — этана и н-гептана с критическими точками С и С7. Между ними расположены фазовые диаграммы смесей этана с н-гептаном, с

массовой концентрацией этана 90,22, 50,25 и 9,8% с соответствующими критическими точками С1, С2 и Сз. Пунктирная линия представляет собой огибающую критических точек системы этан - н-гептан. Линии

А1С1, А2С2 и АзСз представляют собой линии точек начала кипения рассматриваемых смесей. Выше и слева от них смесь находится в жидком состоянии, В1С1, В2С2 и ВзСз — линии точек росы соответствующих сме-

сей. Ниже и справа от них смесь находится в газообразном состоянии. Между линиями точек начала кипения и точек росы располагается двухфазная область. Из рисунка 3.3, б видно, что с ростом содержания н-

гептана в системе критическая точка, располагающаяся слева от максимальных значений давления и температуры, при которых две фазы могут существовать в равновесии, сдвигается вправо от нее. А кривые

109

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

точек росы и начала кипения при этом приближаются к кривой давлений насыщенного пара, преобладающего в смеси компонента — н~ гептана. Аналогично изменяются также критические температура и давление при изменении состава смеси.

Величина критических температур различных смесей находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

Как видно из рисунка 3.3, б размеры двухфазной области также зависят от состава смеси — они возрастают по мере того, как в составе смеси распределение между компонентами становится более равномерным.

Естественные углеводородные системы (нефтегазовые смеси в особенности) отличаются большим разнообразием состава. Поэтому фазовые диаграммы нефтегазовых смесей, сохраняя принципиальные черты фазовых переходов двухкомпонентных систем, обладают еще своими в основном количественными особенностями, определяющимися составом нефти и газов. Особо большой интерес для промысловой практики представляет поведение многокомпонентных систем в критической области.

Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.

Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин. Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации.

Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.

3.3Поведение бинарных и многокомпонентных систем

вкритической области

110

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Типовые изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области показаны на рисунке 3.4. Сплошной линией

нанесена кривая точек парообразования, пунктирной — точек конденсации. Как уже упоминалось, основной признак критической точки

— одинаковые свойства газовой и жидкой фаз, т. е. она находится в точке пересечения кривых начала конденсации и парообразования — в точке С.

Из рисунка 3.4 следует, что в критической точке давление и температура не наибольшие, при которых еще возможно одновременное существование обеих фаз. Действительно, при давлении, несколько меньшем p/, но большем, чем критическое давление pc в системе

появляется газовая фаза, находящаяся в равновесии с жидкой. Это относится ко всей области АВСА. Точно так же в области CNBC

существуют одновременно две фазы, несмотря на то, что при этом температура в системе выше критической температуры Тс.

В области выше критической с изменением температуры и давления в многокомпонентной системе происходят необычные фазовые превращения. Чтобы убедиться в этом, рассмотрим изобарное расширение насыщенной газом жидкости по линии ЕF вследствие

повышения температуры от Т1 до ТЗ. В точке Е при увеличении температуры жидкость закипает. По мере увеличения температуры вначале объем газовой фазы увеличивается, Однако при дальнейшем по-

вышении температуры объем газовой фазы, достигнув максимума, очевидно, вновь начинает уменьшаться., так как в точке Р, так же как и в точке Е, лежащей на кривой начала парообразования, содержание паровой фазы в системе равно нулю. В однокомпонентной же системе, а также в многокомпонентных смесях с низкой температурой при изобарическом расширении с ростом температуры количество газовой фазы непрерывно растет, пока вся жидкость не превратится в пар.

Необычные процессы испарения и конденсации возможны также и при температурах выше критических – в области CNBC. Например ,при

изотермическом расширении от точки Н до М, лежащих на линии точек конденсации, система проходит двухфазную область. Причем количество конденсата вначале увеличивается и, достигнув максимума, жидкая фаза в точке М вновь исчезает. Аналогичные явления в области выше критических Ркр и Ткр наблюдаются не только при изотермическом или изобарном расширении и сжатии смеси, но также и при осуществлении процесса по любой другой кривой

Рассмотренные необычные процессы фазовых превращений двух- и

многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного или ретроградного испарения и конденсации.

Фазовая диаграмма, приведенная на рисунке 3.4, типична для многих систем, однако условия возникновения ретроградных явлений и вид рVT - диаграмм (V — удельный объем, р — давление и Т — абсолютная

температура) в области критических точек могут быть в зависимости от состава углеводородных смесей другими. Так, например, на рисунке 3.5

показаны фазовые диаграммы в координатах Р — Т (давление —

111

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

температура) с другими условиями возникновения ретроградных явлений, где нанесены лишь кривые точек конденсации 2 и кривые точек

парообразования , ограничивающие двухфазную область. Диаграмма рисунка 3.5, а аналогична зависимости Р — V, приведенной на рисунке 3.4. Здесь в области ВСN возникают процессы обратной изотермической конденсации, а в области АСD — процессы обратного изобарического

испарения.

Если критическая область характеризуется диаграммой (рис.3.5, б),

где критическая точка С существует при давлении и температуре ниже максимальных р1 и T лежащих на кривой парообразования, то изотермическое обратное испарение происходит в области CBN ,а изобарное ретроградное испарение — в области ACND.

Рисунок 3.4 – Типовые изотермы многокомпонентных углеводородных смесей вблизи критической области: 1 – кривая точек парообразования; 2

– кривая точек конденсации.

112

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обычно критическая точка находится справа от максимального давления,

при котором могут одновременно сосуществовать жидкая и газовая фазы, когда в углеводородной смеси массовая концентрация гептана и более тяжелых фракций высокая, а метана низкая.

Ретроградные явления характеризуются диаграммой вида (рис.3.5, в), когда максимальное давление р' находится на кривой точек конденсации, а критическое давление — между р' и Т( Изотермическая ретроградная конденсация возникает тогда по любой вертикальной линии в области ВСОК В области САD могут происходить явления обратной изобарной

конденсации. Такие диаграммы характерны для жирных и конденсатных газов.

Из рисунков 3.4 и 3.5 следует, что изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры.

Рисунок 3.5 – Различные виды фазовых диаграмм, 1 — кривая точек парообразования; 2 — кривая точек конденсации.

113

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Изобарные процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением.

Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Го) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (Го) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор представляет собой отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству стабильного конденсата в м3. Величина, обратная газоконденсатному фактору,

называется выходом конденсата.

Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле при данных температурах и давлениях, называются сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.

3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей

Исследования, выполненные в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина и ЯФ (якутским филиалом) АН СССР, показали, что в определенных термодинамических условиях природный газ в земной коре может находиться в твердом (гидратном) состоянии, а его скопления образуют газогидратныс залежи.

Газ в связанном гидратном состоянии характеризуется иными свой-

ствами, чем в свободном состоянии.

Хорошо известно, что природные газы при высоких давлениях и пониженных температурах вступают в соединение с водой и образуют твердое соединение — гидрат.

Состав гидрата определяется выражением nGmH2O, где G — угле-

водородная составляющая. В зависимости от состава исходного газа, давления и температуры величина п изменяется от 6 до 8, а т — от 46 до

184.

114

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3.6 – Структура газового гидрата.

По составу исходного газа, давлению и температуре определяется состав гидрата и его кристаллическая структура. На рисунке 3.6 показана одна из элементарных решеток кристаллической структуры гидрата — метана. Мелкие точки — молекулы воды, образующие пептагондодекаэдры, внутри которых располагаются молекулы газа (крупные точки). Внешне скопление гидратов напоминает спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов газов зависит от его состава и изменяется в довольно широких пределах — от 0,8 до 1,8 г/см3. Энтальпия образования гидратов находится в пределах 48 - 135 кДж/моль.

Процесс начала образования гидратов газов поверхностно-

контактный. Обычно центры кристаллизации зарождаются на поверхности контакта газ — вода. Рост гидрата может происходить как в газовой среде, так и в объеме воды, как в области положительных, так и отрицательных температур.

Гидраты газов могут образоваться в аппаратах и газопроводах, в скважине, а также в пористой среде — в пластах. В пластовых условиях гидраты образуются в двух случаях: в призабойной зоне скважины при ее эксплуатации с высокими депрессиями, когда температура газа снижается до температуры гидратообразования, и непосредственно пласте (до ввода залежи в разработку), когда температура залежи ниже равновесной температуры гидратообразовання.

Термодинамические условия, соответствующие образованию гид-

ратов газов непосредственно в пласте, обычно приурочены к районам распространения многолетнемерзлых грунтов.

Многолетнемерзлые грунты покрывают 23 % суши земного шара. Глубина залегания таких грунтов достигает 500—700 м, а иногда и 1500 м.

Как показали исследования, на территории распространения вечной мерзлоты находятся большие запасы нефти и природных газов. Естественно, что значительные запасы газа в таких районах приурочены к термодинамическим зонам, соответствующим условиям образования гидратов газов в пластах.

Газогидратная залежь по характеристике значительно отличается от обычной газовой залежи.

Переход газа из свободного состояния в связанное гкдратное сопровождается значительным сокращением его объема, т. е. при переходе обычной газовой залежи в газогидратную понижается давление (при неизменном положении газо-водяного контакта) либо уменьшается объем

залежи (при неизменном пластовом давлении). Поровое пространство газогидратной залежи частично или полностью заполняется гидратом. Наряду с газом в связанном гидратном состоянии он содержится в свободном или растворенном в воде виде.

115

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Запасы газа в газогидратной залежи при одинаковых давлениях значительно превышают запасы обычной равнообъемной газовой залежи.

Подсчет запасов в газогидратной залежи без учета содержания гидрата приведет к ошибкам.

Запасы в месторождениях, содержащих газ частично или полностью в состоянии гидратов:

Q= Vm [pT0/p0Tz(1 – Sb) + SbSpф + Sb (1 - S,)л + ф (Sn + Sж)],

(3.1)

где V — объем залежи;

m— полная пористость в долях единицы;

р — давление в газогидратнои залежи; p0 — атмосферное давление;

Т — температура залежи в 'К;

z — коэффициент сверхсжимаемости свободного газа в залежи: Sb— содержание поровой воды в залежи в долях единицы:

Sp— часть воды, перешедшей в гидрат, в долях единицы от содержания поровой воды (Sp обратно пропорциональна размеру пор и

прямо пропорциональна толщине пленки поровой воды); ф - коэффициент реагирования, при нормальных условиях равный

количеству объемов газа, содержащихся в одном объеме воды при переходе их в гидрат (величина г)з зависит от состава исходного газа, давления и температуры);

л — коэффициент растворимости газа в свободной поровой воде;

Sn — количество поровой воды, перешедшей в гидрат (функция

упругости паров воды над гидратами);

Sж — количество воды, поступившей в пласт из приконтурной зоны и перешедшей в гидрат.

Разработка газогидратных залежей должна исходить из общего принципа — газ из связанного гидратного состояния должен быть переведен непосредственно в пласте в свободное состояние с последу-

ющим отбором его через обычные скважины.

Существующие методы перевода газа из гидратного в свободное состояние основываются на снижении пластового давления ниже давления разложения гидрата; на повышении температуры залежи или ее части выше температуры разложения гидрата, а также на свойстве гидратов газов разлагаться при их контакте со спиртами и другими жидкостями.

3.5Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей

Впредыдущих разделах мы рассмотрели схемы течения углеводо-

родных смесей и элементы теории их фазовых превращений. При выборе метода разработки и эксплуатации газоконденсатной залежи, установлении технологических схем и режима работы промысловых установок

116

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

необходимо знать количественные характеристики углеводородных смесей и изменение их в зависимости от давления и температуры. Для этого проводится комплекс исследований свойств пластовой углеводородной смеси, в результате которого устанавливается газоконденсатная характеристика залежи. При этом определяются следующие параметры:

–состав пластового газа и содержание в нем конденсата;

–давление начала конденсации углеводородов в пласте к давление максимальной конденсации;

–фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях.

–изотермы конденсации пластового газа;

–количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температурах;

–потери конденсата (углеводороды остающиеся в пласте) при разработке залежи без поддержания давления в зависимости от степени падения пластового давления и за весь срок эксплуатации месторождения;

–количество конденсата (и его состав), извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи в процессе ее эксплуатации.

Кроме упомянутых характеристик, исследуются также фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в условиях скважин, газосепараторов и газопроводов.

Изучение газоконденсатных характеристик углеводородов начи- нается непосредственно у скважин и проводится оно с помощью спе-

циальной аппаратуры. Значительная часть упомянутых параметров газоконденсатной характеристики определяется в лабораторных условиях. Для этой цели используются установки УГК-3, бомбы РТ-7, РТ-8 и др. В качестве примера на рис. IV. 21 приведена схема установки УГК-3. Она состоит из термостатируемой бомбы 1 объемом 3100 см3 (максимальное рабочее давление 45 МПа), насоса 2, поршневой поджимки 3, термостатируемого сепаратора 4 и напорных бачков 5.

Рисунок 3.7 – Схема установки УГК-3.

1 — бомба pVT; 2 — насос; 3 — поджимка; 4 — сепаратор;

5 — напорные бачки; 6—10 —

вентили.

117

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Внутри бомбы расположен поршень, при передвижении которого изменяются объемы пробы. Передвижение поршня производится под действием давления, создаваемого гликолем, нагнетаемым насосом в верхнюю часть бомбы. В нижней части бомбы имеется смотровое окно, герметизированное стеклянными линзами, для наблюдений в процессе опыта за фазовым состоянием углеводородной смеси. Ниже окна помещен измерительный плунжер. Его сечение меньше, чем сечение верхнего поршня. При одновременном движении поршней в одну сторону объем пробы, находящейся между ними, остается постоянным. Это дает возможностьсовмещать раздел жидкой и газовой фаз с центром смотрового окна при сохранении постоянства давления в бомбе. Внутри бомбы имеется мешалка (в виде перфорированной пластины), приводимая в движение электромагнитом.

При исследовании свойств газоконденсатных смесей пробы газа и сырого конденсата, отобранные из скважин, рекомбинируются в соответствии с реальным газоконденсатным фактором. Проба газа загружается в бомбу (поршневая поджимка служит для подачи пробы газа из баллона в бомбу под повышенным давлением).

Для лучшего уяснения принципа действия установки и назначения отдельных ее узлов рассмотрим схему построения изотермы конденсации для различных температур.

Рисунок 3.8 – Изотермы

конденсации.

Изотерма конденсации представляет собой зависимость количества конденсата, выделяющегося из 1 м3

газа (при постоянной температуре) от давления в сепараторе

Давление, МПа,

Давление в бомбе после загрузки ее пробой поднимается на 1,5— МПа выше давления начала конденсации и устанавливается равновесие при необходимой температуре. Сепаратор 4 (рис. 3.7) также

термостатируется при намеченной температуре. Газ из бомб перемещением верхнего поршня пропускается через сепаратор. При дросселировании его вентилями 9 и 10 устанавливается необходимое

118