Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Поэтому для промысловой практики представляет большой интерес исследование влияния всех упомянутых выше факторов на фазовое состояние нефтегазовых систем в условиях глубоко залегающих пластов.

В этой области проведены значительные работы советскими учеными М. А. Канелюшниковым, С. Л. Заксом, Т. П. Жузе, Г. И. Юшкевич и др. Полученные ими данные широко используются при разработке новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ Карадагского и Стенновского нефтегазоконденсатных месторождений нри температурах до 150° С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти . При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100° С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния - в газовую фазу переходило лишь 60 % жидких компонентов системы. (При t = 100° С и р = 70 МПа в опытах с образцами конденсатного газа и нефти Карадага содержание конденсата в газе достигает 647 г на 1 м газа в нормальных условиях).

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в исходном газе содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и содержащие ароматические углеводороды.

С ростом температуры до 150° С и давления до 70 МПа фракционный состав конденсата приближается к составу нефти (в газовую фазу мало переходит смол и почти не содержится в газовом конденсате асфальтенов).

Исследования также показывают, что различные газы обладают неодинаковыми свойствами, как растворители нефти . Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Характеристика использованных нефтей приведена в табл. IV.2.

Исследования проводились в интервале давлений от 10 до 80 МПа нри температурах, превышающих критические температуры газов. Результаты опытов приведены на рис. IV. 18, где Fp и F„ - объемы

Составы образцов нефти и конденсатного газа, использованных в опытах, а также методику их проведения см. в статье Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич «Характеристика газовой и жидкой фаз нефтегазоконденсатных систем на больших глубинах». «Нефтяное хозяйство», 1961, № 7.

2 Ж у 3 е Т. П., Юшкевич Г. И. Сжатые углеводородные газы как растворители нефти и нефтяных остатков. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11 и 12.

Характеристика нефтей

Таблица IV.2

газа и нефти. Отношение объемов газа и нефти в различных опытах было не одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти в газе возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объемов газа и нефти Fr/F„.

Давление, МПа, fO

\о,4

«2

Давление, кгс/и

Рис. IV. 18. Растворимость нефтей в сжатых газах.

1 - хадыженская нефть - смесь газов: CHi, СгН; CjHe; CjHs (Vj,/V = 1415); г - хадыженская нефть - COj (.VIV = = 1980); 3 - хадыженская нефть - метан (Ур1У„ = 1320); 4 - доссорская нефть-метан (V/V = 1785); 5 - хадыженская нефть - метан (V/V = 3580).

Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности - .метан - этан - этилен - пропан. Метан в смеси с этими газамп повышает их растворяющую способность. Во всех опытах оказалось, что с увеличением отношения объема газа Fp и нефти F„ содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением 1г/1н конденсат обогащается легкими фракциялш и понижается его молекулярная масса.

Исследования показывают, что критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критическое давление и температура для рассмотренных ранее газоконденсатных систем.

На рис. IV. 19 приведены кривые огибающих критических темпе-])атур (а) и критического давления (б) системы нефть - конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторождение) . Наибольшее значение критического давления наблюдается (как п в случае простых бинарных смесей) нри близкой массовой концентрации обоих колшонентов в системе и достигает для нефтей Стенновского месторождения 100 МПа нри t = 200° С. Однако нри добавлении в метан его ближайших гомологов - этана, пропана и бутана - критические давления в системе нефть - газ удавалось снижать до

С: $

I 00

не(ргт-газ, */j по шассе а

О 20 40 60 80 W0 Содершние не(рти в системе несрть % па пассе

3 -газ.

Рпс. IV.19. Кривые зависимости критических температур и давлений системы нефть - конденсатный газ от ее состава (Степновское месторождение).

15 МПа. Исследования показали также, что на величину критического давления влияет порода пласта. Значительное (до 40%) снижение критического давления под влиянием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности твердых частиц. Таким образом, порода способствует изменению состава жидкой фазы, как бы обогащая ее легкими фракциями, которые могут переходить в паровую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода, по-видимому, способствует увеличению критического давления на 10-15%.

Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей нри различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (например, путем нагнетания в пласт газов высокого давления, газов обогащенных тяжелыми компонентами и т. д.).

Жузе т. п., Юшкевич Г. Н., Ушакова Г. С, Е саков Е. А. О критических параметрах нефтей и нефтегазовых систем. «Нефтяное хозяйство», 196.3. № 6.