ФАЗОВОЕ РАВНОВЕСИЕ В СИСТЕМЕ «НЕФТЬ — ГАЗ»

Нефть в залежи в зависимости от состава, давления и температуры может находиться в разных агрегатных состояниях. В одних случаях газовая (паровая) фаза полностью растворена в жидкой фазе, а в других — залежь имеет так называемую газовую шапку — над поверхностью жидкой нефти помещаются газы, находящиеся в фазовом равнове­сии с нефтью.

Фазовое равновесие каждого компонента многокомпонентной смеси характеризуется уравнением:

Y = KX,

где Y — мольная концентрация данного компонента в паровой фазе;

X — мольная концентрация этого компонента в жидкой фазе;

К — константа равновесия, т. е. отношение концентраций дан­ного компонента в паровой и жидкой фазах смеси.

Константы равновесия определяются экспериментально, так как при большом числе компонентов расчеты их весьма сложны. Однако обычно можно ограничиться учетом основных компонентов нефти в данной залежи и, зная давление и температуру, установить расчет­ным путем, в каком фазовом состоянии находится смесь, а на основе этого сделать выводы об относительной высоте газовой шапки и пред­сказать изменение фазового состояния нефти при уменьшении давле­ния и температуры в процессе эксплуатации залежи.

В общем виде зависимость температуры фазового перехода от да­вления дается уравнением Клаузиуса-Клапейрона:

dP/ dT = Q/ TΔV ,

где Т и Q — соответственно температура и теплота фазового пере­хода;

dP/dT — производная, которая показывает наклон кривой (на фазовой диаграмме) в координатах «давление — тем­пература»;

ΔV — изменение объема в результате фазового перехода.

Растворимость каждого газообразного компонента пропорцио­нальна его давлению над раствором, согласно закону Генри:

V_г = αV_жP,

где V_г — объем растворенного газа, приведенный к нормальному давлению;

α — коэффициент растворимости газа, т. е. количество гaзa, растворяющегося в 1 м³ данной жидкости при давлении 10⁵Па;

V_ж — объем жидкой фазы, в которой растворен газ;

Р — давление газа над раствором.

Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблю­дается взаимное растворение газа в нефти и нефти в газе. Коэффи­циент растворимости для углеводородных газов обычно колеблется в пределах 0,3–2,0.

Растворение данного газообразного компонента в жидкости будет происходить до тех пор, пока парциальное давление его в газовой фазе сравняется с парциальным давлением в жидкости (закон Рауля), т. е.

P₁ = P₂X ,

где Р₁ — парциальное давление газообразного компонента, раство­ренного в жидкости;

Р₂ — давление насыщенных паров этого компонента при данной температуре;

X — мольная концентрация данного компонента в жидкости.

Как уже было сказано выше, при установившемся равновесии фаз парциальные давления каждого компонента в газовой и жидкой фазах равны. Константа же равновесия зависит от температуры и давления: с повышением температуры растворимость газа умень­ша-ется, а следовательно, снижается мольная концентрация его в жидкой фазе.

Углеводородные газы, не содержащие углеводородов выше С4 (сухие газы), в большей степени подчиняются закону Генри, нежели газы с повышенным содержанием более тяжелых компонен­тов — пентана, гексана и пр. (жирные газы). Для сухих газов коэффициент растворимости в пределах обычных пластовых давлений остается постоянным, а для жирных он изменяется пропорцио­нально давлению. При приближении к давлению перехода газа в жидкую фазу закон Генри применяться не может.

На растворимость газа влияет плотность нефти. В более тяжелых нефтях растворимость данного газа меньше, чем в легких. Это объясняется большим химическим сродством газов и легкой нефти. Жирные газы, содержащие более тяжелые углеводороды, лучше растворяются в нефти. Из всех неуглеводородных газов наибольшую растворимость в нефти имеет углекислый газ, а наименьшую — азот, углеводороды имеют растворимость среднюю между ними. Выделение из нефти растворенных в ней газов происходит в обратном порядке: при снижении давления вначале выделяется азот, затем сухие газы, жирные газы и, наконец, углекислый газ.

Помимо газов в нефти растворено некоторое количество твердых компонентов (парафинов, асфальтенов), причем эти компоненты могут выделяться из раствора при понижении температуры и давле­ния. Особое значение имеет выпадение парафина из нефти при до­быче: парафин осаждается на стенках трубопроводов, что значи­тельно усложняет их эксплуатацию.

Парафины и асфальтены не растворимы даже в жидком пропане, поэтому можно ожидать их выделения в нефтяной залежи, если тем­пература в ней не превышает 30°С.

При больших давлениях нефть способна растворяться в газе. Это явление носит название обратной конденсации. Оно связано с практической несжимаемостью нефти, вследствие чего ее плотность с ростом давления изменяется незначительно. На­оборот, газы сжимаются очень сильно, и при температуре выше критической и давлении, например, 5×10⁷Па занимают объем в 500 раз меньший, чем при давлении 1×10⁵Па. Подсчитано, что при температуре выше критической плотность газов так высока, что 1 л пропана имел бы массу 1009 г, этана — 1017 г, тогда как l л нефти средней плотности имеет массу всего около 850 г. Вполне естественно, что при высоких давлениях нефть, плот­ность которой при этом ниже плотности сжатых газов, растворяется в сжатом этане, пропане или их смесях. Чем больше масса 1 л газа, т. е. чем больше его плотность, тем при меньшем давлении нефть будет переходить в раствор в сжатом газе.

Нефть легко растворяется в углекислом газе, а также в метане, если к нему добавлено некоторое количество пентана или гексана. В раствор в сжатом газе может перейти вся нефть, за исключением асфальтенов, не растворимых даже в легких углеводородах. Обрат­ная конденсация нефти в газе рассматривается как причина образо­вания так называемых газоконденсатных залежей, а также как при­чина перемещения, или миграции, нефти в области с меньшим да­влением, в которых происходит разделение смеси на газ и жидкую нефть.