Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.

Растворимость газов в нефти.

При небольших давлениях и постоянных температурах растворимость подчиняется закону Генри:

V_г=a×р×V_ж,

где [a]=[м²/Н] – коэффициент Генри, учитывающий количество газа, растворяющегося в единице объёма жидкости при повышения давления на единицу.

a=V_г/(V_ж×р)

Газ при растворении проявляет специфические свойства, например кажущееся увеличение удельного объёма жидкости:

v=DV/G,

где v – кажущееся увеличение объёма;

G – масса растворённого газа.

Смысл понятия «кажущийся удельный объём» заключается в том, что приращение объёма жидкости DV не отражает истинного объёма растворённого газа в нефти, я является результатом взаимодействия молекулярных сил растворённого газа и жидкости. В химической термодинамике величину v называют парциальным молярным объёмом.

Характеристики растворимости газа в нефти выглядят следующим образом:

см³/см³

этилен

СО₂

СН₄

N₂

р, МПа

По абсциссе откладываются значения давления, по ординате – количество растворённого в нефти газа.

Растворимость газов возрастает с увеличением молекулярной массы газа. Следовательно, различные компоненты газа обладают различной растворимостью, а, значит, природный газ в природной нефти будет растворяться сложным образом.

Растворимость зависит от состава и свойств нефти. Причём растворимость газов увеличивается с повышением содержания парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов.

Малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые.

На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти, хотя в сжатом газе при высоких давлениях происходит обратимое растворение компонентов нефти, что видно на выполаживании кривых растворимости хорошо растворимых газов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)×10^-5 м³/(м³×Па).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Кроме процесса растворения, присутствует процесс выделения газа из нефти. Растворение связано с геологическими условиями, причём сам процесс происходил длительный период. А процесс выделения связан с нашей деятельностью, и он уже краткосрочен.

Количество выделившегося газа зависит от выбора технологии:

газ выделился и находится в контакте с нефтью (газовые шапки);

газ выделился и мы его вывели из системы нефть-газ (с отводом).

Первый из названных способ дегазации получил название контактного, или одноступенчатого. Второй – дифференциального, или ступенчатого (многократного).

Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворённом состоянии газе в нефти больше, чем при контактном (одноступенчатом). Это связано с переходом в паровую фазу метана.

Количество газа, выделившегося из нефти характеризуется кривыми дегазации. Их получают экспериментально, и для каждого месторождения существует своя кривая.

см³/см³

Т°; r=соnst

a

р, МПа

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

Газ может содержаться в растворённом виде и в воде. Причём растворение в обычной воде незначительно, а в минеральной резко повышается (степень минерализации начинает значительно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л). Процессы растворения играли важную роль при миграции углеводородов и формировании залежей.

В каком-то диапазоне давлений разгазирования не происходит.

Если газ разгазируется, то фазовая проницаемость нефти снижается.

Растворимость может сложным образом быть распределена по пласту.