По принципу соответственных состояний термодинамические свойства веществ (в том числе и коэффициенты сжимаемости различных газов), имеющих равные

Рис. 2.10. Коэффициенты сверхсжимаемости углеводородных газов,

           в зависимости от приведённых параметров

приведенные температуры и давления, приблизительно одинаковы, так как при этом различные газы находятся как бы в одинаковом относительном приближении к жидкому состоянию. Поэтому графики коэффициента сверхсжимаемости z, в приведенных координатах для углеводородов одного гомологического ряда совпадают с точностью, достаточной для практики. На этом основании график (рис. 2.10) может быть использован для вычисления удельного объема и других параметров любого газа (в том числе и газовых смесей), если известны его критические параметры (табл.2.4).

Графики (рис. 2.10) действительны для газа, не содержащего значительных количеств неуглеводородных компонентов. Большую часть неуглеводородных компонентов обычно составляет азот. Поэтому коэффициент сверхсжимаемости газа можно рассчитать по правилу аддитивности из формулы

,                        (2.32)

где – мольная доля азота;  — коэффициент сверхсжимаемости азота (рис. 2.11); — коэффициент сжимаемости углеводородной части газа.

Рис. 2.11. Зависимости коэффициентов сверхсжимаемости азота от давления и температуры

С помощью коэффициента сверхсжимаемости z легко определить объемы газа V в различных условиях. В соответствии с уравнением (2.30) объем газа в любых условиях (температура Т и давление р) будет равен

.                           (2.33)    

Объёмный коэффициент газа используется при пересчете объема, занимаемого газом при нормальных условиях на пластовые условия, и наоборот, например, при подсчёте запасов.

Плотность газов

За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса данного газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при нормальных условиях:

,                                (2.34)

где ρ_r и ρ_в — плотности газа и воздуха в кг/м3. Чем жирнее газ, т. е. чем больше он содержит тяжелых компонентов, тем больше его плотность.

Плотность газа может быть также найдена по его относительной молекулярной массе. Для смеси газов их средняя (кажущаяся) молекулярная масса рассчитывается по известному Мольному компонентному составу газа по формуле

,                  (2.35)

где М — средняя относительная молекулярная масса газа; M₁, М₂ , ..., М_п — относительные молекулярные массы соответствую­щих компонентов; y₁, y₂, ..., у_п — мольные доли компонентов. Один киломоль (кмолъ) любого газа при нормальных условиях занимает объем, равный 22,4 м³. Следовательно, относительная плотность газов (по воздуху) может быть определена по их средним молеку­лярным массам из соотношения

,                                     (2.36)

Кроме того, по известной плотности газа при нормальных условиях средняя молекулярная масса газа может быть найдена по формуле

М = 22,4ρ₀ .                        (2.37)

В табл. 2.5 приведены величины относительной плотности (относительно воздуха) некоторых газов.

Таблица 2.5. Относительная плотность некоторых газов (относительно воздуха)

Плотности многих углеводородных газов и сероводорода больше плотности воздуха (табл. 2.5). Поэтому они могут накапливаться в помещениях насосных, в колодцах и т. д., где возможны пропуски газа в арматуре оборудования. Это необходимо учитывать при проектировании промыслового хозяйства, при проведении работ на промысле и принимать меры к устранению вредного влияния газов на здоровье персонала.

Вязкость газов

Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью р_г, средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул ν соотношением

.                                               (2.38)

Формула (2.38) определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы (2. 38) также следует, что с увеличением температуры вязкость газа должна возрастать, так как скорость молекул ν увеличивается, если даже ρ и λ остаются постоянными. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Поэтому вязкость газов почти не зависит от давлений, если они близки к атмосферному, и увеличивается с ростом температуры. В пределах одного гомологического ряда вязкость газов уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев.

При содержании в углеводородном газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и оценивать средневзвешенную вязкость смеси по правилу аддитивности

,                          (2.39)

где μ — динамическая вязкость смесей углеводородных газов и азота; μ_а и μ_у — динамические вязкости азота и углеводородной части смеси газов; у_а — мольная доля азота в составе газа.

Растворимость газов в нефти

Распределение компонентов нефтяного газа в жидкой и газовой фазах определяется закономерностями растворения газа в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:

,                                  (2.40)

где   V_r — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, в м³; V_ж — объем жидкости, в которой растворяется газ, в м³; а — коэффициент растворимости в 1/Па; р — абсолютное давление газа в Па.

Из (2.40) следует, что коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу:

.                            (2.41)

Коэффициент растворимости измеряется в Па^-1 = 1/Па. Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот (рис. 2.12. Из рис. 2.12 следует, что растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Установлено, что разница в абсолютных величинах растворимости газов в исследованных нефтях и характер изотерм растворимости связаны с различным фракционным и углеводородным составом нефтей. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов (туймазинская и ромашкинская нефти содержат во фракциях, выкипающих до 300 °С, около 52% парафиновых углеводородов; в сураханской и небитдагской нефтях

Рис. 2.12. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 оС:

1 – ромашкинская (Р); 2 – сураханская (С); 3 – небитдагская (Н);

4 – туймазинская (Т), по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе

их содержится 42—43%). Установлено также, что при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, почти равномерным во всем интервале давления (т. е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые). Изотермы хорошо растворимых газов (С0₂, С₂Н₆, С₃Н₈) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а при растворении метана в нефти обратное испарение наблюдается лишь при очень высоких давлениях.

Из рис. 2.12 следует также, что на растворимость газов в нефти природа их влияет больше, чем состав нефти.

Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигая 4-5*10^-5 Па^-1 /4-5 м³/( м³ × am).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти при повышении температуры. Так, например, в нефти месторождения Ромашкино при 15 МПа (150 ат) и t = 40° в 1 м³ нефти растворяется 59 м³ газа, а при t = 60° растворяется 53 м³.

Установлено, что количество растворяющегося или выделяющегося из нефти газа при одних и тех же условиях зависит еще от характера процесса — идет ли он контактно или дифференциально. Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. При дифференциальном дегазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно меняется. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, и обычно оно заменяется ступенчатым (или многократным) разгазированием. При этом количество выделяющегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.

При дифференциальном дегазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях больше, чем при контактном. Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов. Вследствие этого повышается растворимость их в нефти. В промысловых условиях протекают и контактные и дифференциальные процессы дегазирования. Например, в начальные периоды снижения давления ниже точки насыщения, когда газ в пласте еще неподвижен относительно нефти, процесс более походит на контактное дегазирование. В последующие периоды, когда насыщенность пор газом увеличивается, он по мере выделения из нефти быстрее движется к забоям скважин и процесс дегазирования напоминает дифференциальный.

Представление о количестве газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, дают кривые разгазирования (рис. 2.13). Большая часть кривых разгазирования нефтей обычно похожа на кривую 1

Рис.2.13 Кривые разгазирования новодмитриевской нефти

(по данным ВНИИ)

1 – плотность 809 кг/м³ при t=20˚C; 2 – плотность 809 кг/м³ при t=104˚C;  

3 – плотность 824 кг/м³ при t=105˚C;  

 Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения (об этом см. ниже).

Упругость насыщенных паров

Упругость (давление насыщенного пара) углеводородов характеризует то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние. У индивидуальных углеводородов в чистом виде упругость паров (Qi) есть функция только температуры: Qi =ƒ(Т).

Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры. Это повышение тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Аналогично с ростом молекулярной массы углеводорода величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах (рис. 2.14).

Анализ зависимостей, представленных ниже (рис. 2.14) свидетельствует, что давление паров метана наибольшее. При нормальных условиях метан нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия), так как его критическая температура (Ткр) = –82,4 ^оС (190,75 К).

Зависимости изменения объёма жидкого и парообразного пропана от давления при конкретной температуре (рис. 2.15 а) имеют гиперболическую форму. При сжатии

Рис. 2.14. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:

1 – метан; 2 – этан; 3 – пропан; 4 – изобутан; 5 – бутан;

6 – изопентан; 7 – пентан; 8 – изогексан; 9 – гексан;

           10 – изогептан; 11 – гептан; 12 – октан; 13 – нонан; 14 – декан

пропана от точки М до точки А он находится в состоянии перегретого (ненасыщенного) пара. Ненасыщенными (перегретыми) парами называются пары, которые при данной температуре и давлении образуют только однофазную паровую систему.

Рис. 2.15. Зависимости объёма жидкости от давления и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) при температурах К:

            1 – 283; 2 – 293; 3 – 303; 4 – 313; 5 – 323

Ненасыщенные пары могут существовать при данном давлении, если их температура выше температуры насыщенных паров, или при данной температуре, если их давление меньше давления насыщенных паров.

В точке А пар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объёма (участок АВ) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость. При дальнейшем сжатии пара будет резко повышаться давление при почти неизменном объёме. Горизонтальный участок АВ соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую фазу. Величина этого давления называется упругостью насыщенных паров природного газа при температуре опыта и обозначается Q. Чем ближе значение температуры, при которой измеряется упругость насыщенного пара газового компонента к значению критической температуры, тем короче горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривые упругости насыщенных паров, представляющие зависимости давления от температуры испарения данной жидкости (рис. 2. 15 б).

Насыщенным называется пар (газ), находящийся в равновесии с жидкостью. Для однокомпонентной системы условия равновесного сосуществования фаз определяются температурой и давлением. Между этими параметрами при равновесии существует взаимно однозначное соответствие: чем выше температура системы, тем выше давление, при котором находится данная равновесная система (рис. 2.16).

Рис. 2.16. Общий вид зависимости давления насыщенных паров от температуры:

АК – кривая давления насыщенных паров; I – область жидкой фазы; II – область перегретых (ненасыщенных) паров

Каждая точка кривой АК (рис. 2.16), например точка С, связывает давление насыщенных паров с температурой кипения жидкости.

Состояние вещества, при котором исчезает различие между его жидкой и газообразной фазами, называется критическим.

Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии.

Выше температуры, равной критической, газ ни каким повышением давления нельзя перевести в жидкость.