Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Объёмный коэффициент нефти

    С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента ( b ). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

,                                    (3.17)

где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 3.12).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения, будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счёт её сжимаемости, что приводит к уменьшению объёмного коэффициента. Точка б (рис. 3.12) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи, сконденсировался и перешёл в жидкое состояние. Эта точка (б) соответствует давлению, при котором газ начинает выделяться из нефти – давление насыщения. Эта точка отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина (b) изменяется от 1,07–1,3. 

Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэф­фициента нефти (b) колеблется от 1,1 до 1,2.

 Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти (U) – уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

    U = ((b – 1)/ b) ·100, %.                               (3.18)                                                     

    Иногда усадку нефти относят к объёму нефти на поверхности. Тогда величина усадки нефти оценивается как

U = (b – 1)·100, %.                                         (3.19)

    Усадка некоторых нефтей достигает 45–50 %.

                                                                                        Таблица 3.4

Свойства пластовых нефтей некоторых месторождений России и США

Рассмотрим пример.

Плотность нефти (ρ_н) при 15 °С равна 850 кг/м³, а относительная плотность газа по воздуху (ρ^о_г) составляет 0,9. Удельный газовый фактор (Г′) равен 120 м³/т, давление пластовое (Р_пл) = 15 МПа, пластовая температура (Т_пл) = 50 °С. Найти, как изменится объёмный коэффициент насыщения нефти газом в пластовых условий?

Реш ение. Пользуясь зависимостями на рис. 3.13, находим кажущуюся плотность газа (r_{г каж}) для величин относительной плотности газа (ρ^о_г), равной 0,9, и плотности нефти (r_н) равной 850 кг/м³.

    Кажущая плотность растворенного газа (r_г.каж) = 440 г/м³.

Вес газа (G_г), растворенного в 1 м³ нефти, оценивается по уравнению:

                                 G_г = Г′· r_н · r^о_г · G_в,

    где Г′ – газовый фактор, м³/т = 120 м³/т;

    r_н – плотность нефти, кг/м³ = 0,85 т/м³;

  – плотность газа относительная = 0,9;

    G_в – вес 1 м³ воздуха при Р = атмосферному и Т = 15 °С = 1,22 кг.

Вес газа составляет

    G_г = 120·0,85·0,9·1,22 = 112 кг ([м³/т]·[т/м³]·[кг]).

    Объём газа в жидкой фазе оценивается

    V = G_г/r_г.каж = 112/440 = 0,254 м³.

    Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен

    V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м³.

    Вес насыщенной нефти газом определяется

    G_нг = 850 + 112 = 962 кг.

Рис. 3.13. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей

           с различными плотностями

    Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:   r_нг = G_нг/V_нг = 962/1,254 = 767 кг/м³.

    Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть ещё две поправки:

· на изменение плотности за счёт сжатия под давлением (Drр);

· на изменение плотности за счёт расширения под влиянием температуры (Drt).

    Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим, используя зависимости рис. 3.14, для 15 МПа Þ Drр составляет 22 кг/м³.

    Поправку на расширение нефти за счёт увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рис. 3.15 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/м³ при 15,5 ^оС):

    Drt = 860–850 = 10 кг/м³.

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых давлений, температур и насыщения ее газом составит:      

    r'_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м³).       

                   Рис. 3.14. Изменение плотности нефти в зависимости от

                                пластового давления

Рис. 3.15. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры

    Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий, будет равен:

    b = V_пл/V_дег, b = r_дег/r_п = 850/755 = 1,126.

    То есть, каждый м³ нефти при нормальных условиях занимает в пластовых условиях объём 1,126 м³.

    Усадка нефти составляет U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Тепловые свойства нефтей

Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномально вязких 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 → c = dQ/M·dT.

Величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относить к определенной температуре (с_t) или к интервалу температур. 

Для большинства нефтей величины теплоёмкости (с_t) лежат в пределах: 1500–2500 Дж/(кг·К) ≈ 350–600 кал/(кг·К) при температурах от 0 до 50 ^оС. Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К).

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

Q =ρ·c·(Т₂ – Т₁)·V.                               (3.20)

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным.

Коэффициент теплопроводности (l) описывается законом теплопроводности Фурье и характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

.                                 (3.21)

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

Теплота сгорания (теплотворная способность) характеризует количество тепла, выделившегося при полном сгорании 1 кг топлива до углекислоты и воды. Различают высшую (Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания.

Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива при наличии в нём влаги.

Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива за вычетом тепла, направленного на испарение воды и влаги.

Высшая теплота сгорания отличается от низшей на величину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся при сгорании углеводородов. Теплота испарения воды ≈ 600 ккал/кг, а количество воды в продуктах сгорания слагается из влаги топлива (W) и воды (9Н), образующейся при сгорании водорода (2Н₂ + О₂ = 2Н₂О). При сгорании 1 кг водорода образуется 9 кг воды. Разность между высшей и низшей теплотой сгорания составляет:

Q_в – Q_н= 600·(W + 9Н).                               (3.22)

Теплота сгорания растёт с увеличением молекулярной массы углеводорода и влажности. Наибольшей величиной теплотворной способности обладают бензины (≈11230 ккал/кг). При переходе к тяжёлым фракциям теплотворная способность снижается. Наименьшую величину теплоты сгорания имеют мазуты (≈ 10843 ккал/кг).

Теплоту сгорания определяют экспериментально сжиганием топлив в калориметрах или оценивают по эмпирическим формулам, например по формуле Д.И. Менделеева: Q = 81·С + 300·Н – 26·(O–S), ккал/кг (C, Н, О, S – содержание в топливе углерода, водорода, кислорода и серы в %) или Крэго → Q_в = 12400 – 2100·d² (d –удельный вес), Q_н = Q_в – 50,45·Н.