Растворимость газов в нефти и воде

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

или , (2.35)

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

V_г – объём газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К = f(a)).

Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж) при данном давлении:

. (2.36)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО₂, Н₂S, N₂ растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м³ газа СО и СО₂ на 1 т пластовой воды.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

Рис. 2.5. Изотермы растворимости газов при температуре 50^оС в нефтях:

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

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

Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массы газового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природы.

Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых углеводородов. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Растворимость углеводородов в водене подчиняется закону Генри.

Из эксперимента известно, что при давлении 35 атм и температуре 35°С нефтяной газ растворяется в воде в количестве (V_г/V_ж) = 1 м³/м³. Однако, при повышении давления в 10 раз до 350 атм растворимость газа увеличилась всего в 4 раза и составляет 4 м³/м³. Это объясняется тем, что с повышением давления растворимость газов (a) в воде увеличивается, согласно закону Генри.

Однако с увеличением давления возрастает и растворимость солей в воде, то есть увеличивается минерализация воды. При увеличении минерализации (М), растворимость газов в воде уменьшается (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Изменение растворимости природного газа в воде в зависимости от минерализации

Этим и объясняется отклонение зависимости растворимости углеводородов в воде от линейного вида, и при повышенных давлениях не подчинению закону Генри (рис. 2.7).

Рис. 2.7. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях: 1,2 – дистиллированная вода; 3,4 – 2 М раствор NaCl

Растворимость углеводородного газа в минерализованной воде оценивается по эмпирической формуле:

a_пл = a_пр • (1 – k • М), (2.37)

где a_пл – растворимость нефтяного газа в пластовой воде, м³ м³;

a_пр – растворимость нефтяного газа в пресной воде (рис. 2.8);

k – поправочный коэффициент на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5);

М – содержание солей, %.

Таблица 2.5

Значения поправочных коэффициентов на минерализацию в зависимости от температуры

Рис. 2.8. Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от температуры при различных давлениях

Рассмотримпример. Определить растворимость углеводородных газов в пластовой воде при давлении 105 атм, температуре 35°С и минерализации 30000 мг/л (3 %).

Решение. Для определения растворимости углеводородных газов в пластовой воде пользуемся формулой 2.37. Находим значение коэффициента растворимости газа в пресной воде (a), используя рис. 2.8. При температуре 5^оС и давлении 105 атм величина a = 2,16 м³/м³. Величина поправочного коэффициента оцениваем на основе данных таблицы 2.5, k ≈ 0,07. Растворимость углеводородного газа в пластовой воде рассчитываем по 2.37:

a_рт = 2,16 · (1 – (0,0 7 · 3) = 2,16 · 0,79 = 1,7 (м³/м³).

Растворимость газа зависит от температуры. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум (рис. 2.9). Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления.

Рис. 2.9. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления при 0^oС

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

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому оно заменяется на ступенчатое дегазирование, используется многократное (ступенчатое) разгазирование.

В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазировании

При дифференциальном способе разгазирования нефти количество газа, остающегося в растворенном состоянии (условия по давлению разгазирования одинаковые) будет больше, чем при контактном способе (рис. 2.10). Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением метана из системы при дифференциальном способе разгазирования нефти в паровой фазе увеличивается содержание тяжелых углеводородов, что вызывает повышение растворимости их в нефти.

При движении газа по пласту наблюдается так, называемый, дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля–Томсона:

DТ = a · DР, (2.38)

где DТ – изменение температуры;

a – коэффициент Джоуля–Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);

DР – изменение давления.

Понижение температуры при движении газа в пласте даже при больших перепадах давления сравнительно невелико. В пластовых условиях, как правило, движение газа происходит в изотермических условиях. Ближе к забою, особенно в забойных штуцерах, процесс дросселирования газа может привести к значительному снижению температуры, что имеет большое значение при эксплуатации нефтяных месторождений с высоким содержанием парафина.