|
УДК 553.98:541.123 |
Влияние исходных отношений жидких и газовых компонентов в газонефтяных системах на их фазовое равновесие
Т.П. ЖУЗЕ, Г.С. УШАКОВА, Н.А. БОБРОВА (ИГиРГИ)
Выбор рационального метода разработки двухфазных залежей УВ в различных пластовых условиях затруднен из-за отсутствия надежного теоретического метода расчета изменений в массовом соотношении и составе фаз залежи, которые могут произойти в процессе ее разработки. Эти изменения непосредственно влияют на величину отбора УВ из залежи.
Интересны данные, полученные при экспериментальном изучении фазового равновесия в системах, различающихся по исходному массовому соотношению в них газовых и жидких УВ. Исследования проводили при разных температурах и давлениях, на образцах нефти и двух широких нефтяных фракциях (н. к. - 450 °С), характеризующихся различным групповым углеводородным составом (табл. 1). Широкие фракции моделировали конденсаты и легкие нефти. Газовой составляющей во всех опытах служил природный углеводородный газ (табл. 2).
Установка высокого давления, на которой проводили опыты, и методика их проведения описаны ранее (Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С. Изучение фазового равновесия в ширококипящих углеводородных смесях с газовыми компонентами // В кн. Миграция нефти и газа и фазовое равновесие в углеводородных системах при высоких давлениях.- М.: - ВИНИТИ.- 1969.- С. 106-112.).
Суть опыта
заключалась в следующем. В сосуд равновесия высокого давления с плавающим
внутри него поршнем, помещали нефть и газ в выбранном массовом отношении S. Сосуд нагревали до t опыта и перемещением поршня в сосуде в системе создавали
давление. Затем систему длительно перемешивали до достижения равновесия между
фазами. После часового отстоя из сосуда отбирали пробы равновесных газовой и
жидкой фаз на анализ. Давление в сосуде при отборе проб сохраняли постоянным
путем перемещения в нем поршня. Определяли концентрацию жидких УВ в газовой
фазе,
, (г/л газа, приведенного
к нормальным условиям) и концентрации газовых УВ в жидкой фазе, л/г. Опыты
проводили в интервале 50-160 °С, при давлениях 20- 48 МПа и значениях S 2-0,5. УВ-состав газов и жидкостей, отобранных из
равновесных фаз, определяли методом ГЖХ на хроматографах ЛХМ-8 (5 и 3 модели) с
интеграторами.
Хроматограммы
жидких продуктов из обеих фаз разделяли на узкие фракции так, чтобы в каждую из
них входил только один н-парафиновый УВ. Фракции эти обозначали символом
содержащихся в них н-парафиновых УВ и рассматривали в дальнейшем как условные
УВ. Константы фазового равновесия каждого условного УВ, 
, при 
и 
опыта, рассчитывали как отношение его
концентрации в газовой и жидких фазах, выраженных в мольных долях.
Рассчитывали также
массу жидких и газовых УВ в равновесных газовой и жидкой фазах методом подбора
с помощью балансовых уравнений: 
. Здесь А и В - исходные загрузки нефти и газа в
сосуд равновесия, г; x -
общее предполагаемое содержание жидких УВ в равновесной жидкой фазе, г; y - обозначает общее содержание газовых УВ в равновесной
газовой фазе г; 
-
концентрация жидких УВ в газовой фазе, г/л; b - концентрация газа в жидкой фазе, л/г; 
и 
- плотности газов в газовой и жидкой фазах
в условиях опыта.
В табл.
3 представлены данные, характеризующие влияние массового отношения нефти и газа,
S, в исходных системах на величину 
при разных t и p. Там же показано содержание
жидких УВ в равновесных газовых фазах в процентах от массы этих фаз 
и от массы исходных
систем 
. В последней
графе приведено отношение масс равновесных фаз (газовой и жидкой)
при разных t и р.
Анализ данных табл. 3 показывает, что при постоянных t и р уменьшение величины S ведет к существенному понижению концентрации жидких УВ в равновесной
газовой фазе,
г/л.
При этом уменьшается общее содержание жидких УВ в газовой фазе
, г. Общая же масса газовой фазы 
значительно возрастает.
Закономерности, связанные с изменением величины S наблюдались и в системах, состоящих из широких фракций нефти и газа. Однако значения q и q1 для них при одинаковых t и р существенно выше, чем в системах с нефтью.
Отмеченные закономерности в фазовом поведении двухфазных систем с уменьшением величины S будут проявляться и при разработке природных двухфазных залежей УВ при отборе из одной жидкой фазы.
Интерес представляет и зависимость фракционного состава смесей жидких УВ, переходящих в газовую фазу при постоянных t и р, от количественных отношений в исходной системе жидких и газовых УВ. С этой целью по данным хроматографического анализа жидкости, отбираемой из равновесной газовой фазы, рассчитывались содержания в ней отдельных УВ (%).
Для УВ C1-С4 данные относились к индивидуальным УВ, а для УВ С5-С24 - к условным, т. е. к узким фракциям, в каждой из которых находился только один н-алкан. Условные УВ обозначались символами входящих в них н-алканов. Среднюю температуру их кипения определяли введением в параллельные анализируемые пробы индивидуальных н-алканов. Выяснилось, что при постоянных t и р уменьшение величины S в исходной системе приводит к тому, что в газовую фазу переходят УВ с меньшим числом атомов углерода в молекуле. Так, например, при t= 100°С, р=20 МПа и S=2 в газовой фазе содержатся жидкие УВ до С18, при S=1 до С16 и при S=0,5 до 14. Увеличение р ведет к менее выраженному эффекту.
Уменьшение величины S сказывается также и на понижении констант фазового равновесия УВ, ki, которые были рассчитаны на основе данных по УВ-составу равновесных фаз. Так, например, ki условного УВ С10 при 100 °С и 20 МПа при уменьшении величины S (2-0,5) соответственно понижались до 0,046 и 0,02, а для С14 при тех же условиях до 0,012 и 0,003.
Таким образом, данные, полученные при исследовании зависимости влияния количественного соотношения масс жидких и газовых компонентов в двухфазных УВ-системах на их фазовое поведение при высоких температуре и давлении, следует учитывать при выборе метода разработки двухфазных углеводородных залежей.
Таблица 1 Характеристика нефтей и нефтяных фракций
|
Объект исследования |
Плотность, г/см3 |
Молекулярная масса, г |
Групповой углеводородный состав, % |
||
|
Ароматические |
Нафтеновые |
Парафиновые |
|||
|
Нефть |
0,8612 |
267 |
8,2 |
22,9 |
68,9 |
|
Широкая фракция 1 |
0,8211 |
247 |
11,1 |
24,7 |
64,2 |
|
Широкая фракция 2 |
0,8542 |
151 |
35,3 |
47,4 |
17,3 |
Таблица 2 Характеристика состава природных газов, %
|
Объект исследования |
N2 |
C1 |
C2 |
C3 |
C4 |
C5 |
|
Нефть |
5,9 |
63,3 |
14,0 |
8,5 |
5,3 |
3,0 |
|
Широкие фракции 1, 2 |
1,5 |
69,5 |
13,9 |
7,5 |
4,6 |
3,0 |
Таблица 3 Условия опытов и полученные результаты
|
S |
р, МПа |
|
|
|
|
|
Система нефть-газ, t=100 °С |
|||||
|
2 |
20 |
0,075 |
8,2 |
27,0 |
0,370 |
|
1 |
20 |
0,055 |
6,1 |
46,9 |
|
|
0,5 |
20 |
0,026 |
2,7 |
69,5 |
0,738 |
|
2 |
40 |
0,206 |
19,6 |
19,1 |
0,234 |
|
1 |
40 |
0,189 |
18,8 |
45,2 |
0,824 |
|
0,5 |
40 |
0,101 |
10,0 |
68,0 |
2,128 |
|
Система нефть-газ, t= 160 °С |
|||||
|
0,93 |
40 |
0,230 |
20,4 |
51,7 |
1,071 |
|
0,52 |
40 |
0,130 |
12,1 |
66,4 |
1,981 |
|
Система с широкой фракцией 1 и газом, t= 100 °С |
|||||
|
2,2 |
20 |
0,107 |
11,3 |
22,4 |
0,289 |
|
1,0 |
20 |
0,094 |
10,5 |
45,5 |
0,839 |
|
0,5 |
20 |
0,084 |
9,6 |
67,4 |
2,076 |
|
2,2 |
40 |
0,378 |
29,4 |
19,3 |
0,242 |
|
1,0 |
40 |
0,345 |
28,9 |
45,5 |
0,835 |
|
0,5 |
40 |
0,270 |
23,4 |
70,6 |
3,5787 |
|
Система с широкой фракцией 2, t=55 °С |
|||||
|
1,8 |
20 |
0,060 |
6,9 |
27,3 |
0,370 |
|
1,1 |
20 |
0,053 |
6,2 |
42,6 |
0,744 |
|
1,9 |
40 |
0,290 |
26,0 |
20,6 |
0,261 |
|
1,0 |
40 |
0,227 |
22,0 |
53,1 |
1,134 |
|
1,9 |
48 |
0,525 |
38,6 |
11,2 |
0,149 |
|
1,0 |
48 |
0,480 |
37,0 |
58,3 |
1,393 |
, %