Файл: Физика нефтяного и газового пласта санктпетербург.doc

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 11). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

И


Рис. 11. Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов
з рисунка 11 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 11), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.
4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.

Изотермическое сжатие системы будет приводить к конденсации сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют наклон (рис. 12, а). С появлением в системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление – температура" (рис. 12, б).

---

Рис. 12. Диаграммы фазового состояния бинарных систем:

а. - зависимость "давление – удельный объём" для смеси н-С₅Н₁₂ н-С₇Н₁₆; б. – диаграмма "давление-температура" для смеси C₂Н₆ – н-С₇Н₁₆
Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.

Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин.

Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации. Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.



Рис.13. Различные виды фазовых диаграмм.

1 — кривая точек парообразования; 2 —.кривая точек конденсации.
На рис. 13 показаны фазовые диаграммы в координатах Р - Т (давление — температура) с другими условиями возникновения ретроградных явлений, где нанесены лишь кривые точек конден­сации 2 и кривые точек парообразования 1, ограничивающие двух­фазную область.

Здесь в области BCN возникают процессы обратной изотермической конденсации, а в области ACD — процессы обратного изобарического испарения.

Если критическая область характеризуется диаграммой (рис. 13,б), где критическая точка С существует при давлении и температуре ниже максимальных Р' и Т', лежащих на кривой паро­образования, то изотермическое обратное испарение происходит в области CBN, а изобарическое ретроградное испарение - в области ACND.

Обычно критическая точка находится справа от максимального давления, при котором могут одновременно сосуществовать жидкая и газовая фазы, когда в углеводородной смеси массовая концентрация гептана и более тяжелых фракций высокая

---

, а метана низкая.

Ретроградные явления характеризуются диаграммой вида (рис. 13, в), когда максимальное давление Р' находится на кривой точек конденсации, а критическое давление — между Р' и Т'. Изотермическая ретроградная конденсация возникает тогда по любой вертикальной линии в области BCDN. В области СBN могут проис­ходить явления обратной изобарической конденсации. Такие диа­граммы характерны для жирных и конденсатных газов.

Изотермические ретроградные явле­ния происходят только при температурах выше критических и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и макси­мальным двухфазным давлением.

Ретроградные процессы испарения и конденсации сопровождаются непрерывным изменением состава и объемного соотношения жидкой и паровой фаз. Например, по рис. 14 соответствующему фазовой диаграмме, приведенной на рис. 13 б можно проследить течений процессов обратного испарения и конденсации. На рис. 14 нанесены дополнительные кривые, характеризующие количество жидкой фазы в системе при различных давлениях и температурах. При прохожде­нии по изотерме (допустим, AM) от точки конденсации до точки паро­образования можно проследить ретроградный процесс. При давлении, соответствующем точке О. молекулы приблизятся друг к другу доста­точно, чтобы силы притяжения начали действовать между тяжелыми молекулами; образуется жидкая фаза, состоя­щая в основном из тяжелых углеводородов. Этот процесс будет происходить до давления р_к, при котором притяжение между легкими молекулами, остав­шимися в газе, до этого слабое станет более эффективным из-за большой бли­зости молекул. С этого момента моле­кулы тяжелых углеводородов начинают вновь втягиваться в паровую фазу. При давлении p_к ,выделяется максимальное количество жидкой фазы и называется давлением максимальной конденсации.



Рис. 14. фазовая диаграмма вблизи критической точки:

1— кривая точек парообразования; 2— кривая точек конденсации.
С дальнейшим ростом давления взаимодействие молекул в жидкости также несколько уменьшается вследствие рас­творения в ней легких углеводородов. Относительная плотность газовой фазы увеличивается, и тяжелые компоненты жидкой фазы начинают все. более и более растворяться в плотной газовой фазе До тех пор, пока не закончится процесс ретроградного испарения. Из сказанного следует, что процесс ретроградного испарения можно упрощенно рассматривать как растворение тяжелых компонентов в плотной паровой фазе подобно тому, как тяжелые фракции нефти растворяются и легком бензине.

---

Описанные явления обратной конденсации известны в природ­ных условиях — в газовых и газонефтяных месторождениях с высокими пластовыми давлением и температурой. Такие месторождения называются г а з о к о н д е н с а т н ы м и. В состав газов газоконденсатных месторождении в основном входит метан (80—94% по объему). Этан, пропан и бутан содержатся от долей % процента до 4%. На долю пентана и более высококипящих углеводородов в газоконденсатных месторождениях, залегающих на глубине более 1500 м, приходится 1,5—5% (массовая концентрация). Например, на месторождении Зыря (Азербайджан) начальное содержание жидких угле­водородов — конденсата, представляющего собой смесь бензиновых и более тяжелых фракции плотностью 785 кг;м³ и ниже, — соста­вляло 0,28 кг!м³ . В составе газов газоконденсатных залежей присутствуют иногда и неуглеводородные газы (N₂, С0₂ и др.).

В газовой шапке газонефтяных месторождений при глубоком залегании пласта может содержаться значительное количество тяжелых компонентов, так как нефть - богатый источник жидких углеводородов, которые при высоком пластовом давлении и темпе­ратуре растворяются в газовой фазе. Лишь иногда, когда в пласте залегает нефть, бедная бензиновыми фракциями, в газовой шапке содержится мало пентана и более высоких углеводородов.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений следует обязательно и точно учитывать фазовые превращения, сопровождающие изменение давления и темпе­ратуры смеси. Даже небольшие снижения пластового давления в та­ких месторождениях могут привести к выпадению конденсата из паровой фазы в пласт. Конденсат при этом смочит огромную поверх­ность пористой среды и будет в значительной мере потерян.

Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Г^о) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (К^о) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор - представляет собой отношение количества (дебита) газа в м³ к количеству стабильного конденсата в м³. Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.

Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле при данных температурах и давлениях, называются

---

сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.

4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе

Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (у_i или N_yi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (х_i или N_xi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

. (4.1)

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление P_i, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

. (4.2)

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Р_{нас. пара}) или упругости пара (Q_i) этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:
или , (4.3)
где Q_i – упругость паров компонента;

N_xi – мольная доля компонента;

p_{i нас. пара} – давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. И это равновесное состояние двухфазной системы (газовой и нефтяной фаз) описывается законом Дальтона-Рауля:

; (4.4)

Уравнения (4.4), описывающее равновесное состояние двухфазной системы позволяет рассчитать состав равновесной газовой фазы для известного состава жидкой фазы и наоборот – найти равновесный состав жидкой фазы для известного состава газовой фазы и находящейся с ней в контакте.

Воспользуемся соотношением (4.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:
Уравнение:

---