Відхилення вуглеводневих газів від законів ідеальних газів

Вуглеводневі та інші неідеальні гази в тій чи іншій мірі відхиляються від законів газового стану для ідеальних газів.

Стисливість вуглеводневих газів. Рівняння Клапейрона буде дійсне для вуглеводневих газів при умові введення поправки за стисливість газу. Під коефіцієнтом стисливості газу розуміють відношення об’ємів реального та ідеального газу при одних і тих же тисках і температурах.

При введенні цього коефіцієнта рівняння Клапейрона в молярній формі прийме вигляд:

,

де Z – коефіцієнт стисливості газу.

Для одного кілограм – моля газу:

,

Об’єм реального газу V_p (об’ємний коефіцієнт пластового газу) при тиску Р і температурі t буде рівний:

,

де – об’єм газу в стандартних умовах;

t_ст – стандартна температура.

Величину коефіцієнта стисливості для різних умов визначають лабораторним шляхом. Наближене значення цього коефіцієнта може бути отримано і за експериментальними кривими (рис.6.1) в залежності від фракційного складу газу.

Для цього попередньо повинні бути знайдені значення приведеного псевдокритичного тиску Р_R і приведеної псевдокритичної температури T_R даної суміші вуглеводневих газів.

Середньокритичний (псевдокритичний) тиск (Р_r) і середньокритичну (псевдокритичну) температуру (T_r) суміші газів знаходять із співвідношень:

де Р_r і T_r – суми середньозважених величин критичних тисків і температури окремих вуглеводнів, які відповідно називаються псевдокритичним тиском і температурою;

– мольний або об’ємний вміст коефіцієнту в суміші, %;

Р_с і Т_с - критичні тиски і температури окремих компонентів газу.

Приведеним псевдокритичним тиском (Р_R) називають відношення абсолютного тиску під, яким знаходиться суміш газів, до псевдокритичного тиску, а приведеною

псевдокритичною температурою (T_R) – відношення абсолютної температури суміші до псевдокритичної температури:

При відсутності даних про фракційний склад вуглеводневого газу наближені значення псевдокритичного тиску і псевдокритичної температури можна визначити по емпіричних графіках, зображених на рис 6.2 і 6.3, маючи дані про густину газу.

У більшості випадків, в тому числі при підрахунку запасів нафти методом матеріального балансу, користуються об’ємним коефіцієнтом пластового газу, який показує зміну об’єму 1 м³ газу, що відібраний при стандартних умовах при перенесенні його в пластові умови.

При t_cт =0°С об’ємний коефіцієнт пластового газу рівний:

а при t_cт =20°С

Значення цього коефіцієнту для нафтових газів, звичайно, коливаються від 0,0075 до 0,01.

Розчинність вуглеводневих газів значно відхиляється від закону Генрі і тим більше, чим краще вони розчиняються в рідині. Чим жирніше вуглеводневий газ, тим краще він розчиняється в нафті. Розчинність сухих нафтових газів у нафті, по мірі збільшення тиску (в межах тиску, що зустрічається на практиці), змінюється по закону прямої лінії, тобто коефіцієнт розчинності для них єпостійним. Для жирних газів ця залежність буде криволінійною згідно з рівнянням:

де – показник, що характеризує ступень відхилення розчинності газів від закону Генрі.

В легких нафтах вуглеводневі гази розчиняються краще, ніж у важких. З підвищенням температури розчинність газів в рідині зменшується. Криві розчинності вуглеводневих газів в залежності від тиску для нафти різної густини приведені на рисунку 6.4.

Дегазація нафти по мірі зниження тиску проходить в зворотньому напрямку. Спочатку з неї виділяються сухі, важкорозчинні гази, переважно метан, а потім більш жирні гази.

Найбільш точним є визначення кількості розчиненого в нафті газу по глибинних пробах. При дослідженні цих проб, відібраних з збереженням пластових умов, проводять виміри газу, що виділяється з нафти по мірі зниження тиску до атмосферного. Слід мати на увазі, що процес дегазації нафти може проходити в різних умовах. Якщо весь газ, котрий виділяється з розчину до закінчення дегазації залишається в контакті з нафтою, то цей процес називають контактним дегазуванням. Якщо в процесі дегазування газ, що виділяється по мірі зниження тиску виводиться з системи, такий процес називають диференціальним дегазуванням.

При контактному дегазуванні з розчину виділяється більше газу ніж при диференціальному. Це пояснюється тим, що при контактному дегазуванні в системі зберігаються всі компоненти газу, що виділяються з розчину, в тому числі його найбільш легкі частини, що підсилюють пароутворення більш важких вуглеводнів.

При диференціальному дегазуванні, внаслідок відводу із системи виділених з розчину фракцій, в контакті з рідиною залишаються більш важкі фракції, які мають зростаючий парціальний тиск, завдяки якому інтенсивність виділення газу з розчину зменшується.

Взагалі, процеси розчинення суміші газоподібних і парів більш важких вуглеводнів в нафтах, а також їх дегазація проходить дуже складно. Слід мати на увазі, що вуглеводневі гази при порівняно малих концентраціях у повітрі утворюють з ним надзвичайно вибухонебезпечну гримучу суміш. Для метану вища і нижча межа вибуховості складає 5 і 15% об’єм., для пропану – 2,4 і 9,5% об’єм., для парів більш важких вуглеводнів ці межі ще нижчі.

Вуглеводневі гази є досить цінною сировиною для хімічного виробництва, промислових і побутових потреб.

Нафта

Нафта представляє собою суміш вуглеводнів метанового, нафтенового і ароматичного рядів, при цьому переважають вуглеводні метанового або нафтенового ряду. Крім того, нафти в невеликих кількостях містять кисень, сірку і азот, а також у вигляді мікрокомпонентів – хлор, йод, фосфор, миш’як, калій, натрій, кальцій, магній та іноді еманацію радію.

Вуглеводні метанового ряду, що мають формулу С_nH_2n+n відносяться до насичених. Вони переважають в нафтах Західного Сибіру, Північного Кавказу, Середньої Азії, Румунії, Північної Америки і ін. Нафти, в яких переважають вуглеводні нафтенового ряду, мають формулу С_nH_2n, зустрічаються в Азербайджані, Західній Україні і ін. Ароматичні вуглеводні мають формулу С_nH_2n-6. Нафти, які відносяться до ароматичних, зустрічаються досить рідко. Родовища з подібною нафтою відомі в районі Верхньочусовськіх Городків і в деяких інших.

Вуглеводні СН₄ до С₄Н₁₀ при нормальних умовах (0,1МПа і 0°С) представляють собою гази; від С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ – рідинні; від С₁₇Н₃₆ до С₃₅Н₇₂ – тверді речовини, які називаються парафінами і церезинами. В пластових умовах нафта є сумішшю всіх трьох складових частин. На поверхні вона втрачає газ і з неї частково виділяється парафін.

Нафти в СНГ по вмісту сірки поділяються накласи: малосірчисті (сірки до 5%) і високосірчисті (більше 5%); по вмісту смол – на підкласи: малосмолисті (смол менше 8%), смолисті (8-28%) і сильносмолисті (більше 28%); по вмісту парафіну – на типи: безпарафінисті (парафіну до 1%), слабопарафінисті (1-2%), парафінисті (більше 2%).

Склад нафти характеризується фракціями, що містяться в ній. Виділяють наступні фракції (в °С): до 100 – бензин першого сорту, до 110 – бензин спеціальний, до 130 – бензин другого сорту, до 265 – гас сорту “метеор”, до 270 – гас звичайний. Залишок відноситься до мазуту з якого при підігріві (під вакуумом) до 400-420°С відбирають масляні фракції.

В залежності від фракційного складу розрізняють легкі (бензинові) і важкі (паливні) нафти. Якщо в нафті міститься більше 20% масел, її називають масляною.

Найбільш повну картину про характер пластової нафти можна отримати шляхом експериментальних її досліджень при пластових температурах і тисках на основі вивчення глибинних проб. По глибинних пробах вивчають тиск насичення, розчинність газу в нафті, об’ємний коефіцієнт; стисливість, густину і в’язкість. Властивості пластових нафт визначаються (наближено) розрахунковим методом за допомогою емпіричних графіків, побудованих на експериментальному матеріалі, які зв’язують характеристики дегазованої і пластової нафт.

Для використання розрахункового методу з метою отримання характеристики пластової нафти необхідно мати дані про густину сепарованої нафти, газовий фактор (розчинність газу в нафті при даному пластовому тиску), пластову температуру і пластовий тиск.

 

Основні властивості нафти

Густина нафти, як і густина будь–якої речовини – це маса одиниці її об’єму. Вона вимірюється в кг/м³ або т/м³ і визначається за формулою:

,

де М – маса тіла, кг (т);

V – об’єм речовини, м³.

Густину нафти визначають при стандартних умовах ( = 0,1 МПа і = +20°С) і коливається вона від 760 до 1060 кг/м³.

Густина нафти може бути виміряна як в стандартних (поверхневих) так і в пластових умовах. Густина дегазованої нафти в стандартних умовах r_н визначається за допомогою ареометра або денсиметра за даними проб нафт, відібраних на гирлі свердловини. Густина нафти в пластових умовах r_н.пл визначається за глибинними пробами пластової нафти (або за рекомбінованими пробами).

Густина нафти в пластових умовах (r_н.пл) і густина нафти в стандартних умовах (r_н) пов’язані між собою відношенням:

 

В США густина нафти прийнята в градусах АРІ (Американський нафтовий інститут) при 60°Ф (близько 15,5°С). Густина води в цій системі рівна 10°АРІ. Для перерахунку значення густини в системі АРІ до системи, яка прийнята в СНГ, використовують формулу:

Густина нафти значно зменшиться при підвищенні, температури і розчиненні в ній газів. В зв’язку з цим густина нафти в пластових умовах буває меншою її значень на поверхні при стандартних умовах.

Питома вага нафти (питома сила тяжіння) – це вага (сила тяжіння) одиниці об’єму речовини, яку можна виразити через густину і прискорення вільного падіння:

де g – прискорення вільного падіння

Питома вага не є постійною величиною, оскільки залежить від величини прискорення вільного падіння в кожній точці виміру.

В’язкість або внутрішнє тертя – це властивість рідини чинити при русі опір переміщенню частинок одної відносно іншої. Кінематична в’язкість (v) визначається в стоксах (Ст); 1 Ст дорівнює 1 cм²/с.

Динамічна в’язкість (m) вимірюється в пуазах (Пз); 1Пз = 0,1Па·с.

Динамічна в’язкість переводиться в кінематичну за формулою:

,

де r – відносна густина.

Величина в’язкості взірця нафти майже не залежить від пластового тиску, зменшується з підвищенням температури і значно зменшується при розчиненні в ній газів.

Поверхневий натяг рідини полягає в протидії нормальним силам, що прикладені до цієї поверхні і прагнуть змінити її форму. Поверхневий натяг виражається в ньютонах на 1м і існує на границі розділу будь – яких двох фаз.

Поверхневий натяг нафти на границі з повітрям в середньому складає 0,25-0,35 Н/м, а з водою 0,72-0,76 Н/м. Поверхневий натяг мінералізованих пластових вод на границі з нафтою досягає 0,79 Н/м.

Чим більша густина нафти, тим більший її поверхневий натяг. З збільшенням тиску поверхневий натяг дещо зростає, а при збільшенні температури і розчинності в нафті газу він зменшується.