Тиск, при якому весь газ розчиняється в рідині (тобто переходить в рідкий стан), називається тиском насичення нафти газом.
Якщо пластовий тиск менше тиску насичення, то частина газу знаходиться у вільному стані, поклад має "газову" шапку. Якщо пластовий тиск більше тиску насичення, то кажуть, що нафта "недонасищена" газом і весь газ розчинений у нафті. Тиск насичення може відповідати пластовому тиску, при цьому нафта буде повністю насичена газом.
Тиском насичення пластової нафти називають максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при ізотермічному її розширенні в умовах термодинамічної рівноваги. Тиск насичення залежить від співвідношення обсягів нафти і розчиненого газу, їх складу і пластової температури. Зі збільшенням молекулярної маси нафти (щільності) цей параметр збільшується, при всіх інших рівних умовах. Зі збільшенням в складі газу кількості компонентів, щодо погано розчинних у нафти, тиск насичення збільшується. Особливо високим тиском насичення характеризуються нафти, в яких розчинена значна кількість азоту.
З підвищенням температури тиск насичення може значно збільшується (рис. 4.7.).
Мал. 4.7. Залежність насичення пластової нафти Новодмитрівського родовища від температури
У пластових умовах тиск насичення може відповідати пластовому тиску (нафта повністю насичена газом) або бути менший за нього (нафта недонасищена газом). Більшість родовищ Томської області і в цілому Західного Сибіру є недонасищеннимі покладами.
Проби нафти, відібрані на одній і тій же поклади, показують часто різний тиск насичення. Це пояснюється зміною властивостей і складу нафти і газу в межах поклади.
Нафта, як і всі рідини, володіє пружністю, тобто здатністю змінювати свій обсяг під дією зовнішнього тиску. Зменшення обсягу характеризується коефіцієнтом стисливості (b) або об'ємної пружності:
Коефіцієнт стисливості залежить від температури (рис. 4.8), тиску (рис. 4.9), складу нафти і газового фактора.
Мал. 4.9. Залежність коефіцієнта стисливості від тиску і температури для нафти щільністю 800 кг / м 3 Новодмитрівського родовища
4.7. Об'ємний коефіцієнт нафти
З кількістю розчиненого газу в нафті також пов'язаний об'ємний коефіцієнт b. характеризує співвідношення обсягів нафти в пластових умовах і після відділення газу на поверхні при дегазації:
де Vпл - обсяг нафти в пластових умовах;
Vдег - обсяг нафти при стандартних умовах після дегазації.
Збільшення пластового тиску до тиску насичення призводить до збільшення кількості розчиненого в нафті газу і як наслідок до збільшення величини об'ємного коефіцієнта (рис. 4.10).
Подальше збільшення пластового тиску, вище тиску насичення буде впливати на зменшення обсягу нафти в пластових умовах за рахунок її стисливості, що призводить до зменшення коефіцієнта стисливості. Точка б (рис. 4.10) відповідає стану, коли весь газ, що знаходиться в поклади Сконденсована і перейшов в рідкий стан і початку виділення газу з нафти і відповідає максимальному значенню об'ємного коефіцієнта нафти.
Об'ємний коефіцієнт визначається по глибинним пробам. Для більшості родовищ величина b змінюється в діапазоні 1,07-1,3. Для родовищ Західного Сибіру величина b коливається від 1,1 до 1,2. Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити усадку нафти (U). тобто зменшення обсягу пластової нафти при добуванні її на поверхню (в%):
Усадка деяких нафт досягає 45-50%.
Розглянемо приклад. Знайти коефіцієнт зміни обсягу насиченою нафти газом в пластових умовах, якщо щільність нафти (# 961; н) при 15 ° С дорівнює 850 кг / м 3. а відносна щільність газу по повітрю (# 961; о г) складає 0,9 кг / л, газовий фактор (Г о) дорівнює 120 м 3 / т, тиск пластовий (Рпл) 150 атм, пластова температура (Тпл) 50 ° С.
Рішення. Користуючись залежностями малюнка 4.11, знаходимо гадану щільність газу (rг.к.) для величин відносної щільності газу (# 961; о г) дорівнює 0,9 і щільності нафти (rн) дорівнює 850 кг / м 3. уявної щільності розчиненого газу (rг .до) = 440 кг / м 3 (0,44 кг / л).
Вага газу (Gг), розчиненого в 1 м 3 нафти оцінюється за рівнянням:
де Г о - газовий фактор, м 3 / т = 120 м 3 / т;
rн - щільність нафти, кг / м 3 = 0,85 т / м 3,
r о г - щільність газу відносна = 0,9,
Gв - вага 1 м 3 повітря при Р = 1 атм і Т = 15 ° С = 1,22 кг.
Вага газу становить: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м 3 / т] • т / м 3] • [кг]).
Мал. 4.11. Зміна уявної щільності газу в рідкій фазі для нафт з різною щільністю
Обсяг газу в рідкій фазі оцінюється:
V = Gг /rг.к = 112 кг / 440 кг / м 3 = 0,254 м 3
Загальний обсяг насиченою нафти газом при атмосферному тиску відповідно дорівнює:
Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3
Вага насиченою нафти газом визначається:
Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг
Щільність насиченою нафти газом розраховується за рівнянням:
Для оцінки величини щільності нафти в пластових умовах необхідно врахувати ще дві поправки: на зміну щільності за рахунок стиснення під тиском (Drр) і на зміну щільності за рахунок розширення під впливом температури (Drt).
Поправку на стисливість нафти (Drр) знаходимо використовуючи залежності малюнка 3.12, для 150 атм Þ Drр становить 22 кг / м 3.
Мал. 4.12. Зміна щільності нафти в залежності від пластового тиску
Поправку на розширення нафти за рахунок збільшення температури (Drt) знаходимо, використовуючи залежності малюнка 4.13 (цифри на залежностях позначають щільність нафти в кг / м 3 при 15,5 о С):
Drt = 860-850 = 10 кг / м 3.
Таким чином, щільність нафти з урахуванням пластових Р і T і насичення її газом складе:
r'нг = Rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 - 22 = 755 (кг / м 3).
Коефіцієнт зміни обсягу нафти, насиченою газом для пластових умов дорівнюватиме:
Мал. 4. 13. Зміна щільності нафт в залежності від температури
Тобто, кожен м 3 нафти (н.у.) займає в пластових умовах обсяг 1,126 м 3. Усадка нафти становить:
U = (1,126 - 1) / 1,126 = 0,11 або 11%.
Теплові властивості нафт
Підвищення температури знижує в'язкість нафти, збільшує її плинність. Кількість енергії, який необхідно витратити для нагрівання аномольновязкіх або високопарафіністих нафт, залежить від їх теплоємності.
Під теплоємністю розуміється кількість теплоти, яку необхідно передати одиниці маси цієї речовини, щоб підвищити його температуру на 1 ° за Цельсієм або Кельвіна. Для більшості нафт величина теплоємності (с) лежить в межах: 1500-2500 Дж / (кг · К) ≈ 350-600 кал / (кг · К). Теплоємність прісної води = 4190 Дж / (кг · К)
Для підвищення температури нафти обсягу (V), c щільність. (# 961;) від температури (Т1) до значення (Т2) необхідно затратити кількість (Q) енергії, рівне:
Однак величина теплоємності залежить від температури, тому кожне її значення необхідно відносить до певної температури або до інтервалу температур.
Теплопровідність нафт визначає перенесення енергії від більш нагрітих ділянок нерухомої нафти до більш холодним. Коефіцієнт теплопровідності (l) описується законом теплопроводностіФурье і характеризує кількість теплоти (dQ), яку переносять в речовині через одиницю площі (S) в одиницю часу (t) при градієнті температури (dT / dx), що дорівнює одиниці:
Коефіцієнт теплопровідності (l) для нафт знаходиться в інтервалі 0,1-0,2 Вт / (м · К).
Теплота згоряння характеризує кількість тепла, що виділився при згорянні 1 кг рідини. Розрізняють вищу (Qв) і нижчу (Qн) теплоту згоряння. Вища теплота згоряння - це кількість тепла, що виділився при згорянні 1 кг рідини при наявності в ній вологи. Нижча теплота згоряння - це кількість тепла, що виділився при згорянні 1 кг рідини за вирахуванням тепла спрямованого на випаровування води і вологи. Зі збільшенням молекулярної маси газоподібного вуглеводню, вологості, молекулярної маси фракцій теплота згоряння зростає.