§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. спо­собностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения (Ш.93)

где V — изменение объема нефти; V — исходный объем нефти; р — изменение давления.

Для жидкости следует, использовать термин сжимаемость, а для газов — сверхсжимаемость.

Из формулы (III.93) следует, что коэффициент сжимаемо­сти характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

К оэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содер­жащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэф­фициентом сжимаемости, порядка (0,44-0,7) ГПа^-1. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного га­за, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (_н достигает 14,0 ГПа^-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. III.20). Высокие коэффи­циенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пла­сте в условиях, близких к критическим, и, в частности, неф­тям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Рис. 111.20. Зависимость коэффици­ента сжимаемости от температуры для нефти Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Рис. II 1.21. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м³ Новодмитриевского место­рождения (по данным ВНИИ)

Из графика (рис. 111.21) следует, что с уменьшением пла­стового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться. При определении коэффициента для нефтей следует учитывать, что процесс изменения пластового давления во многих залежах происходит очень медленно и близок к квазистатическому (квазистатический процесс — равновесный процесс, при котором си­стема проходит через непрерывный ряд равновесных состояний). При этом нефтям, в области давлений насыщения, свойственны явления вторжения [21], т. е. состояния нефтегазовых растворов могут характери­зоваться по фазовой диаграмме точкой, соответствующей фазо­вому состоянию, в котором вещество в действительности не находится. Например, если взять нефть при температуре Т₁, находящуюся в равновесии с газом при давлении р₁, и отделить затем жидкость от газа, то для начала выделения газа требу­ется некоторое растяжение жидкости (т. е. понижение давле­ния до р₂, меньшей, чем р₁). Или же для этого требуется пере­грев нефтегазового раствора до температуры T₂>T₁. Состоя­ния перегретой, переохлажденной или растянутой жидкости называются метастабильными состояниями.

Нефтегазовые растворы в метастабильном состоянии харак­теризуются относительной устойчивостью. Переход нефти из такого состояния в устойчивую фазу затрудняется на первых порах при понижении давления в связи с развитием процесса в сторону возрастания свободной энергии системы из-за возник­новения новых границ раздела нефть—газ.

Мерой вторжения в данном случае жидкого состояния в об­ласть газожидкостной смеси может служить отношение равно­весного давления р₁ к давлению фактического начала парооб­разования р₂.

Квазиравновесные режимы исследований нефтегазовых ра­створов, используемые при изучении фазовых переходов, позво­лили обнаружить значительные отклонения свойств нефтей при давлении насыщения р_н их газом от их свойств, характеризу­ющихся точкой, отмеченной на значительном расстоянии от давления начала парообразования. Эти отклонения получаются перед выделением макрообъемов газа в связи с изменениями, происходящими в строении и свойствах жидкостей, вызванными образованием новой фазы.

По результатам исследований В. А. Каревского, аномальные состояния нефти наблюдаются при давлениях, не только непо­средственно примыкающих к давлению выделения газа, но и при более высоких его значениях, превышающих величину р_н до 10—15 МПа. В этой области наблюдаются аномальные изме­нения акустических характеристик и сжимаемости газожидкост­ных систем при квазиравновесном режиме изменения давления. Сжимаемость нефтей в этой области может возрастать в 2 раза и более (по сравнению с соседней областью).

С количеством растворенного газа в нефти связан также объемный коэффициент b, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделе­ния газа на поверхности: , (111,94)

где V_пл —объем нефти в пластовых усло­виях; V_дег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре t=20°С после дегазации.

О бъем нефти в пластовых условиях превышает объем сепарированной неф­ти в связи с повышенной пластовой тем­пературой и содержанием большого ко­личества растворенного газа в пластовой нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает уменьшение объемного ко­эффициента, но так как сжимаемость жидкостей весьма мала, это давление мало влияет на значение объемного коэффициента нефти (рис. 111.22). При снижении первоначального пластового давления от р₀ до давления насыщения р_н объемный коэффи­циент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (кривая аб на рис. 111.22). В точке б начала выделения газа значение b достигает максимума, и дальнейшее падение давления приводит к выделению газа из нефти и умень­шению объемного коэффициента.

Рис. II 1.22. Схематиче­ская кривая зависимо­сти объемного коэффици­ента от давления для недонасыщенной газом нефти

На точность определения объемного коэффициента в лабо­ратории при разных условиях дегазации влияет изменение тем­пературы. С падением температуры количество газа, выделяющегося из нефти, уменьшается, вследствие чего искажаются значения объемного коэффициента нефти. Поэтому для полу­чения более точных значений объемного коэффициента нефти условия опыта стараются приблизить к пластовым условиям дегазации.

Объемный коэффициент некоторых пластовых нефтей более трех (например, у нефти месторождения Хаян-Корт).

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т. е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в процентах).

Усадка нефти . (111.95)

Иногда усадку U относят к объему нефти на поверхности. Тогда

U=(b— 1)100 %.

Усадка некоторых нефтей Советского Союза достигает 45—50%.

Объемный коэффициент нефти определяют эксперимен­тально (см. ниже). Если же известны данные о плотности газа, значение U можно приблизительно вычислить.