Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и тем­пературы могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое коли­чество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление до­статочно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.

Поэтому в зависимости от условий залегания и количествен­ного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

1) чисто газовые;

2) газоконденсатные;

3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);

4) нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа).

В связи с широким разнообразием сочетания давления, тем­пературы и состава углеводородов природных залежей нефти и газа резко очерченных границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует.

В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводо­родов по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых жидких углеводородов иногда условно раз­деляют на газовые, газоконденсатные или газонефтяные. Газоконденсатный фактор — это количество газа в кубических мет­рах, приходящееся на 1 м³ получаемой жидкой продукции — конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740—780 кг/м³ с газоконденсатным фак­тором от 900 до 1100 м³/м³.

Следует отметить, что в 1 м³ нефти содержание растворен­ного газа может достигать более 1000 м³. С этой точки зрения между нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью при­нято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.

Упомянутые цвет и плотность конденсата, как определяю­щие характеристики, необходимо считать условными. По дан­ным А. Г. Дурмишьяна, в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений Советского Союза содер­жится наряду с остаточной водой также и остаточная нефть. По залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного ме­сторождения, например, количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12 % от объема пор, дости­гая местами 27 %. Поэтому из некоторых скважин, расположен­ных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с тем­ной окраской, который содержит смолы.

Для более обоснованного подразделения залежей углеводо­родов на газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользу­ются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи (об этом см. в последующих разделах).

Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь в свободном, жидком или газообразном состояниях. Из скоплений углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.

В последние годы советскими учеными доказано существова­ние газогидратных залежей, содержащих газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обуслов­лено свойством его при определенных давлениях и температу­рах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии, поэтому подсчет запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений при­родного газа.

Расположение газогидратных залежей в земной коре опреде­ляется термодинамической характеристикой разреза, составом газа и минерализацией пластовых вод.

Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетней мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2— 2,5 тыс. м.

В процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления тех­нологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и тем­ператур.

Дата добавления: 2014-11-07