Условия залегания углеводородов в газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежах

Если различие критических температур и плотностей смешиваемых компонентов превысит определённую величину, линия критических точек разрывается и в результате возникает система или типа.

	190.55	305.5	370.0	425.17	469.78	507.86	540.17	569.36	595.16
	46.41	49.13	42.64	37.96	33.74	30.31	27.36	24.96	22.88

Смеси, линия критических точек которых соответствует линии , чрезвычайно редки. Это обусловлено тем, что линия критических точек первоначально направляется в сторону более высоких температур и, лишь потом, изгибаясь, направляется к критической точке более летучего компонента. Здесь имеет место максимум в плоскостях и . Это означает, что имеет место расслоение в определённом диапазоне концентраций. Подобное расслоение имеет место при температурах выше критических температур обоих чистых компонентов. Согласно классическому определению вещества находятся в газообразном состоянии. Подобное фазовое поведение есть пример расслоения газ-газ. Это явление более обычно для смесей -го типа.

Примеры: хлористый водород + диэтилэфир, циклогептан + тетраэтилсилан.

Смеси, линия критических точек которых соответствует линии , вогнутой вниз и имеющей минимум, имеют большое положительное отклонение от закона Рауля. Такое поведение найдено в бинарных смесях полярное вещество – неполярное вещество, а также для некоторых смесей ароматических углеводородов с алифатическими или алициклическими углеводородами.

Типичные примеры: этан + хлористый водород, пропан + хлористая сера, метанол + бензол и т.д.

Последний тип линии критических точек, показанной на рис., - кривая , проекция которой проходит через минимум температуры, обычно связан с наличием положительной азеотропы, распространяющейся вверх до критической линии.

Примеры: ацетон + пентан, + гексан и + гептан, вода + 1 – пропанол и двуокись углерода + этан. Проекция последней смеси представлена на рис. хх. Линия азеотропы касательная к проекции к линии критических точек, однако не пересекает их в минимуме температуры.

Примером смеси, образующей отрицательную критическую азеотропу показана на рис. хх. Такой характер поведения, установленный экспериментально, обусловлен сильным взаимодействием между разнородными компонентами в растворе и имеет отрицательное отклонение от закона Рауля. Необходимая степень взаимодействия редко имеет место вплоть до критических температур.

Непрерывная линия критических точек, представленная на рис. х, не ограничена пятью представленными примерами. Например, смесь аммония + 2,2,4-триметилпентан обладает очень изогнутой линией критических точек. Проекция , начинающаяся в критической точке чистого аммония, сначала достигает минимума температуры, затем минимума давления и, наконец, максимума давления.

В принципе, нет ограничений даже на более сложный характер поведения. Например, система метан + пентан.

Тип 2. Особенностью смесей второго типа является неполная смешиваемость компонентов при относительно низких температурах. Локус не совпадает с линией критических точек. Тип 2, также как и 6 характеризуется расслоением жижкость – жидкость при температуре ниже критической температры газ-жидкость более летучего компонента. Появляется дополнительная линия критических точек.

Типы 3.4 и 5. Смеси, образующие фазовые диаграммы этих типов, характеризуются отсутствием непрерывной линии критических точек. Смеси, образующие фазовые диаграммы четвёртого типа обладают и , пятого типа – только .

Тип 6. Смеси, формирующие фазовые диаграммы шестого типа, включают в качестве компонентов сложные молекулы, образующие водородные связи или другие связи, возникающие благодаря другим сильным межмолекулярным силам и, обладают, как , так и , при температурах достаточно удалённых от критической температуры более летучего компонента.

Как мы видели, система находится в пласте в условиях конденсатного газа, если фазовая диаграмма для смеси углеводородов подобна диаграмме на рис. 6, в (или рис. 7), пластовая температура находится в области между критической температурой и крикондентермой, а начальное пластовое давление выше давления точки росы (или равно ему). При этом, с повышением количества тяжелых компонентов в системе фазовая диаграмма расширяется, а критическая точка смещается в сторону более высоких температур. При эксплуатации таких залежей углеводородная смесь в пласте может переходить в двухфазное состояние в связи со снижением пластового давления ниже давления точки росы. Газоконденсатная смесь и в свежих залежах может находиться в двухфазном состоянии, если начальное пластовое давление оказалось ниже точки росы.

Рис. 8. Фазовые диаграммы газовой шапки и контактирующей с ней нефти

а — газовая шапка находится в условиях конденсатного газа;

б— газовая шапка, в которой при эксплуатации залежи, ретроградные явления не наблюдаются.

1 - кривые точек начала кипения; 2 - кривые точек росы; 3 - критические точки;

р и Т —пластовое давление и температура.

Фазовые диаграммы углеводородов газовых залежей бедных тяжелыми фракциями (сухой газ) и обогащенных ими (жирный газ) более узкие, чем диаграммы газоконденсатных смесей, а критические их точки смещены в сторону более низких температур. Так как пластовая температура превышает крикондентерму, в пластовых условиях такие газы находятся в однофазном состоянии. Эксплуатация этих залежей происходит в условиях однофазного залегания углеводородов до полного их истощения, если температура пласта не снижается значительно, что в большинстве случаев и наблюдается на практике. Из «жирного» газа жидкие углеводороды выпадают в сепараторах или они начинают конденсироваться в стволе скважины.

Сухой газ состоит в основном из метана и содержит незначительное количество более тяжелых углеводородов. Выделение их не происходит также и в сепараторах.

При наличии газовой шапки в нефтяной залежи газовая часть месторождения может быть представлена сухим, жирным или конденсатным газом - все зависит от степени обогащения газа тяжелыми углеводородами, перешедшими из нефти в газовую часть, и от пластовых условий. На рис. 8 приведены схематические фазовые диаграммы газовой шапки и прилегающей к ней нефти, когда углеводороды газовой части залежи находятся в состоянии конденсатного или сухого газа. Газовая шапка а расположена в точке росы и поэтому кривые точек начала конденсации газа и начала кипения нефти пересекаются при пластовых значениях давления р и температуры Т.

Из сказанного следует, что в реальных условиях при эксплуатации месторождений нефти и газа мы встречаемся с очень большим разнообразием закономерностей фазовых превращений. Во избежание значительных потерь углеводородов эти закономерности необходимо учитывать в процессе разработки залежей.

Особенно следует учитывать закономерности фазовых превращений газоконденсатных залежей, так как могут быть потери больших масс тяжелых фракций в связи с выпадением их в пласте (в газовой фазе газоконденсатных месторождений могут присутствовать и очень тяжелые углеводороды — вплоть до С₂₅ +).

Дата добавления: 2014-12-23