4. Фазовые состояния системы нефть—газ

Фазовые превращения нефтегазовых систем в значительной степени зависят от состава нефти, в особенности, от содержания в ней тяжелых компонентов. В зависимости от состава фаз, температуры и давления фазовое состояния нефтегазовых систем может изменяться в широких пределах. Несмотря на это, существуют некоторые общие закономерности, которые справедливы для достаточно широкого диапазона условий. Так, например. с ростом давления при постоянной температуре газовая фаза обогащается компонентами нефти. При этом плотность, молекулярная масса конденсата и температура кипения увеличиваются. С увеличением температуры при постоянном давлении увеличивается содержание конденсата в газе, однако это влияние слабее, чем влияние давления. С увеличением давления и температуры составы конденсата и нефти сближаются за исключением содержания тяжелых компонентов — смол и асфальтов. Растворимость конденсата в газе снижается при содержании в нем азота. Чем больше в нефти содержится тяжелых компонентов, тем хуже ее растворимость в газовой фазе.

Растворимость нефти в газе зависит от их составов. В частности, с увеличением содержания метана в газе нефть растворяется лучше. Коэффициент растворимости нефти в газе составляет 10^-3— 10^-2г/(м³∙МПа).

Отметим также, что критические параметры нефтегазовых смесей существенно ниже, чем газоконденсатных, что обусловливается различием в составе. Критическое давление принимает наибольшее значение при близких значениях массового содержания нефти и газа в смеси (рис. 4.1).

Н

Рис. 4.1. Зависимость критических температуры (а) и давления (б) в системе нефть — газ от ее состава

а фазовое состояние и критические параметры нефтегазовой системы влияют несколько факторов (наличие воды, пористость среды и др.). Так, например, критическое давление смеси в пористой среде несколько ниже, чем в свободном объеме. Это объясняется тем, что на поверхности пористой среды адсорбируются в первую очередь тяжелые компоненты нефти, в результате чего их содержание в нефти снижается. По этой же причине происходит и снижение критической температуры. Влияние воды на фазовое состояние нефтегазовой системы осуществляется двояким способом. Известно, что нефть приконтурной части залежи имеет большую плотность, чем в купольной части. Это объясняется растворением в приконтурной пластовой воде наиболее легких и труднорастворимых в нефти газов (азот). Кроме того, нефть, находясь в контакте с водой, окисляется, в связи с чем содержание тяжелых компонентов в ней возрастает. Так как часть газовой фазы растворяется в воде, ее количество, растворенное в нефти, уменьшается. Соответственно снижается и давление насыщения нефти газом. Результаты исследований показали, что в пористой среде переход труднорастворимых газов из нефти в воду уменьшается.

5. Газоконденсатная характеристика залежи

Газоконденсатная характеристика залежи включает комплекс лабораторных и промысловых исследований по определению содер­жания конденсата, его товарных свойств, условий фазовых пре­вращений в пласте, скважине и наземных коммуникациях, пласто­вые потери конденсата. Эти данные используются при составле­нии проекта разработки и эксплуатации газоконденсатного месторож­дения.

Исследования газоконденсатной характеристики включают опре­деление следующих показателей и параметров.

1. Содержание сырого и стабильного конденсата (в см³) на единицу объема газа при различных давлениях и температурах, а также состав конденсата.

2. Изотермы конденсации для пластового газа.

3. Давления максимальной конденсации при пластовых условиях в пласте.

4. Фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте.

5. Состав пластового газа по содержанию различных фракций.

6. Потери конденсата в пласте за период эксплуатации месторож­дения в зависимости от падения пластового давления при разработке на режиме истощения без поддержания пластового давления.

7. Количество и состав конденсата, извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи.

8. Количество конденсата, выделяющегося в стволе скважины.

9. Количество конденсата, остающегося в растворенном состоянии в газе после выхода его из сепараторов разных ступеней.

10. Количество конденсата, который будет выделяться в газо­проводе при давлениях и температурах транспорта газа.

В совокупности результаты исследований на газоконденсатную характеристику позволяют оценить пластовые потери конденсата и его добычу за весь период разработки месторождения по всей технологической цепочке «пласт—газопровод».