5. Условия залегания углеводородов в газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежах
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 +).