8. Фазовое состояние системы нефть – газ при различных давлениях и температурах.

Общий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой усадкой приведен на рис. 17. Эти нефти отличаются содержанием легких фракций — более богата летучими компонентами нефть с большой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе к пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости вблизи критической точки расположены более широко, чем для нефтей с малой усадкой. Критические точки в системах нефть – газ обычно расположены справа от криконденбары.

Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют условиям в точке А'. Когда пластовое давление соответствует давлению в точке L, в пласте углеводороды находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точки росы) с подстилающей нефтью, а жидкость (прилегающая к шапке) — в условиях начала кипения. Как уже отмечалось, в зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также геологических условий залегания газ в шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазоконденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторождений нефти и газа, вовлекаемых в эксплуатацию, число нефтяных месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается. Поэтому для промысловой практики представляет большой интерес исследование влияния всех упомянутых выше факторов на фазовое состояние нефтегазовых систем в условиях глубоко залегающих пластов.

Рис. 17. Фазовые диаграммы.

а — для нефтей с небольшой усадкой; б — для нефтей с большой усадкой.

В этой области проведены значительные работы советскими учеными М. А. Капелюшниковым, С. Л. Заксом, Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич и др. Полученные ими данные широко используются при разработке новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 150⁰ С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти¹. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100⁰ С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния — в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы. (При t = 100⁰ С и р = 70 МПа в опытах с образцами конденсатного газа и нефти Карадага содержание конденсата в газе достигает 647 г на 1 м³ газа в нормальных условиях).

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в исходном газе содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и содержащие ароматические углеводороды.

С ростом температуры до 150⁰ｰС и давления до 70 МПа фракционный состав конденсата приближается к составу нефти (в газовую фазу мало переходит смол и почти не содержится в газовом конденсате асфальтенов).

Исследования также показывают, что различные газы обладают неодинаковыми свойствами, как растворители нефти². Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Характеристика использованных нефтей приведена в табл. 2.

Исследования проводились в интервале давлений от 10 до 80 МПа при температурах, превышающих критические температуры газов. Результаты опытов приведены на рис. 18, где V_r и V_H – объемы газа и нефти. Отношение объемов газа и нефти в различных опытах было не одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти в газе возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объемов газа и нефти V_r/V_H.

_______________

¹Составы образцов нефти и конденсатного газа, использованных в опытах, а также методику их проведения см. в статье Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич «Характеристика газовой и жидкой фаз нефтегазоконденсатных систем на больших глубинах». Нефтяное хозяйство, 1961, № 7.

² Жузе Т. П., Юшлевич Г. Н. Сжатые углеводородные газы как растворители нефти и нефтяных остатков. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11 и 12.

Таблица 2

Характеристика нефтей

Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности — метан — этан — этилен — пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность. Во всех опытах оказалось, что с увеличением отношения объема газа F_r и нефти F_H содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением V_r/X_H конденсат обогащается легкими фракциями и понижается его молекулярная масса.

Исследования показывают, что критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критическое давление и температура для рассмотренных ранее газоконденсатных систем.

На рис. 19 приведены кривые огибающих критических температур (а) и критического давления (б) системы нефть - конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторождение)¹. Наибольшее значение критического давления наблюдается (как и в случае простых бинарных смесей) при близкой массовой концентрации обоих компонентов в системе и достигает для нефтей Степновского месторождения 100 МПа при t = 200⁰ｰС. Однако при добавлении в метан его ближайших гомологов - этана, пропана и бутана - критические давления в системе нефть — газ удавалось снижать до

Рис. 19. Кривые зависимости критических температур и давлений системы нефть - конденсатный газ от ее состава (Степновское месторождение).

15 МПа. Исследования показали также, что на величину критического давления влияет порода пласта. Значительное (до 40%) снижение критического давления под влиянием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверх

ности твердых частиц. Таким образом, порода способствует изменению состава жидкой фазы, как бы обогащая ее легкими фракциями, которые могут переходить в паровую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода, по-видимому, способствует увеличению критического давления на 10 - 15%.

Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (например, путем нагнетания в пласт газов высокого давления, газов обогащенных тяжелыми компонентами и т. д.).

________________

¹Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С, ЕсаковЕ.А. О критических параметрах нефтей и нефтегазовых систем. «Нефтяное хозяйство», 1963. № 6.