Нефтегазовые смеси

НЕФТЕГАЗОВЫЕ СМЕСИ (а. oil-gas mixtures; н. Ol-Gas-Gemische; ф. melanges huile-gaz, melanges gaz-petrole; и. mezclas petrolero-gaseosos, mezclas de gas у petroleo, mezclas gas-oil) — углеводородные многокомпонентные системы; состоят в основном из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, а также могут содержать азот, двуокись углерода, сероводород, меркаптаны, гелий, серу, кислород, ртуть, пары воды. Информацию о фазовом состоянии нефтегазовой смеси дают фазовые диаграммы, имеющие петлеобразный вид (рис.).

Расположение характерных точек — критической точки К (точка, в которой жидкая и газообразная фазы становятся идентичными по своим свойствам, ей соответствуют критическая температура Тк и критическое давление Рк), крикон-дентермы KT (соответствует максимальной температуре, при которой могут сосуществовать жидкая и газовая фазы) и криконденбары КБ (максимальное давление, при котором могут сосуществовать обе фазы) — на фазовой диаграмме относительно друг друга и ширина петли диаграммы зависят от химического состава смеси и концентрации компонентов в ней (при достижении концентрации какого-либо компонента смеси 100% критическая точка, крикондентерма и криконденбара сливаются в одну точку и диаграмма нефтегазовой смеси превращается в фазовую диаграмму чистого вещества). Соотношение между термобарическими условиями, в которых находится нефтегазовая смесь, и характерными точками фазовой диаграммы определяет фазовое состояние смеси.

Для пластовых смесей газовых месторождений, которые содержат свыше 98% (молярных) газообразных углеводородов (метан, этан), критическая температура смеси близка к критической температуре метана и, как правило, значительно ниже температуры в пласте Тпл1 и в промысловых сооружениях на поверхности Тп1. В этом случае при любых изменениях давления (области 1=Тпл 1, 1=Тп 1) нефтегазовая смесь находится в однофазном газообразном состоянии (переход таких смесей в парожидкостное состояние возможен лишь при криогенных температурах).

У пластовых смесей газоконденсатных месторождений, содержащих свыше 1% (до 20%) жидких углеводородов (С5+), пластовая температура Тпл2, как правило, располагается в интервале между критической температурой и крикондентермой. В зависимости от соотношения между пластовым давлением Рпл и давлением начала конденсации Рнк (давление, при котором нефтегазовая смесь переходит из однофазного состояния в двухфазное) нефтегазовая смесь может находиться в однофазном газообразном (область 2-2⁺) и двухфазном парожидкостном состоянии (область 2⁺-2⁺⁺). Бывают случаи, когда температура пласта Тпл3 превышает крикон-дентерму пластовой нефтегазовой смеси, т.е. в пластовых условиях смесь находится в однофазном газообразном состоянии (условие 3), а в промысловом оборудовании температура Т_пл3 ниже крикон-дентермы и давление Р3 ниже давления начала конденсации Р_нк3; при этом нефтегазовая смесь находится в двухфазном парожидкостном состоянии (условие 3⁺⁺). В большинстве случаев нефтегазовые смеси газоконденсатных месторождений при давлениях, близких к атмосферному, не переходят из двухфазного парожидкостного в однофазное газообразное состояние, что является причиной значительных потерь газового конденсата при разработке месторождений без поддержания пластового давления.

Для нефтегазовой смеси нефтяных месторождений характерны следующие условия: содержание углеводородов С₅+ свыше 20% и пластовая температура Т_пл4 или Т_пл5 ниже критической температуры смеси. Для нефтегазовых смесей, содержащих 40-45% газообразных и легкокипящих углеводородов (т.н. лёгких), температура, соответствующая криконденбаре Ткб, меньше пластовой температуры Т_пл4. Смеси отличаются большим коэффициент усадки (отношение объёмов нефти в пластовых и стандартных условиях на поверхности) и высоким газовым фактором (газонефтяным отношением), плотность их приближается к плотности газового конденсата. При меньших содержаниях в нефтегазовой смеси газообразных и легкокипящих углеводородов температура, соответствующая криконденбаре Ткб, превышает пластовую температуру Т_пл5. Коэффициент усадки и газонефтяное отношение таких смесей значительно меньше, а плотность выше плотности "лёгких" нефтегазовых смесей. Когда пластовое давление Рпл4 или Р_пл5 превышает давление насыщения (давление перехода из однофазного в двухфазное состояние) Р_нс4 или Р_нс5, нефтегазовые смеси нефтяных месторождений находятся в однофазном жидком состоянии (условия 4 и 5). Если пластовое давление ниже давления насыщения Р_нс4 или Р_нс5 соответственно, нефтегазовые смеси находятся в двухфазном парожидкостном состоянии (условия 4⁺⁺ и 5⁺⁺).

Для фазовых диаграмм нефтегазовой смеси характерно наличие одной (двух) областей, в которых наблюдаются ретроградные явления: переход нефтегазовой смеси из однофазного газообразного в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация — область I) и переход из однофазного жидкого в двухфазное парожидкостное состояние при изобарическом снижении температуры (ретроградное испарение — область II). Первое наблюдается у пластовых смесей газоконденсатных месторождений, второе — на месторождениях лёгкой нефти (у нефтегазовых смесей нефтяных месторождений область II отсутствует). Сначала при снижении давления (изотерма 2=2⁺-2⁺⁺, область I) или температуры (изобара 4⁺-Р_нс4, область II) наблюдается увеличение объёма образующейся фазы, затем — снижение. При дальнейшем уменьшении давления или температуры нефтегазовые смеси снова переходят в однофазное состояние.

Фазовая диаграмма нефтегазовой смеси строится по данным, полученным экспериментально при исследовании нефтегазовой смеси на специальных установках высокого давления (УГК=3, УФР=1, УФР=2, PVT=7), а также рассчитывается на основании решения уравнений фазовых концентраций.