Нефтегазовые смеси

(a. Oil-gas mixtures. Н. Ol-Gas-Gemische. Ф. Melanges huile-gaz, melanges gaz-petrole. И. Mezclas petrolero-gaseosos, mezclas de gas y petroleo, mezclas gas-oil) - углеводородные многокомпонентные системы. Состоят в осн. Из парафиновых, нафтеновых и ароматич. Углеводородов, a также могут содержать азот, двуокись углерода, сероводород, меркаптаны, гелий, cepy, кислород, ртуть, пары воды. Информацию o фазовом состоянии H. C. Дают фазовые диаграммы, имеющие петлеобразный вид (рис.). Фазовая диаграмма нефтегазовой смеси.Расположение характерных точек - критич. Точки K (точка, в к-рой жидкая и газообразная фазы становятся идентичными по своим свойствам, ей соответствуют критич. Темп-pa Tк и критич. Давление Pк), крикон-дентермы KT (соответствует макс.

Темп-pe, при к-рой могут сосуществовать жидкая и газовая фазы) и криконденбары КБ (макс. Давление, при к-ром могут сосуществовать обе фазы) - на фазовой диаграмме относительно друг друга и ширина петли диаграммы зависят от хим. Состава смеси и концентрации компонентов в ней (при достижении концентрации к.-л. Компонента смеси 100% критич. Точка, крикондентерма и криконденбара сливаются в одну точку и диаграмма H. C. Превращается в фазовую диаграмму чистого вещества). Соотношение между термобарич. Условиями, в к-рых находится H. C, и характерными точками фазовой диаграммы определяет фазовое состояние смеси.Для пластовых смесей газовых м-ний, к-рые содержат св. 98% (молярных) газообразных углеводородов (метан, этан), критич.

Темп-pa смеси близка к критич. Темп-pe метана и, как правило, значительно ниже темп-ры в пласте Tпл 1 и в промысловых сооружениях на поверхности Tп1. B этом случае при любых изменениях давления (области 1=Tпл1, 1=Tп1) H. C. Находится в однофазном газообразном состоянии (переход таких смесей в парожидкостное состояние возможен лишь при криогенных темп-pax).У пластовых смесей газоконденсатных м-ний, содержащих св. 1% (до 20%) жидких углеводородов (C5+), пластовая темп-pa Tпл2, как правило, располагается в интервале между критич. Темп-рой и крикондентермой. B зависимости от соотношения между пластовым давлением Pпл и давлением начала конденсации Pнк (давление, при к-ром H. C. Переходит из однофазного состояния в двухфазное) H.

C. Может находиться в однофазном газообразном (область 2-2+) и двухфазном парожидкостном состоянии (область 2+- 2++). Бывают случаи, когда темп-pa пласта Tпл3 превышает крикон-дентерму пластовой H. C., т.e. В пластовых условиях смесь находится в однофазном газообразном состоянии (условие 3), a в промысловом оборудовании темп-pa Tпл3 ниже крикон-дентермы и давление P3 ниже давления начала конденсации Pнк3. При этом H. C. Находится в двухфазном парожидкостном состоянии (условие 3++). B большинстве случаев H. C. Газокон-денсатных м-ний при давлениях, близких к атмосферному, не переходят из двухфазного парожидкостного в однофазное газообразное состояние, что является причиной значит. Потерь газового конденсата при разработке м-ний без поддержания пластового давления.Для H.

C. Нефт. М-ний характерны следующие условия. Содержание углеводородов C5+ св. 20% и пластовая темп-pa Tпл4 или Tпл5 ниже критич. Темп-ры смеси. Для H. C, содержащих 40-45% газообразных и легко-кипящих углеводородов (т.н. Лёгких), темп-pa, соответствующая криконденбаре Tкб, меньше пластовой темп-ры Tпл4. Смеси отличаются большим коэфф. 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 H. C. Газообразных и легкокипящих углеводородов темп-pa, соответствующая криконденбаре Tкб, превышает пластовую темп-py Tпл5. Коэфф. Усадки и газонефтяное отношение таких смесей значительно меньше, a плотность выше плотности "лёгких" H.

C. Когда пластовое давление Pпл4 или Pпл5 превышает давление насыщения (давление перехода из однофазного в двухфазное состояние) Pнс4 или Pнс5, H. C. Нефт. М-ний находятся в однофазном жидком состоянии (условия 4 и 5). Если пластовое давление ниже давления насыщения Pнс4 или Pнс5 соответственно, H. C. Находятся в двухфазном парожидкостном состоянии (условия 4++ и 5++).Для фазовых диаграмм H. C. Характерно наличие одной (двух) областей, в к-рых наблюдаются ретроградные явления. Переход H. C. Из однофазного газообразного в двухфазное парожидкостное состояние при изотермич. Снижении давления (ретроградная конденсация - область I) и переход из однофазного жидкого в двухфазное парожидкостное состояние при изобарич. Снижении темп-ры (ретроградное испарение - область II).

Первое наблюдается y пластовых смесей газоконденсатных м-ний, второе - на м-ниях лёгкой нефти (y H. C. Нефт. М-ний область II отсутствует). Сначала при снижении давления (изотерма 2=2+-2++, область I) или темп-ры (изобара 4+-Pнс4, область II) наблюдается увеличение объёма образующейся фазы, затем - снижение. При дальнейшем уменьшении давления или темп-ры H. C. Снова переходят в однофазное состояние.Фазовая диаграмма H. C. Строится по данным, полученным экспериментально при исследовании H. C. На спец. Установках высокого давления (УГК=3, УФР=1, УФР=2, PVT=7), a также рассчитывается на основании решения уравнений фазовых концентраций.Литература. Амикс Д ж., Бacc Д., Уайтинг P., Физика нефтяного пласта, пер. C англ., M., 1962.

Намиот A. Ю., Фазовые равновесия в добыче нефти, M., 1976. Гуревич Г. P., Брусиловский A. И., Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, M., 1984.Г. P. Гуревич..