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.
