нафтогазові суміші

НАФТОГАЗОВІ СУМІШІ (а. Oil-gas mixtures; н. Ol-Gas-Gemische; ф. Melanges huile-gaz, melanges gaz-petrole; і. Mezclas petrolero-gaseosos, mezclas de gas у petroleo, mezclas gas-oil) - вуглеводневі багатокомпонентні системи; складаються в основному з парафінових, нафтенових і ароматичних вуглеводнів , А також можуть містити азот , двоокис вуглецю , Сірководень, меркаптани , гелій , сірку , кисень , ртуть , пари води . Інформацію про фазовий стан нафтогазової суміші дають фазові діаграми, що мають петлеподібний вид (рис.).

Розташування характерних точок - критичної точки К (точка, в якій рідка і газоподібна фази стають ідентичними за своїми властивостями, їй відповідають критична температура Тк і критичний тиск Рк), крікон-дентерми KT (відповідає максимальній температурі, при якій можуть співіснувати рідка і газова фази ) і кріконденбари КБ (максимальний тиск, при якому можуть співіснувати обидві фази) - на фазовій діаграмі відносно один одного і ширина петлі діаграми залежать від хімічного складу суміші і концентрації до мпонентов в ній (при досягненні концентрації будь-якого компонента суміші 100% критична точка, крікондентерма і кріконденбара зливаються в одну точку і діаграма нафтогазової суміші перетворюється в фазову діаграму чистого речовини). Співвідношення між термобарическими умовами, в яких знаходиться нафтогазова суміш, і характерними точками фазової діаграми визначає фазовий стан суміші.

Для пластових сумішей газових родовищ , Які містять понад 98% (молярних) газоподібних вуглеводнів (метан, етан), критична температура суміші близька до критичної температури метану і, як правило, значно нижча за температуру в пласті Тпл1 і в промислових спорудах на поверхні ТП1. В цьому випадку при будь-яких змінах тиску (області 1 = Тпл 1, 1 = Тп 1) нафтогазова суміш знаходиться в однофазному газоподібному стані (перехід таких сумішей в парожідкостная стан можливий лише при кріогенних температурах).

У пластових сумішей газоконденсатних родовищ , Що містять понад 1% (до 20%) рідких вуглеводнів (С5 +), пластова температура Тпл2, як правило, розташовується в інтервалі між критичною температурою і крікондентермой. Залежно від співвідношення між пластовим тиском Рпл і тиском початку конденсації РНК (тиск, при якому нафтогазова суміш переходить з однофазного стану в двофазне) нафтогазова суміш може знаходитися в однофазному газоподібному (область 2-2 +) і двухфазном парожідкостная стані (область 2 + -2 ++). Бувають випадки, коли температура пласта Тпл3 перевищує крікон-дентерму пластової нафтогазової суміші, тобто в пластових умовах суміш знаходиться в однофазному газоподібному стані (умова 3), а в промисловому обладнанні температура Тпл3 нижче крікон-дентерми і тиск Р3 нижче тиску початку конденсації Рнк3; при цьому нафтогазова суміш знаходиться в двофазному парожідкостная стані (умова 3 ++). У більшості випадків нафтогазові суміші газоконденсатних родовищ при тисках, близьких до атмосферного, не переходять з двухфазного парожідкостной в однофазне газоподібний стан, що є причиною значних втрат газового конденсату при розробці родовищ без підтримки пластового тиску .

Для нафтогазової суміші нафтових родовищ характерні наступні умови: вміст вуглеводнів С5 + понад 20% і пластова температура Тпл4 або Тпл5 нижче критичної температури суміші. Для нафтогазових сумішей, що містять 40-45% газоподібних і легкокипящих вуглеводнів (т.зв. легенів), температура, відповідна кріконденбаре ТКБ, менше пластової температури Тпл4. Суміші відрізняються великим коефіцієнт усадки (відношення обсягів нафти в пластових і стандартних умовах на поверхні) і високим газовим фактором (Газонафтових ставленням), щільність їх наближається до щільності газового конденсату. При менших змістах в нафтогазової суміші газоподібних і легкокипящих вуглеводнів температура, відповідна кріконденбаре ТКБ, перевищує пластову температуру Тпл5. Коефіцієнт усадки і нафтогазове відношення таких сумішей значно менше, а щільність вище щільності "легких" нафтогазових сумішей. Коли пластовий тиск Рпл4 або Рпл5 перевищує тиск насичення (тиск переходу з однофазного в двофазне стан) Рнс4 або Рнс5, нафтогазові суміші нафтових родовищ знаходяться в однофазному рідкому стані (умови 4 і 5). Якщо пластовий тиск нижче тиску насичення Рнс4 або Рнс5 відповідно, нафтогазові суміші знаходяться в двофазному парожідкостная стані (умови 4 ++ і 5 ++).

Для фазових діаграм нафтогазової суміші характерна наявність однієї (двох) областей, в яких спостерігаються ретроградні явища: перехід нафтогазової суміші з однофазного газоподібного в двофазне парожідкостная стан при ізотермічному зниженні тиску (ретроградна конденсація - область I) і перехід з однофазного рідкого в двофазне парожідкостная стан при ізобаріческом зниженні температури (ретроградний випаровування - область II). Перше спостерігається у пластових сумішей газоконденсатних родовищ, друге - на родовищах легкої нафти (у нафтогазових сумішей нафтових родовищ область II відсутня). Спочатку при зниженні тиску (ізотерма 2 = 2 + -2 ++, область I) або температури (ізобара 4 + -Рнс4, область II) спостерігається збільшення обсягу утворюється фази, потім - зниження. При подальшому зменшенні тиску або температури нафтогазові суміші знову переходять в однофазне стан.

Фазова діаграма нафтогазової суміші будується за даними, отриманим експериментально при дослідженні нафтогазової суміші на спеціальних установках високого тиску (УГК = 3, УФР = 1, УФР = 2, PVT = 7), а також розраховується на підставі рішення рівнянь фазових концентрацій.