§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах

Нефть большей части нефтяных месторождений существенно отличается от состава конденсатов газоконденсатных место­рождений содержанием высокомолекулярных, соединений, па­рафина, смол, асфальтенов и других тяжелых компонентов. По­следние оказывают существенное влияние, на процессы фазо­вых превращений нефтегазовых систем.

Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть-газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсатных месторождений при температурах до 150 °С и давлениях до 70,0 МПа показали, что с повышением давления при посто­янной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти.. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. Однако даже при давлении 70 МПа и температуре 100 °С система оставалась двухфазной, далекой от критического состояния — в газовую фазу переходило лишь 60% жидких компонентов системы. (При t=100°C 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 нефти, содержащие аро­матические углеводороды.

С ростом температуры до 150 °С и давлении 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 нефти. Изучалась растворимость ряда нефтей в метане, углекислом газе, этилене, а также в смесях метана с его гомологами. Ха­рактеристика использованных нефтей приведена в табл. IV. 1.

Таблица IV.1 Характеристика нефтей

Месторождение	Плотность , кг/см3	Начало кипения, оС	Фракционный состав, % отгона при температуре в оС							Конечная температура, оС	Отгон и остаток , %
			200	300	350	400	450	500	550
Хадыженское	0,854	—	25,6	47,5	53,7	60,7	67,9	75,7	—	500	75,7/19,5
Доссорское	0,871	153	6,9	50,6	59,3	75,5	84,9	—	91,8	550	91,8/8,2

Исследования проводились в интервале давлений 10— 80 МПа при температурах, превышающих критические темпе­ратуры газов. Результаты опытов приведены на рис. IV. 13. От­ношение объемов газа и нефти в различных опытах было не­одинаковым. По результатам исследования, растворимость нефти и газа возрастает с увеличением давления независимо от соотношения объёмов газа и нефти.

Р ис. IV.13. Растворимость нефтей в сжатых газах. 1 — хадыженская нефть — смесь га­зов: СН₄, С₂Н₄, С₂Н₆, С₃Н₈ (V_Г/V_H= 1415); 2 — хадыженская нефть — СО₂ V_Г/V_H=1980); 3 — хадыженская нефть — метан (V_Г/V_H=1320); 4 — доссорская нефть — метан (V_Г/V_H=1785); 5 — хадыженская нефть — метан (V_Г/V_H=3580)

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 объемов газа V_Г и нефти V_H содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением V_Г/V_Н 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.

Р ис. IV. 14. Кривые зависимости критиче­ских температур и давлений системы нефть — конденсат-ный газ от ее состава (Степновское место­рождение).

На рис. IV. 14 приведены кривые критических температур (а) и критических давлений (б) системы нефть — конденсатный газ в зависимости от ее состава (Степновское месторож­дение). 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=200 °С. Однако при добавлении в метан его ближайших го­мологов— этана, пропана и бутана критические давления в си­стеме нефть — газ удавалось снижать до 15 МПа. Исследова­ния показали также, что на критическое давление влияет порода пласта. Некоторое снижение этого параметра под влия­нием породы можно объяснить адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности 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—16%.

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.).