ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ

1. Плотность газа – масса 1 м ³ газа при температуре 0⁰ и давлении 0,1 МПа (760 мм. рт. столба). Плотность газа зависит от давления и температуры. Плотность газов изменяется в пределах 0,55 – 1 г/см³.

Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина – отношение плотности газа к плотности воздуха; при нормальных условиях плотность воздуха 1, 293 кг/м³).

2. Вязкость газов – внутреннее трение газов, возникающее при его движении. Вязкость газов очень мала 1 . 10^-5 Па.с. Столь низкая вязкость газов обеспечивает их высокую подвижность по трещинам и порам.

3. Растворимость газов –одно из важнейших свойств. Растворимость газов в нефти или в воде при давлении не более 5 МПа подчиняется закону Генри, т.е. количество растворённого газа прямо пропорциональнодавлению и коэффициенту растворимости.

V_i = k_i P

При более высоких давлениях растворимость газа определяется уже целым рядом показателей: температурой, химическим составом, минерализацией подземных вод и др. Растворимость углеводородных газов в нефтях в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой. Более лёгкая нефть растворяет больше газа, чем тяжёлая.

4. Критическая температура газа. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы не было велико давление, т.е. критическая t (для СН₄ t_кр = –82,1⁰С). Гомологи метана могут находиться в жидком состоянии (для С₂Н₆ t_кр = 32,2⁰С, С₃Н₈ t_кр = 97,0⁰С).

5. Диффузия – это самопроизвольное перемещение газов на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентраций.

6. Объёмный коэффициент пластового газа – это отношение объёма газа в пластовых условиях к объёму того же газа в стандартных условиях

(T =0⁰ и P=0,1 МПа).

В_г= V_{г пл} /V_{г ст}

Объём газа в пласте в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях, т.к. газ обладает сверхсжимаемостью.

ГАЗОКОНДЕНСАТЫ

Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно:

1) объём газа больше объёма нефти;

2) давление 20-25 МПа;

3) температура 90-95⁰С.

При этих условиях жидкие углеводороды начинают растворяться в газе. Постепенно смесь полностью превращается в газовую. Это явление называется ретроградным испарением.Приизменении одного из условий, например, при понижении давления залежи в процессе разработки из этой смеси начинает выделяться конденсат в виде жидких углеводородов. Его состав: С₅,Н₁₂(пентан) и выше. Это явление называется ретроградной конденсацией.

Газоконденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Газоконденаты называют светлыми нефтями, так как они не содержат асфальто-смолистых веществ. Плотность газоконденсата 0,65-0,71 г/см³ . Плотность газоконденсатов увеличивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки.

Различают сырой конденсат и стабильный.

Сырой представляет собой извлеченную на поверхность жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысловых сепараторах при давлениях и температурах сепарации.

Стабильный газоконденсат получают из сырого путем его дегазации, он состоит из жидких углеводородов (пентана) и высших.

ГАЗОГИДРАТЫ

Большинство газов образуют с водой кристаллогидраты – твёрдые вещества. Эти вещества называются газогидраты и образуются при низких температурах, высоких давлениях и на небольших глубинах. По своему виду напоминают рыхлый лёд или снег. Залежи такого типа обнаружены в районах вечной мерзлоты Западной и Восточной Сибири и в акваториях северных морей.

Проблема использования газогидратов пока в достаточной степени не разработана. Все вопросы добычи газогидратов сводятся к созданию в пласте таких условий, при которых бы газогидраты разложились на газ и воду.

Для этого необходимо:

1) снижение давления в пласте;

2) повышение температуры;

3) добавка специальных реагентов.

Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях

, так и в результате физико-химических из-менений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в за-лежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разра-ботки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изме-нения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюи-дов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изме-нениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи. Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в преде-лах одной залежи -- довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возра-стания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко воз-растаютв непосредственной близости к водонефтяному контакту Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна.В залежах «от-крытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головыасфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличи-вается по мере приближения к ВНК. Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых об-ластей. Основной причиной их образования является гравитационная диффе-ренциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно рас-слоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей откры-того типа связано с окислительными процессами.

Для залежей платформенных областей с невысоким этажом нефтеносно-сти и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние па изменение свойств нефтей оказывают окисли-тельные процессы в зоне, подстилаемой подошвенной водой.

Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость содержание асфальто-смолистых веществ и парафина, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов.

Несмотря на вы-сокую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи -- далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявля-ется в содержании кислых компонентов -- углекислоты СО₂ и особенно сероводорода Н₂S. В распределении сероводорода обычно наблюдается зо-нальность, выражающаяся в закономерном изменении концентраций серово-дорода по площади. Явных закономерных изменении концентрации по вы-соте залежи обычно нет.

Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко -- для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание кон-денсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи. Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах присводной части залежи составлял 180 см³/м³, а вблизи газонефтяного контакта -- 780 см³/м³, т. е. в пределах одной за-лежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5--2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см³/м³.