Тиск насичення або початок пароутворення

Таким тиском рнас називають тиск, за якого з нафти розпочинається виділення перших пухирців розчиненого газу. Пластова нафта є насиченою, якщо знаходиться під тиском, що дорівнює тиску насичення та вище, і недонасиченою, якщо пластовий тиск нижчий за тиск насичення.

Визначається по глибинних пробах нафти і номограмах

У винайдене значення тиску насичення вводять поправку А аз за вміст азоту Аг. Азот навіть у невеликих кількостях помітно збільшує тиск насичення. Тому:

А аз= Аz / а - А / аг ,

де Аz - кількість розчиненого в нафті азоту в кубометрах на кубометр нафти, а - розчинність азота в нафті в тих же одиницях, а г - середня розчинність суміші газів в даній нафті в м³/м³.

Поправка додається до значення тиску насичення, визначеного на графіку або номограмі

Пластовий газовий фактор

Пластовим газовим фактором або газомісткістю пластової нафти S прийнято називати кількість газу Vг, яка розчинена в одиниці об'єму пластової нафти Vпн і виміряна в стандартних умовах. Ця кількість зберігається постійною в умовах пластового тиску насичення або вище за нього, вона зменшується в процесі розробки покладу, коли пластовий тиск знижується нижче тиску насичення:

S = Vг / V пн.

Вимірюється в м³/м³ шляхом дегазації пластової нафти. Досягає 300 - 500 м³/м³ і більше, зазвичай 30-100 м³/м³ .

Промисловий газовий фактор

Це об'єм газу в кубометрах, що одержується при сепарації нафти в розрахунку на один кубометр вже відсепарованої нафти.

Промислові газові фактори йменують, залежно від стадії експлуатаційних робіт, початковим (в перший місяць роботи свердловини), поточним, або середнім, за певний відрізок часу.

Коефіцієнт стисливості нафти Вн

Це показник зміни одиниці об'єму пластової нафти, коли тиск змінено на 0,1 МПа. Розмірність 1/Па.

Він вказує на ступінь пружності нафти і визначається зі співвідношення:

Вн = (1/ V0 ) х (∆ V / ∆ρ).

Об'ємний коефіцієнт в пластової нафти

Відношення об'єма пластової нафти V пл до об'єму нафти, яка одержана після сепарації V дегаз. Тобто цей коефіцієнт показує,який об'єм має один кубометр сепарованої нафти в пластових умовах:

в = V пл / V дегаз = норм / пл.

Густини задані в нормальних та пластових умовах.

Коефіцієнт усадки

Сепарація газа приводить до зменшення об'єма пластової нафти. Таке зменшення об'єму прийнято вважати коефіцієнтом усадки нафти Е:

Е = (V пл - V дегаз.) / V пл = (в -1) / в.

Через об'ємний коефіцієнт пластової нафти в можна виразити також коефіціент стисливості нафти Вн:

Вн = (1/ ∆ρ ) х [(в₁ – в₂) / в₁]. В цій формулі в1 і в2 є об'ємними коефіцієнтами пластової нафти для початкового і поточного тисків.

Газові вуглеводневі системи

Це розчини, що знаходяться в нормальних умовах у газоподібному стані, і виділені з більш складних вуглеводневих систем . Типи природних газів наведено в таблиці 1.

Гази, які розчинені в нафті і виділяються в процесі розробки та самовиливу нафт та сепарацією, називаються супутніми.

Природная система	Дегазация или сепарация
	самопроизвольная (спонтанная)	принудительная
Подземный газ (лластовый)	Свободный газ	; Газ дегазации и дебутани- | зации сырого конденсата
Пластовая нефть	Нефтяной газ	Газ глубокой стабилизации нефти
Природная вода	Водорастворенный спон- танный газ	Водорастворенный газ
Природные гидраты	Газогидратный газ	Водорастворенный газ га- зогидратной воды
Горная порода	Природные газы открыто- го трещинно-порового пространства	Газы закрытых пор, ок- клюдированный, сорби- рованный и др.

Склад і властивості газів

Основні компоненти - від метану до бутану, є сліди С5-С8. За співвідношенням метану і гомологів виділяють сухий, пісний та жирний гази. Сухий - метану понад 85 %, менше 10 % етану, практична відсутність пропану і бутану, менше 10см³/м³ конденсату. Пісний: метановий, з низьким вмістом етану, пропану і бутану. Конденсату 10-30 см³/м³. Жирний: конденсата 30-90 см³/м³ .

Коефіцієнт сухості розрахлвується як відношення метану до гомологів: СН4/(С2+ вищі гомологи) х100. Застосовується в пошуковій геохімії, з метою прогнозування віддаленості від покладу (по водорозчинених і сорбованих газах та газах відкритих пор), оцінки технологічних властивостей та калорійності.

Густина газів

Одиниці виміру - г/см³ або відношення молекулярної маси до об'єму моля 22,4 л. Метан - 7,14 х 10-⁴, бутан - 25,93, СО2 - 19,63 г/см³.

На практиці використовується відносна густина по повітрю як відношення густини газу до густини повітря 1,293 кг/м³. Відносна густина метану 0,554 при 20 С, етану 1,05, пропану 1,55, СО2 1,53, сірководню 1,18.

Екологічне значення параметра - використовується в моніторингу загазованості біляповерхневої, у тому числі над підземними сховищами газу.

Газонасиченість або газовий фактор

Визначається в см³/л або м³/м³. В регіонах світу повсюдно біля покладів вуглеводнів газонасиченість вод підвищена і досягає 10 м³ / м³.

В Японії газонасичені води використовують в префектурі Сідзуока. З підземних вод термовакуумною дегазацією видобувають та використовують вуглеводневий газ.

Метан має незначну розчинність у воді (0,055 м³/м³ при 0°С). Суміш метана та повітря вибухонебезпечна (5-15 % СН4). Слабо сорбується. Розкладається на СО2 і воду.

Гомологи - так звані важкі вуглеводні. Мають кращу, порівняно з метаном, сорбційну здатність і низький коефіцієнт дифузії, що сприяє їх концентруванню в газах закритих пор порід.

З гомологів найбільшу розчинність в воді має етан (0,047 м³/м³ при 20°С). Суміші гомологів з повітрям вибухонебезпечні при нижчих вмістах, ніж для метану. Бориславське і інші старі нафтопромислові райони з багатьма старими гірничими виробками вирізняються підвищеними потоками газів з надр в атмосферу.

В нафтових супутніх газах вміст гомологів досягає 30%, в газових покладах зазвичай в межах 1-4 відсотки.

Диоксид вуглецю. В 1,5 рази важчий за повітря. В газах і нафтах вміст до 59 % об'ємних, добре розчиняється в воді, розчинність зростає із збільшенням тиску. За нормальних умов в одному об'ємі води розчиняється об'єм вуглекислоти. Утворюється при окисненні вуглеводнів, розкладанні карбонатів. Має також ймовірно мантійне походження.

Азот атмосферного, біохімічного та глибинного походження, з глибиною його вміст зазвичай падає. На практиці використовується як показник закритості надр (відношення суми вуглеводневих газів до вмісту N2).

Сірководень Кв. Без кольору, добре розчинний в воді. Густина 1,538 г/л, температура кипіння 60 К. Високотоксичний, частіше зустрічається у вільних вуглеводневих газах в кількостях до 50% в карбонатно-сульфатних товщах. Супроводжує процеси сульфат-редукції (метасоматоз сірки під дією потоків вуглеводнів у Передкарпатті). При цьому відбувається виділення сірководню, в водах панує відновна обстановка.

В газах Астраханського газоконденсатного родовища вміст сірководню дсягає 15 %. З сірководню цього родовища супутньо з газом та конденсатом одержують дешеву елементарну сірку високої чистоти.

В повітрі вміст сірководню понад 0,1 % неприпустимий.

Водень. Легший за повітря у 14 разів, без кольору та запаху. Частіше зустрічається в глибокозанурених частинах депресій. В газах нафтогазоносних районів зустрічається рідко, в окремих пунктах вимірювань. Утврюється в результаті взаємодії води з оксидами металів в глибоких горизонтах, є компонентм фумарольних газів. Є також біохімічний водень.

Гелій. Без кольору кольору та запаху, хімічно інертний. В атмосфері вміст 5,2х10^-4 %. В природних газах міститься в кількості до 18%, в супутніх до 0,5%. Стабільні ізотопи ³Не і ⁴Не мають переважно радіогенний генезис і утворюються при альфа-розпаді елементів ряду урану та торію. В уранових мінералах переважає ⁴Не і відношенням ізотопів складає 10^-9-10^-10 . В первинному гелії відношення ³Не/⁴Не дорівнює пх10^-4, отже кількість легкого ізотопу значно вища. В зонах тектонічних порушень кількість гелію . підвищена.

Атмосферний гелій є сумішшю первинного та радіогенного з відношенням ³Не/⁴Не порядка 1,4х10-⁶.

Використовується як хімічна сировина, у тому числі газ-носій для хроматографічного аналізу. Зберігається в балонах коричневого кольору, скраплений вуглекислий газ - в балонах чорного, метан синього, пропан червоного кольорів.. В процесі розробки родовищ кількість гелію і аргону в суміші з вуглеводневими газами відносно зростає. Причина - різниця у парціальних тисках газових компонент.