2.7. Давление насыщения и газовый фактор.

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы назы­ваем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углево­дородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их — газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа — легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы со­держат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относи­тельная плотность нефтяных газов обычно больше единицы.

Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразу­мевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 °С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям. Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V„, выделился объем газа К,, то газовый фактор G рассчитывают по следующему соотношению:

G = VJ V, (2.3)

Газовый фактор выражают в мЭ/м³ или в мУт. Он изменяется обычно от 25 до 100 м^з/м^з, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расши­рении.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. По мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.

Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена Разница между давлением насыщения и пласто­вым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.

Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, при которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности.

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и опреде­ляется закономерностями растворения газов в жидкостях.

2.8. Пластовый нефтяной газ, его состав.

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газо­вых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инерт­ные газы (гелий, аргон, криптон).

11

Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. В связи с тем, что один моль любого газа занимает в одинаковых условиях один и тот же объем (22,41 л при нормальных ус­ловиях: давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С), объемные и молярные доли численно равны между собой.

Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: моле­кулярную массу, плотность, относительную плотность.

Если состав газа задан объемными или молярными долями, то его молекулярную массу можно определить по соотношению:

Мс» = у 1-М, + у-г-М-г +... +у„-М„ (2.4) где>¹;, у-г, ..., уп — объемные (молярные) доли компонентов; Mi, М^, ..., Мп — молекулярные массы компонентов.

В таблице 2.1 приведен состав природных газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных место­рождений России.

Таблица 2.1 ____Состав природных газов некоторых месторояадений России

Месторождения	Объемное содержание, %								Относи­тельная плотность
	СН4	CzH,,	СзНв	С4Ню	С5Н)2	COz	Hz	Инертные газы
Газовые
Уренгойское Медвежье Заполярное	97,8 98,8 98,6	0,1 0,1 0,07	0,03 0,02 0,02	0,002 0,002 0,013	0,01 0,01	0,3 0,1 0,18	-	1,7 1 1,1	0,56 0,56 0,56
Газоконденсатные
Оренбургское Вуктыльское	83,8 74,8	5,2 8,7	1,3 3,9	1,05 1,8	0,8 6,4	1 0,1	1,3	5 4,3	0,667 0,882
Нефтяные
Ромашкинское Туймазинское Самотлорское	38,8 42 68	19,1 21 4,4	17,8 18,4 9,6	8,0 6,8 7,8	6,8 4,6 4,1	1,5 0,1 0,5	2	8 7,1 5,6	1,125 1,062 1,031

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют су­хими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормаль­ном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии и ис­пользуется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.

Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и серово­дород, являющиеся высокотоксичными и коррелирующим и веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50 %. Добыча таких газов требует специальной технологии и коррозионностойкого оборудования.