Свойства нефти и газа

     Избыточное давление в любой точке газовой шапки рассчитывают по уравнению Dр_и = h_н (r_в--r_н)+ h_г (r_в--r_г), где h_н -- высота нефтяной части залежи;  h_г -- высота точки определения над разделом газ -- нефть. По формуле возможно определение положения разделов газ -- нефть, нефть -- вода или газ -- вода в пространстве по замерам давления в одной скважине, пробуренной на залежь, при условии, что известно положение пьезометрической поверхности в резервуаре.

     Энергетическое состояние залежи также в значительной степени обусловлено ее температурным режимом и пластовым давлением. Говоря об энергии залежей, следует различать свободную химическую и потенциальную энергию. Запасы свободной химической энергии (основной объект добычи) определяются количеством УВ и их химическим составом -- однако энергия, как правило, не используется при разработке. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной запас потенциальной энергии такой системы определяется энергией воды.⁴

     Изменение пластовых давления и температуры в процессе разработки залежи.

     Разработка залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных флюидов и приводит к существенному изменению состава и свойств добываемых нефти и газа.

     Для нефтяных залежей снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом вызывает снижение газосодержания пластовой нефти. Вследствие этого увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьшается объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практически не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изменению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластового давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации -- углекислота и сероводород. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свои состав в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания СО₂ в составе попутного газа может быть вызнано его выделением не только из нефти в результате снижения пластового давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания СО₂ за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки.⁵

     В  нефтяных залежах с газовой  шапкой, содержащей много газоконденсата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смешивается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характеризуется  постепенным  уменьшением  плотности  и увеличением  выхода  светлых фракций.

     Для месторождений, нефти которых содержат большое количество парафина, выделение растворенного газа вследствие снижения пластового давления и снижение пластовой температуры вследствие закачки холодной воды могут привести к  выделению парафина  из  растворенного состояния  в  свободную твердую фазу.  Результат этого  процесса -- уменьшение содержания парафина в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристаллизация  парафина  в  пласте  крайне  нежелательна   для   разработки  нефтяных месторождений,  поскольку  выпавшие кристаллы  парафина  резко  ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи.   Для  рациональной  разработки  таких  месторождений  необходимо  исследовать распределение парафина  в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.

     Тепловая обработка забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению содержания парафина в добываемой продукции. Пар  и горячая вода способствуют выносу из пласта парафина  с повышенной температурой плавления. При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько-нибудь   существенных   изменений   содержания   основных   компонентой   газа. Только на заключительных стадиях отбора  газа при резко сниженном пластовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее находившимися  в растворенном состоянии в погребенной  и пластовой   водах, например двуокисью углерода и севодородом. В связи с высокой растворимостью этих газов  в  воде их общее количество в погребенной воде может превышать запасы в  свободной  фазе и при  большом снижении пластового давления выделение этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание сероводорода к концу разработки некоторых газовых залежей увеличилось в 2 - 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения  пластового  давления.  Следует  также  учитывать, что  в  пустотном пространстве коллекторов  многих газовых залежей содержится  помимо  погребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов   (СО₂ и H₂S)  также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых залежей может быть дополнительным источником обогащения газов углекислотой и сероводородом на заключительной стадии разработки.⁶

      Список литературы

     Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2003. - 285 с.

     Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 2002. - 485 с.

     Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 2003.-464 с

     Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2000. - 296 с.

     Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. - М.: Недра, 2001. - 525 с.

     Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. - М.: Недра, 2000. - 376 с.