Фазовое равновесие в залежах нефти и газа

Совершенствование сушествующих й внедрение новых методов разработки залежей нефти И газа требуют глубокого изучения механизма осуществляемых процессов. Жидкости и газы, насыщающие пористую среду нефтегазоносных пластов, представляют собой, многокомпонентную смесь углеводородов. Кроме углеводородных компонентов в пористой среде имеются также неуглеводородные компоненты, растворимые или практически нерастворимые в углеводородных смесях (например, вода) В результате отклонения системы от термодинамического равновесия, вызванного изменением пластовых условий, могут возникать сложные движения двух-трехфазных многокомпонентных систем в пористой среде, при которых скорости движения отдельных фаз, их плотность и вязкость меняются во времени и в пространстве. Эти движения характеризуются переходом отдельных компонентов из газовой фазы в жидкую, различием фазовых скоростей, диффузией компонентов, составляющих фазы и др. Такой характер фильтрационных течений возникает в пористой среде при движении газированной жидкости и ее вытеснении из пласта водой и газом, при фильтрации газоконденсатных систем, вытеснении нефти из пласта газом высокого давления или обогащенными газами, при взаиморастворимом вытеснении жидкостей и других процессах., [c.3]

Фазовое равновесие в системе нефть — газ. Нефть в залежи в зависимости от состава, давления и температуры может находиться в разных агрегатных состояниях. В одних случаях газовая (паровая) фаза полностью растворена в жидкой фазе, а в других — залежь 44 [c.44]

Провести резкую грань между свободными и растворенными газами нельзя. Между газовой шапкой газонефтяной залежи и газами, растворенными в нефти и в омывающих залежь подземных водах, существуют подвижные фазовые равновесия. Иногда точно нельзя установить, откуда получен газ в скважине пз газовой шапки или из нефтяной части пласта. Иногда остается неизвестным, была ли газовая шапка у нефтяной залежи до начала эксплуатации или образовалась позже. Характер взаимоотношений между газами, нефтями и водами оказывает определенное влияние на состав газа. [c.264]

Закономерности изменения газовых показателей в зоне влияния залежей различны для разных гидрогеохимических обстановок, что определяет специфику использования этих показателей при оценке локальных участков. В условиях гидрогеохимической (газогеохимической) обстановки смещенного фазового равновесия и ее отсутствия, характеризующейся преобладанием миграции УВ из залежей, существование залежей нефти и газа можно представить в виде полюсов максимального газонасыщения, растворяющихся в водонасыщенной системе. С приближением к залежам в составе растворенных газов возрастают концентрации УВ, при уменьшении содержания азота увеличиваются газонасыщенность вод, упругость газов и Рг/рв- Указанное можно проследить на примере нефтяных и газовых залежей юж-ной половины Урало-Волжского НГБ (рис. 40). [c.94]

ФАЗОВОЕ РАВНОВЕСИЕ В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА [c.142]

Диффузионные процессы в пласте контролируют установление фазового и химического равновесия. Коэффициент диффузии в жидкостях имеет величину порядка 10 — 10 м7с, и при времени в десятки и сотни лет диффузионный массоперенос охватывает расстояние не более 1—10 м. Поэтому в ходе переформирования залежей диффузия, по-видимому, играет подчиненную роль. Диффузионные процессы в покрышках и глинистых прослоях ведут к разрушению залежей и рассеянию нефти и газа, однако лишь за времена геологического порядка. [c.89]

В зоне вод с азотными газами в условиях резко сдвинутого фазового равновесия залежи нефти не оказывают влияния на газоносность подзегтных вод (Кулдигская и Гусевская залежи). Эти залежи длительное время контактируют с водами, содержащими газы азотного соста-200 [c.200]

Во многих районах исследователи отмечают следующее при наличии газовой шапки в некоторых залежах давление насыщения несколько ниже первоначального пластового давления, что не увязывается с теорией фазового равновесия системы жидкость — газ. В отдельных случаях это объясняется литологической разобщенностью газовой и нефтяной частей залежи, в других, как показано на примере месторождения Колендо,—изменением свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. При расчете средних параметров пластовой нефти по таким залежам давление насыщения оказывается отличным от пластового. [c.33]

Битумы этого ряда образуются при миграции нефти, когда в процессе перемещения УВ по порам и трещинам меняются термобарические условия и нарушается равновесие в коллоидной системе нефти, начинается фазовая дифференциация нефти. При этом выделяются лёгкие фракции и газ, обладающие меньшей вязкостью и лучшей миграционной способностью, а коллоидные высокомолекулярные смолисто-асфальтеновые компоненты теряют подвижность, осаждаются в пустотах и образуют залежи высоковязких битумов -мальт. В дальнейшем мальты могут трансформироваться в асфальты и асфальтиты. [c.12]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология