Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 15

Образование жидкой фазы в пористой среде приводит к потерям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30 – 60 % от начального (потенциального) содержания конденсата (C₅₊) в пластовом газе. Эти потери могут составлять миллионы тонн.

Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной удельной поверхностью протекает иначе, чем в сосуде PVT при большой плоской границе раздела пар — жидкость. В поровых каналах небольшого радиуса — в капиллярах – будет происходить процесс капиллярной конденсации, где граница раздела пар — жидкость будет криволинейной. В связи с проявлением капиллярных сил в пористой среде давление начала образования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости, объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одинаковом давлении будут больше, чем в сосуде PVT.

Точка С_кр — критическая точка; С_р — криконденбар — максимальное давление на линии точек кипения, при котором может существовать жидкость и пар могут существовать в равновесии, С_кк — крикондентерм — максимальная температура на линии точек росы, при которой жидкость и пар могут существовать в равновесии; F — точка гидратообразования, месторождения I — нефтяные, II — нефтегазоконденсатные, III — газоконденсатные, IV — газовые, V — газогидратные

Рисунок 5 – Диаграмма фазового состояния многокомпонентной углеводородной смеси (критическая точка лежит левее крикондебары).

В зависимости от характера флюидов, находящихся в продуктивном пласте, (р-V-Т) - состояния этих флюидов месторождения природных углеводородов классифицируют на нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные, газовые и газогидратные. На рисунке 5 представлена типичная диаграмма фазового состояния флюида для многокомпонентных углеводородных смесей. Нефтяные месторождения (I) могут существовать при температурах ниже критической (левее точки С_кр). Различают нефтяные месторождения с давлением выше давления насыщения (зона I, выше точек кипения); нефтяные месторождения с давлением, равным давлению насыщения (зона I, кривая точек кипения); нефтяные месторождения с давлением ниже давления насыщения (зона I, ниже точек кипения) или так называемые двухфазные нефтяные месторождения (нефть и газовая шапка). Для всех нефтяных месторождений характерен процесс выделения газа при снижении давления и постоянной температуре.

В ретроградной области С_крС_рС_ккС_кр имеет место обратное явление. При снижении давления при постоянной температуре  в ретроградной области наблюдается выделение жидкости (конденсация углеводородов). В этой области между критической точкой (С_кр) и криконденбаром (С_р) лежит зона II – зона существования нефтегазоконденсатных месторождений. В этой же ретроградной области между криконденбаром (С_р) и крикондентермом (С_кк) лежит зона III – зона существования газоконденсатных месторождений.

Нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения могут быть как недонасыщенными (пластовое давление выше давления точек кипения), насыщенными (пластовое давление равно давлению точек кипения), так и двухфазными (пластовое давление ниже давления точек кипения).

Зона IV правее точки С_кк (крикондентерм) и ниже линии точек росы представляет зону существования газовых месторождений. В этой зоне снижение давления при постоянной температуре не приводит к возникновению углеводородной жидкой фазы. Наконец, левее точки F (точка гидратообразования) находится зона V – зона существования газогидратных залежей.

Начальное пластовое давление, как правило, соответствует гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания продуктивного коллектора. Известны месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями (давление в пласте выше гидростатического) и с аномально низкими пластовыми давлениями.