Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей.

При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.

Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

1) чистогазовые;

2) газоконденсатные;

3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);

4) нефтяные (с различным содержанием попутного газа);

5) газогидратные (залежи твердых углеводородов).

В связи с чрезвычайно широким разнообразием сочетания давления, температуры и состава углеводородов природных залежей нефти и газа резко очерченных границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует.

В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводородов по величине газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых жидких углеводородов иногда условно подразделяют на газовые, газоконденсатные или газонефтяные. Газоконденсатный фактор определяется как отношение количества газа в м³, приходящееся на 1 м³ получаемой жидкой продукции — конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью 740 – 780 кг/м³ с газоконденсатным фактором от 900 до 1100 м³/м³.

Газоконденсатный фактор жирных газов (богатых тяжелыми фракциями) составляет 10 000—18 000 м³/м³, а плотность конденсата — меньше 740 кг/м³.

Следует отметить, что в 1 м³ нефти содержание растворенного газа может достигать до 1000 м³ и даже более. С этой точки зрения между нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.

Упомянутые выше цвет и плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными. По данным А. Г. Дурмишьяна в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений Советского Союза содержится наряду с остаточной водой также и остаточная нефть. По залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного месторождения, например, количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12% от объема пор, достигая местами 27%. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который содержит смолы.

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользуются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи (об этом см. в последующих разделах).

Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь в свободном, жидком или газообразном состоянии. Из скоплений углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.

В последние годы группой советских ученых доказано существование газогидратных залежей, содержащих газ в пластах в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обусловлено свойством его при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии.  Поэтому подсчет запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа.

В структуре газогидратов молекулы воды образуют ажурный каркас (то есть «решётку хозяина»), в котором имеются полости. Эти полости могут занимать молекулы газа («молекулы - гости») (Рис.2.1).

Рис.2.1

Запасы углеводородного сырья в газогидратном виде оцениваются как ~2·10¹⁶ м³, что заметно превышает запасы топлива на Земле во всех остальных видах вместе взятых.

Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой разреза, составом газа и минерализацией пластовых вод.

Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения вечной мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2 –2,5 тыс. м.

В процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и температур.

Состав нефтей

В тесной связи с химическим составом нефти находятся ее физико-химические свойства в пластовых условиях, которые определяют закономерности движения ее в пласте.

Химическим составом нефти обусловлены некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений. Например, одни из нефтей содержат больше парафина, смол и поверхностно-активных веществ, другие меньше. В зависимости от этого эксплуатация месторождения будет в той или иной мере осложнена из-за отложения парафина в трубах и образования водонефтяных эмульсий, которые необходимо разрушать. Поэтому химический состав нефти и ее физико-химические свойства необходимо знать с начала эксплуатации залежи.

По элементарному составу многие нефти более чем на 99% состоят из углерода и водорода. В небольших количествах в нефти содержатся кислород, азот, сера и в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, а иногда радий.

Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава С_nН_2n+2 и полиметиленовые углеводороды или нафтены (С_nН_2n). Кроме парафинов и нафтенов, одна из постоянных составных частей нефти — ароматические углеводороды, но они весьма редко бывают главной ее составной частью. Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение — образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и в поровых каналах пласта.

Таким образом, в промысловой практике кислород, азот и серосодержащие соединения, а также парафин и церезин имеют особое значение. Рассмотрим эти соединения более подробно.

Парафин

Очищенный парафин представляет собой бесцветную или белую кристаллическую массу, не растворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах.

Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м³ при 15° С. Температура плавления парафина ввиду неоднородности его химического состава находится в пределах 40—60° С.

Состав и природа нефтяного парафина очень сложны, и данные о строении и свойствах углеводородов, входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что он состоит из двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов и церезинов.

Парафинами называют углеводороды состава С₁₇ — С₃₅, имеющие температуру плавления 27—71° С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С_3б—С_5б), а температура плавления их 65—88° С. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют пластинки и пластинчатые ленты, переплетающиеся между собой. Кристаллы легкоплавкого парафина имеют большие размеры, чем тугоплавкого. Церезины же кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.

Предполагается, что парафиновые и церезиновые углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава С_nН_2n+2 причем парафины, по-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т. е. они представляют собой смесь изопарафинов. Содержание парафинов в нефти иногда достигает 13—14% и больше.

Физические и физико-химические свойства нефтяных парафинов, а также условия их выделения из нефти и отложения в скважинах изучены недостаточно, что задерживает усовершенствование методов борьбы с их отложениями.