ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 101
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм:
bнефти = (7 - 140) ? 10-5 1/атм; bпесчан. = (1,4 - 1,7) ? 10-5 1/атм.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Нефть - это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.
Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений. И зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться и жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а и мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того Свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по Пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии Первичной внутри промысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. 15 большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 --14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3 -- 4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.
В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе. Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения, 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 природной нефти 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 флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.
Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».
Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов
, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С17-С35, имеющие температуру плавления 27-71°С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их С36-С55) , а температура плавления - 65-88°С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.
Фракционный состав нефти- разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием.
Наиболее распространенный метод фракционирования -- перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30-205°С, называют бензином, интервал кипения 200-300°С -- керосином; нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120-240°С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400°С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300°С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400°С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы. Нефть различных месторождений значительно отличается друг от друга по фракционному составу. Легкая нефть состоит в основном из бензиновых и керосиновых фракций.
Плотность нефти и способы ее измерения. Один из основных показателей товарного качества нефти - плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется мри стандартных условиях (температуре 20°С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива. Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней -- шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения и нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости. Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:
р20 = рt + а(t - 20); Па ( 3)
где р20-- плотность нефти при 20°С; рt -- измеренная плотность нефти при температуре t; а -- коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 -- 0,0009 кг/(м3К).
С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров -- калиброванных сосудов вместимостью 5 -- 100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
Вязкость нефти и способы ее измерения .Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам. Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность
u = µ / p; мПа*с (4)
где u -- коэффициент кинематической вязкости; µ -- коэффициент динамической вязкости; р -- плотность жидкости или газа.
В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в Па*c, а коэффициент кинематической вязкости -- в м2/с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Пас. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1мПас. Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с (0,1-0,2 Пас) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость. Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.
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 V , то газовый фактор G рассчитывают по следующему соотношению:
G = Vu / Vh; м3/м (6)
Газовый фактор выражают в м3/м или в м3/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефть. 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 -- не донасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков Мпа. Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три 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.
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). Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.
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.
bнефти = (7 - 140) ? 10-5 1/атм; bпесчан. = (1,4 - 1,7) ? 10-5 1/атм.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Нефть - это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.
Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений. И зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться и жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а и мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того Свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по Пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии Первичной внутри промысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. 15 большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 --14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3 -- 4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.
В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе. Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения, 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 природной нефти 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 флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.
Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».
Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов
, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С17-С35, имеющие температуру плавления 27-71°С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их С36-С55) , а температура плавления - 65-88°С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.
Фракционный состав нефти- разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием.
Наиболее распространенный метод фракционирования -- перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30-205°С, называют бензином, интервал кипения 200-300°С -- керосином; нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120-240°С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400°С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300°С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400°С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы. Нефть различных месторождений значительно отличается друг от друга по фракционному составу. Легкая нефть состоит в основном из бензиновых и керосиновых фракций.
Плотность нефти и способы ее измерения. Один из основных показателей товарного качества нефти - плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется мри стандартных условиях (температуре 20°С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива. Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней -- шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения и нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости. Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:
р20 = рt + а(t - 20); Па ( 3)
где р20-- плотность нефти при 20°С; рt -- измеренная плотность нефти при температуре t; а -- коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 -- 0,0009 кг/(м3К).
С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров -- калиброванных сосудов вместимостью 5 -- 100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
Вязкость нефти и способы ее измерения .Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам. Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность
u = µ / p; мПа*с (4)
где u -- коэффициент кинематической вязкости; µ -- коэффициент динамической вязкости; р -- плотность жидкости или газа.
В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в Па*c, а коэффициент кинематической вязкости -- в м2/с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Пас. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1мПас. Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с (0,1-0,2 Пас) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость. Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.
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 V , то газовый фактор G рассчитывают по следующему соотношению:
G = Vu / Vh; м3/м (6)
Газовый фактор выражают в м3/м или в м3/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефть. 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 -- не донасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков Мпа. Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три 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.
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). Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.
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.