Геология нефти и газа

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  ПРИРОДНОГО  ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО  КОНДЕНСАТА  И ГАЗОГИДРАТОВ

 

Пластовые газы

 

Природные углеводородные газы представляют собой  смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных  газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

- Газ чисто газовых месторождений,  представляющий собой сухой газ,  почти свободный от тяжелых  УВ.

- Газы, добываемые из газоконденсатных  месторождений, — смесь сухого  газа и жидкого углеводородного  конденсата. Углеводородный конденсат  состоит из С5+высш.

- Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические  смеси сухого газа, пропанбутановой  фракции (жирного газа) и газового  бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ  называют жирным).

Газовые смеси характеризуются массовыми  или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси  необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или  относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа

 

 

где Мi — молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

 

где Vм — объем 1 моля газа при стандартных  условиях. Обычно значение ρг находится  в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху  ρг.в равной отношению плотности  газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:

 

Если  ρг и ρв определяются при стандартных  условиях, то ρг = 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газов используются для  определения многих физических свойств  природных газов. Уравнением состояния  называется аналитическая зависимость  между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

pV = NRT,

  где р — давление; V — объем  идеального газа;

N — число киломолей газа (киломолем  (кмоль) называют количество вещества, масса которого в килограммах  численно равна его молекулярной  массе. Киломоли  различных идеальных  газов при одинаковых температурах  и давлениях занимают одинаковые  объемы. Объем одного киломоля  при нормальных условиях для  всех газов равен 22,4 м3/кмоль,  т. е. nv = 22,4 м3/кмоль; 

R — универсальная газовая постоянная (физическая постоянная, входящая  в уравнение состояния 1 моля  идеального газа; обозначается R, равна  8,314 Дж/(К.моль) = 1,987 кал/(К.моль);

Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных  газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных  газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов  записывается в виде

pV = ZNRT,

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и  характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных  газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов  — это отношение объемов равного  числа молей реального Vр и  идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при  одинаковых давлении и температуре):

Z = Vр /Vи

Влагосодержание природных газов связано с  тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация  водяных паров в газе зависит  от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально  возможному содержанию водяных паров  в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень  насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в  единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары  воды, присутствующие в газах и  газоконденсатных смесях, влияют на фазовые  превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических  условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии  воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

Объемный  коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в  пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который  он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения  Клайперона — Менделеева:

bг  = Vпл.г/Vст = Z(Pпл×Тпл/Рст×Тст),

где Рпл, Тпл, Pcт, Тст — давление и  температура соответственно в пластовых  и стандартных условиях.

Значение  величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых  условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных  условиях.

 

 

 

 

Газоконденсат

 

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат  обычно весь растворен в газе. Различают  конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно  в промысловых сепараторах при  давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных  условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое  количество газообразных УВ-бутанов, пропана  и этана, а также H2S и других газов.

Важной  характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый  фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного  газа.

На  практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора  колеблется для разных месторождений  от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный  конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура  выкипания основных компонентов  конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность  стабильного конденсата в стандартных  условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и  находится в прямой зависимости  от компонентного углеводородного  состава.

Газы  газоконденсатных месторождений делятся  на газы:

с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3),

средним (150—300 см3/м3),

высоким (300—600 см3/м3),

очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при  котором конденсат выделяется в  пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет  снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям  ценных УВ в недрах.

 

Газогидраты

 

Гидраты газов представляют собой твердые  соединения (клатраты), в которых  молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные  пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью  водородной связи. Молекулы воды как  бы раздвигаются молекулами газа —  плотность воды в гидратном состоянии  возрастает  до   1,26—1,32 см3/г  (плотность  льда 1,09см3/г). Внешне газогидраты  напоминают снег. Обычно образуются при  температуре ниже 30°С, при давления больше 0,5 МПа.

Распад  газогидратов возможен при повышении  температуры, при понижении давления, а также путем ввода в пласт  веществ, разлагающих гидрат, например, бромида кальция.

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  ПЛАСТОВЫХ ВОД

 

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также  в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может  внедряться в нефтяную или газовую  залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов.

Промысловая классификация пластовых вод

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений  делятся на

• собственные,

• чуждые

• техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений  УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Ø Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Ø Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

Ø К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Ø Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его.

Ø К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Ø Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно  введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания  пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной  жидкости) или при ремонтных работах.

 

  Физические свойства пластовых  вод

В состав вод нефтяных месторождений  входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты  и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается  сероводород и в виде коллоидов  окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что  вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды  нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием  сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных  веществ, в водах нефтяных месторождений  содержатся некоторые минеральные  вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством  растворенных в ней минеральных  солей. Степень минерализации вод  часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

В зависимости от содержания солей  различают:

- пресные до 1 г/л;

- солоноватые до 10 г/л;

- соленые до 50 г/л;

- рассолы свыше 50 г/л.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень  их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной  воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах. 

Прозрачность  зависит от наличия мех. примесей.

- прозрачные; - слегка мутные; - мутные; - очень мутные.

Цвет  зависит от химического состава  и наличия примесей

- голубоватый оттенок у жесткой  воды;

- зеленовато-голубоватая окраска  у вод содержащих соли железа  и сероводород;

- желтоватый при наличии органических  гуминовых соединений;

- сероватый оттенок у вод при  наличии взвешанных минеральных  частиц;

Плотность пластовой воды зависит главным  образом от ее минерализации, пластовых  давления и температуры. В большинстве  случаев она меньше плотности  в поверхностных условиях (не более  чем на 20%), поскольку пластовая  температура выше стандартной (ρв =1-1,4 г/см3)

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых  условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости  колеблется в пределах (3¸5)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Газосодержание  пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2—0,5м3/м3. В составе  водорастворенного газа преобладает  метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При  увеличении минерализации воды их растворимость  уменьшается.

Объемный  коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит  от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.