3.Состав, свойства и классификации природных газов
Цель изучения – получить знание о природных газах как смесях веществ разного генезиса, которые в недрах могут находиться в разных формах, концентрациях, фазовых состояниях и образовывать залежи горючих, в том числе углеводородных, и негорючих газов.
- физические свойства и состав природных газов;
- классификационные признаки природных газов;
- зависимость состава различны типов залежей природных газов: газовых, газоконденсатных, растворённых в нефти, газовых гидратов от термобарических условий.
- определять типы газовых залежей по их химическому составу;
- определять фазовое состояние залежей по их газосодержанию (газовому фактору).
Природные газы – это смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов, которые находятся в твёрдом состоянии.
Природные газы являются компонентом среды обитания человека и ресурсной базой для производства — это источник энергии и ценнейшее химическое сырье. Кроме того, газы несут информацию об эволюции Земли как планеты и процессах, происходящих в недрах.
Среди природных газов выделяются горючие газы — это газы, способные гореть в смеси с воздухом в нормальных условиях. Горючими газами являются углеводородные газы: метан, этан, пропан, бутан, а также сероводород, водород, окись углерода и их смеси, при суммарном содержании азота и углекислого газа менее 80 %. Кроме газообразной формы и фазового состояния природные газы, в том числе и горючие, широко распространены в земной коре в водорастворённом состоянии. В огромных объёмах они растворены в нефти и образуют твёрдые растворы с водой, так называемые газовые гидраты.
Газы являются продуктом биохимических и термокаталитических преобразований ОВ, а также продуктом глубинных процессов. Часто природные газы сопровождают скопления нефти, образуя двухфазные нефтегазовые и газонефтяные залежи
В мире открыто более 18 тысяч газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих более 30 тыс. залежей, которые залегают преимущественно в осадочных породах. Их стратиграфический диапазон лежит в интервале от четвертичных до архейско-протерозойских отложений, при преобладающей концентрации запасов в меловых отложениях.
Глубина залегания месторождений варьирует от нескольких десятков метров до 8098 м (месторождение Миллс-Ранч, Северная Америка). Этим глубинам соответствует диапазон изменения пластовой температуры от минус 5 °С в зонах многолетнемерзлых пород до 250 °С в зоне катагенеза, и диапазон изменения давления от 0,5 до 140 МПа и более. Теоретически, нижняя граница газоносности лежит на глубинах порядка 15’000 км, то есть за пределами технико-экономических возможностей производства геологоразведочных работ.
Более одной трети разведанных промышленных запасов газа сосредоточено в недрах России, а её доля в общемировой добыче газа составляет около 25 %. Основной целью геологии и геохимии газа, является научное обоснование направлений геологоразведочных работ, оценка прогнозных ресурсов и прирост промышленных запасов газа. Одной из важных задач является изучение ресурсов нетрадиционных источников газа: угольного, газогидратного и водорастворенного.
Источник
12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2.
В состав природных газов входят:
б) неуглеводороды — азот N2, углекислый СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.
в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.
Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан (i=С4Н10), нормальный бутан — (n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.
Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17 ≥ n >5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Классификация природных газов.
Природные газы подразделяют на три группы.
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.
Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.
Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.
Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться. Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсатонефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов.
Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи.
Основной формой пластовой залежи является сводовая (рис. 2.1), высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее — крыльями, а центральную часть — сводом. Кровлей газоносного пласта называют верхнюю границу газоносного пласта с вышележащими непроницаемыми породами. Нижнюю границу газоносного пласта с нижележащими непроницаемыми породами называют подошвой газоносного пласта. Наикратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его мощностью. Если газовая залежь по всей площади подстилается водой, газонасыщенная мощность пласта определяется как расстояние от кровли до поверхности контакта газа с водой. Пластовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая залежь по газонасыщенной мощности меньше мощности самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.
Наряду с общей выделяют эффективную мощность, которая определяется путем исключения мощности непродуктивных, например глинистых, пропластков из общей мощности.
Рис.12.1 Схема пластово-сводовой залежи с контурной водой: I — кровля пласта; II – подошва пласта; III – газоводяной контакт; h – мощность пласта; h1 – этаж газоносности; IV – внутренний контур газоносности; V – внешний контур газоносности; 1,2,3 – изогипсы; А – газовая скважины глубиной L1; Б – водяная скважина глубиной L2; l1 – расстояние от забоя скважины А до контакта газ-вода; l2 – расстояние от забоя скважины Б до ГВК; l – расстояние по вертикали между забоями скважин А и Б; L — высота от устья до уровня
Основными параметрами газовой залежи являются:
а) отметка контакта газ-вода (ГВК), т. е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ вода;
б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до ГВК;
в) внутренний контур газоносности, который представляет собой линию пересечения ГВК с подошвой газоносного пласта;
г) внешний контур газоносности, представляющий собой линию пересечения ГВК с кровлей продуктивного пласта.
В последние годы на практике широко применяют новые методы разведки газовых и газоконденсатных месторождений, сущность которых состоит в том, что с помощью первых разведочных скважин устанавливаются лишь основные параметры залежей, необходимые для составления проекта опытно-промышленной их эксплуатации. Если установлено, что залежь относится к газовой, то остальные параметры выясняются и уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения с подачей газа потребителям. В результате этого не только значительно уменьшается число разведочных скважин, но и более правильно намечаются пути доразведки залежи. На разработку залежи существенно влияет положение газоводяного контакта, который определяется по данным каротажа или опробования скважин.
Месторождений по составу углеводородов
а) газовые — нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность ∆≈0,56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);
б) газонефтяные — сухой газ + жидкий газ (пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 3540%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, ∆ ≈ 1,1);
в) газоконденсатные — сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, ∆ ≈ 0,7-0,9).
г) газогидратные — газ в твердом состоянии.
Газоконденсатные месторождения по фазовым состоянию
а) однофазные насыщенные — пластовое давление Рпл равно давлению начала конденсации Рк ;
б) однофазные ненасыщенные — Рпл > Рк;
г) перегретые — пластовая температура Тпл больше крикондентермы Тmax.
Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С5+ в 1м 3 пластового газа подразделяются на следующие группы:
I — незначительное содержание до 10 см 3 / м 3 ;
II- малое содержание от 10 до 150 см 3 / м 3 ;
III- cреднее содержание от 150 до 300 см 3 / м 3 ;
IV- высокое содержание от 300 до 600 см 3 / м 3 ;
V — очень высокое содержание свыше 600 см 3 / м 3 .
Газовые и газоконденсатные месторождения по содержанию нефти
а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;
б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.
Месторождений по величине начального пластового давления
а) низкого давления- до 6 МПа;
б) среднего давления — от 6 до 10МПа;
в) высокого давления — от 10 до 30МПа;
г) сверхвысокого давления — свыше 30МПа.
Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)
а) низкодебитные — до 25 тыс. м 3 /сутки;
б)малодебитные — 25-100 тыс. м 3 /сутки;
в) среднедебитные — 100-500 тыс. м 3 /сутки;
г) высокодебитные — 500-1000 тыс. м 3 /сутки;
д) сверхвысокодебитные — свыше 1000 тыс. м 3 /сутки.
Изменение состава природного газа в процессе разработки.
Во время эксплуатации газовых скважин метан газообразный и находится при температуре выше критической, этан на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.
Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).
Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.
Источник