Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые углеводороды, а также не углеводородные 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:
| (1.6) |
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:
| (1.7) |
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:
| (1.8) |
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, | (1.9) |
где р — давление;
V — объем идеального газа;
N —число киломолей газа. 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), равна 8,314 Дж/(кмоль) = 1,987 кал/(кмоль);
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
| p·V = Z·N·R·T, | (1.10) |
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 | (1.11) |
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 углеводородов увеличивается.
Объемный коэффициент пластового газаbг 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), | (1.12) |
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.
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 углеводородовт.е. из пентана и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородов-бутана, 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 000м3/м3.
Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов — 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.
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 углеводородов в недрах.
Гидраты газовпредставляют 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 гидратномсостоянии 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 давлении 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.
Пластовые воды
Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.
В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей.
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 углеводородов. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.
Ø Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи(рис. 1.1).
Ø Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК)(рис. 1.2).
Ø К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов(рис. 1.3).
|
| Рис. 1.1 – Контурные пластовые воды |
|
| Рис. 1.2 – Подошвенные пластовые воды |
|
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.
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, отлагались в основном в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20 – 30% этого объема. Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35 – 40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, т.к. связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах.
Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Многие пластовые воды содержат в повышенном количестве йод, бром и их используют для получения этих ценных элементов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010-1020 кг/м3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды. Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.