6. Кристаллогидраты природных газов

Большинство компонентов природного газа (метан, этан, пропан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении (в контакте) с водой образуют кристаллогидраты, существующие при определенных давлени­ях и температурах.

Кристаллогидраты - это физическое соединение молекул газа и во­ды. Вода образует объемную кристаллическую решетку - каркас, внутри которой располагаются молекулы газа. Внешне похожи на рыхлый жел­товатый лед. В одном объеме (1м³) гидратов содержится до 0,8 м³ воды и до 180 м³ природного газа, приведенного к стандартным условиям. Про­цесс гидратообразования определяется давлением, температурой, соста­вом газа, составом воды. Условия образования гидратов для различных газов различны и обычно показываются на графиках Р - t в полулога­рифмических координатах. Они показаны на рис. 2. При одной и той же

Рис. 2. Равновесные условия гидратообразования природных газов различной плотности

температуре в гидрат переходит сперва более тяжелый газ = 0,8 - 1,0 и с повышением давления более легкий - метан = 0,57. При одном и том же давлении для газов с = 0,8 - 1,0 требуется более высокая тем­пература, чем для метана. При добыче и транспорте газа, когда имеет место существенное изменение Р и t газа, происходит выпадение влаги и образование кристаллогидратов, что является крайне нежелательным явлением. Поэтому газ на промыслах осушают различными способами и от влаги и от жидких углеводородов.

Лекция 3. Классификация газовых месторождений

7. Давление в газовой залежи

Температура залежи в процессе ее разработки остается практически постоянной, давление (по мере отбора газа) падает. Различают Р_пл - на­чальное, Р_пл(t) - текущее и T_пл, - пластовая температура.

Замеряется Р_пл в скважине глубинными манометрами, а чаще рас­считывается по величине давления газа на устье остановленной скважи­ны.

Бесконечно малый объем газа с плотностью при высоте dH соз­дает давление

dP= dH (3.1)

но так как плотность газа по глубине ствола скважины не постоянна, увеличивается с глубиной, т.е. зависит от Р и Т, то эта зависимость пре­образована к виду, которое и применяется в инженерных расчетах:

(3.2)

которая называется барометрической формулой Лапласа-Бабинэ, где R_B - газовая постоянная воздуха; - относительная плотность газа; Н - глубина скважины, z_ср, - средний коэффициент сверхсжимаемости газа; Т_ср - средняя температура по стволу скважины.

При значительном содержании конденсата в газе, а также при нали­чии в скважине на забое жидкости эта формула не применятся, а исполь­зуются глубинные манометры для непосредственного замера давления.

8. Условия залегания газа в земной коре и классификация газовых месторождений

Природные газы, как и нефть в земной коре, приурочены к осадоч­ным отложениям и скапливаются в породах-коллекторах, т.е. в пористых и проницаемых породах, способных содержать и отдавать эти флюиды.

Различают 2 типа пород-коллекторов: гранулярные и трещиноватые. Наиболее распространены гранулярные коллекторы, пустоты которых представлены межзерновыми порами. Гранулярные коллекторы слага­ются песчано-алевритовыми породами, а также известняками и доломи­тами. Трещиноватые коллекторы слагаются как осадочными породами, так и изверженными и метаморфическими. Они отличаются большой плотностью и развитой системой трещин различной протяженности, ориентации и размеров. Трещиноватость может быть связана с известня­ками, доломитами, сланцами, песчанниками.

Важнейшими параметрами пород-коллекторов являются: порис­тость, проницаемость, насыщенность флюидами.

Газовые месторождения наиболее часто приурочены к антикли­нальным структурам - брахиантиклиналям и куполам различной степени сложности, часто тектонически нарушенным.

В зависимости от условий залегания газовые залежи подразделяют­ся на пластовые, массивные, литологически экранированные, тектониче­ски экранированные:

• пластовые большей частью являются сводовыми, т.е. расположены в сводовых частях антиклинальных структур;

• массивные образуются в коллекторах большой мощности и под­стилаются подошвенными водами;

• литологически экранированные образуются в толщах малопроницаемых пород, когда в них имеются локальные пористые и проницаемые линзы;

• тектонически экранированные располагаются на крыльях анти­клиналей и ограничены вверх по восстанию пласта тектоническими на­рушениями.

Любая залежь характеризуется:

■ толщиной пласта - кратчайшее расстояние между кровлей и по­дошвой;

■ этажем газоносности - расстояние от газоводяного контакта до наивысшей точки кровли пласта газовой залежи;

• внешним контуром газоносности - линия пересечения кровли пласта с подошвенными водами;

• внутренним контуром газоносности - линия пересечения подош­вы пласта с подошвенными водами;

■ размерами по большой и малой осям структуры,

например:

Уренгойское месторождение 170 х 35, км;

Медвежье месторождение 110 х 30, км;

Пунгинское месторождение 20 х 15, км;

■ площадью газоносности.

Последовательно сверху вниз располагаются газ, нефть, вода со­гласно силе гравитации и плотности пластовых флюидов. Газовые месторождения лассифицируются:

- по сложности геологического строения

а) месторождения сложного геологического строения, разбитые тек­ тоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющих изменчивый характер продуктивных горизонтов;

б) месторождения простого геологического строения, продуктивные пласты которых характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи;

- по числу продуктивных горизонтов

а) однопластовые;

б) миогопластовые;

- по числу объектов разработки

а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь или все залежи объединяются в один объект разработки ( самостоятельная сетка скважин);

б) многообъектные, когда выделяются несколько объектов разра­ботки (несколько самостоятельных сеток эксплуатационных скважин);

- по наличию или отсутствию конденсата в пластовом газе,

т.е. по составу пластовых флюидов

а) газовые месторождения - содержат легкие углеводороды парафи­нового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте. Содержание метана (CН₄) составляет 94-98% по объему;

б) газоконденсатные месторождения - содержат углеводороды па­рафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана (C₅H₁₂) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления. Содержание метана в пластовом газе 70-90% по объему;

в) газонефтяные месторождения - имеют газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 30-50%, остальное - тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы;

г) газоконденсатнонефтяные - это газоконденсатные месторожде­ния, имеющие нефтяную оторочку;

д) газогидратные месторождения - содержат газ в продуктивных от­ ложениях в твердом гидратном состоянии;

- по фазовому состоянию флюидов

а) однофазные насыщенные месторождения, в которых начальное пластовое давление (Р_пл..нач) равно давлению начала конденсации тяжелых углеводородов (Р_н.кон). В таких залежах при снижении давления сразу происходит конденсация углеводородов (выпадение их в пласте в жидкую фазу);

б) однофазные не насыщенные - месторождения, в которых началь­ное пластовое давление выше давления начала конденсации тяжелых углеводородов (Р_пл..нач >> Р_н.кон) При разработке таких месторождений тяжелые углеводороды (конденсат) начинают выпадать только при дос­тижении Р_пл величины давления начала конденсации;

в) двухфазные месторождения - газоконденсатные месторождения, у которых начальное пластовое давление ниже давления начала конденсации и часть углеводородов еще до разработки находится в пласте в жидком состоянии (Р_пл..нач << Р_н.кон) При изотермическом снижении пластового давления происходит дальнейшее выпадение тяжелых угле­ водородов. При значительном снижении Р_пл может происходить явление, обратное конденсации - испарение.

По содержанию стабильного конденсата газоконденсатные место­рождения подразделяются на группы:

- с незначительным содержанием стабильного конденсата

до 10см³/м³;

- с малым содержанием стабильного конденсата

от 10 до 150 см³/м³;

- со средним содержанием стабильного конденсата

от 150 до 300 см³ /м³;

- с высоким содержанием конденсата

от 300 до 600 см³ / м³;

- с очень высоким содержанием стабильного конденсата

свыше 6000 см³ / м³.

По дебитности скважин месторождения, залежи, объекты разработ­ки подразделяются на группы:

а) низкодебитные до 25 тыс.м³/сут;

б) малодебитные до 25-100 тыс. м³/сут;

в) среднедебитные до 100-500 тыс. м³/сут;

г) высокодебитные до 500-1000 тыс. м³/сут;

д) сверхвысокодебитные свыше 1000 тыс. м³/сут.

Подавляющее большинство разведочных скважин месторождений газа Западной Сибири относятся к группам в, г, д. Рабочие дебита 1000 тыс. м³/сут. установлены на эксплуатационных скважинах Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского месторождений.

По величине начальных пластовых давлений залежи – Р_нач.пл. залежи подразделяются:

а) низкого давления до 60 кгс/см²;

б) среднего давления 60-100 кгс/см²;

в) высокого давления 100-300 кгс/см²;

г) сверхвысокого давления свыше 300 кгс/см².

По величине запасов газа месторождения классифицируются на:

а) крупнейшие свыше 200 млрд.м³;

б) крупные 200-300 млрд.м³;

в) средние 30-10 млрд.м³;

г) мелкие менее 10 млрд.м³.