Углеводородные газы, их составы и свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке.

Основным компонентом газовых месторождений, является метан СН₄, его содержание 95-98%.

Кроме этого газовые месторождения содержат этан С₂Н₆, пропанС₃Н₈, и бутан С₄Н₁₀, кроме этого в газах содержатся тяжелые УВ: это пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄, и гептан С₇Н₁₆. Если содержание тяжёлых УВ меньше 75 грамм в одном кубометре газа, то такое месторождение является газовым (сухие газы). Если содержание больше 150 грамм в одном кубометре газа, такое месторождение называется газоконденсатным (жирные газы). Кроме этого в газах содержатся не УВ компоненты: сероводород, азот, гелий, и аргон. При высоком содержании сероводорода из газа извлекают серу. Это характерно для Оренбургского, и Астраханского ГК месторождения. Содержание серы на этих месторождениях достигает 20 %. Гелий имеет промышленное значение, и его учитывают при подсчете запасов. На большинстве месторождений содержание сероводорода от 0 до 3 процентов.

Основные свойства газа.

1)Плотность газа - это отношение массы и единице объема, кг/м³

Ро г =М/V

2) Вязкость газа, это сопротивление слоев газа при перемещении, оно примерно в 100 раз меньше вязкости нефти.

3) Коэфицент сжимаемости газа, это отношение объема пластового газа, к тому же объему идеального газа.

Z=Vпл.г/V ид. г

Законы газового состояния в физики вначале были установлены для идеальных газов, и поэтому при использовании этих формул, для УВ газов, необходимо вводить поправку Z.

4) Объемный коэффициент (b) - отношение пластового газа к объему газа на поверхности при температуре 20^оС и атмосферном давлении

5) Поправка на температуру.

f=(273+tст)/(273+tпл)

tпл определяется в скважине с помощью электротермометра.

6)P₀, первоначальное пластовое давление в залежи, его определяют глубинным манометром, в первой скважине, вскрывшей продуктивный пласт до начала разработки, или манометром, который находится на устье скважины с последующим перечётом к забою, т.е. надо вычесть из показаний манометра давление столба газа, от устья до забоя.

7) Конечное давление в залежи (Рк), его принимают одинаковым для всех месторождений до 0,1МПа, и это значение используют при подсчете запасов и для составление проекта разработки.

8) Альфа нулевое и альфа к, это поправочные коэффициенты для P₀ и Рк, в связи с отклонением УВ газов, и законов газового состояния, их находят по специальным монограммам в зависимости от пластового давления, температуры и вязкости газа.

Конденсат, его разновидности и особенности разработки, гк месторождений.

Конденсат- это легкая УВ-жидкость, которая выделяется из газа, при снижении давления.

Различают 2 вида конденсата

1. Сырой конденсат, его получают на промыслах, в сепараторах.

Он состоит из С₅Н₁₂, С₆Н₁₄, С₇Н₁₆+С₂Н₆,С₅Н₈,Н₂S, CO₂, N.

2. Стабильный конденсат, его получают на газоперерабатывающих заводах из сырого конденсата, путем дегазации, те выкипания.

После дегазации состоит из С₅Н₁₂, С₆Н₁₄, С₇Н₁₆

Температура выкипания 1,2 и 3, от 200 до 400 градусов Цельсия.

По содержанию стабильного конденсата месторождения подразделяются на 4 группы.

1. С незначительным содержанием конденсата, до 10см³ в одном кубометре газа.

2. Низкое содержание, от 10 до 150 см³

3. Среднее содержание, 150-300 см³

4. Высокое содержание, от 300 до 600 см³

5. Очень высокое, более 600 см³

По себестоимости конденсат равняется нефти, в РФ на ГК месторождениях основная часть конденсата не извлекается, это связано с большими дебитами скважин, при которых газ расширяется и извлекается на поверхность, а конденсат выпадает в осадок в пласте, это приводит к его потере, т.к. конденсат - жидкость и он будет занимать другой объем в пласте по сравнению с газом. Большие дебиты скважин обусловлены для поставки газа за границу потребителю. Для увеличения добычи конденсата, в США и Канаде применяют Сайплинг -процесс, при котором эксплуатационные скважины размещают след образом. !!!!Рисунок!!!! После того, как на поверхности из добывающих скважин извлекут конденсат, то оставшийся сухой газ закачивают в нагнетательные скважины, он будет распылятся в конденсате, и это приведет к увеличению добычи конденсата. Кроме сухого газа можно закачивать гелий, углекислый газ, азот. Для того чтобы увеличить добычу конденсата необходимо в процессе опытно-промышленной эксплуатации скважин, после проведения разведочных работ и подсчетов запасов и определять следующее :

1. Состояние ГК системы пластовых условий в пластовых условиях. Оно находится в однофазном состоянии. При снижении пластового давления и температуры производится разделение на фазы: на сухой газ и конденсат.

2. Состав газа и содержание в нем конденсата при различных давлениях и температурах в одном кубометре газа.

3. Давление начала конденсации, т.е. давление при котором, из газа выделятся конденсат.

4. Давление максимальной конденсации, т.е. давление при котором заканчивается выделение конденсата.

5. Состав и содержание конденсата, которое выделяется при различном давлении и температуры, по этим данным строят изотерму конденсации (рисунок)

В проектах разработки, устанавливают дебиты, при которых обеспечивается максимальных выход конденсата. Низкий выход конденсата на месторождении Западной Сибири обусловлен размещением добывающих скважин в виде кустов, т.е. с одной площадки бурят вертикальные и наклонные скважины. Кусты размещают в сводах структур, где максимальная газонасыщенная толщина пластов и высокие коллекторские свойства. Большие дебиты по скважинам приводят к опережающей выработке и обводнению высокопроницаемых коллекторов. А из низкопроницаемых коллекторов, на крыльях структур запасы ГК не вырабатываются. В последующем разработка этих участков может оказаться не рентабельной, т.к. будут низкие дебеты скважин. Таким образом, на месторождениях Западной Сибири не достаточно учитывается фильтрационно-емкостная модель залежи, что приводит к раздельной выработке запасов, и низким коэффициентам газо- и конденсатоотдачи. В результате около 40 процентов газа и основная часть конденсата остаются в недрах, и эти запасы относят к трудно извлекаемым. В настоящее время делаются попытки с помощью горизонтальных скважин увеличить выработку трудно извлекаемых запасов.