2564

где GH2O - содержание влаги в продуктах сгорания,

кг/кг;

rп - удельная теплота парообразования, Дж/кг.

Температура уходящих газов, отводимых из топливоиспользующих установок, превышает 100 °С, следовательно, конденсации водяного пара, содержащегося в продуктах сгорания, не происходит, поэтому теплотехнические расчеты обычно выполняют на основе низшей теплоты сгорания.

Теплоту сгорания сухих горючих газов, представляющих собой смеси простых газов, вычисляют методом аддитивности по объемному составу xi , и теплоте сгорания Qi , их компонентов:

Расход топлива для тепловых устройств определенной производительности зависит от его теплоты сгорания, которая для различных топлив изменяется в широких пределах.

Для сравнения по энергетической ценности и эффективности использования различных сортов и видов топлива вводится понятие условное топливо. В качестве единицы условного топлива принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания Qусл 29,33 МДж/кг.

Согласно стандарта горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания к корню квадратному из относи-

31

Абсолютное содержание влаги и золы не является достаточной мерой энергетической ценности топлива, так как различные виды топлива при одинаковом содержании золы и влаги могут иметь различную теплоту сгорания. Более полными характеристиками, отражающими содержание влаги и золы в топливе, являются его приведенные характеристики, т.е. отнесенные к единице низшей теплоты сгорания рабочей массы топлива. К таким характеристикам относятся: приведенная влажность, приведенная зольность, приведенная серность.

Приведенные характеристики топлива показывают, сколько на единицу теплоты сгорания приходится соответственно влаги, золы и серы в процентах от рабочей массы топлива.

32

3.ДОБЫЧА ГАЗА

3.1.Газовые и нефтяные месторождения

Залежь нефти или газа представляет собой скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Если скопление велико и его эксплуатация экономически целесообразна, залежь считают промышленной. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Для формирования месторождений нефти и газа в залегающих в глубинах земли отложениях, из которых экономически выгодно извлекать углеводороды, необходимы следующие условия: наличие соответствующих пород-коллекторов и относительно непроницаемых покрышек и ловушек, которые предотвращают утечку углеводородов к земной поверхности.

Для того чтобы стать коллектором, порода должна обладать пористостью и проницаемостью. Те же свойства необходимы для сохранения нефти и газа, а также запасов подземных вод.

Пористость - это процент содержания пустот в породе. Кристаллические породы могут иметь менее 1 % пустот, тогда как некоторые песчаники - 35-40 %, а кавернозные известняки могут обладать даже еще большей пористостью.

Наиболее обычный тип пустот - промежутки между зернами крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам. Размер зерен не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости.

Другой распространенный тип пустот - это каверны растворения в карбонатных породах - известняках и доломитах. Всякий раз, когда такие породы находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование

33

высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от микроскопических пор до гигантских пещер.

Еще одним типом природных пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели.

Проницаемость - это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10-15 %) имеют также и низкую проницаемость.

Для образования залежей необходимо, чтобы пористые и проницаемые породы-коллекторы перекрывались породами, которые препятствуют последовательной миграции нефти и газа вверх. Обычные экранирующие породы - это относительно непроницаемые глины. Другие породы, которые могут служить покрышками, - это плотно сцементированные песчаники, пласты плотных карбонатных пород, глины плоскостей сбросов и даже тела соляных и изверженных пород.

Большинство пород-коллекторов имеют вид пластов или слоев, которые на сколько-нибудь значительных расстояниях отклоняются от горизонтального положения. Величина наклона изменяется от примерно 4 м/км до близкого к перпендикуляру. В результате этого капли нефти или пузырьки газа, насыщающие породы-коллекторы, просачиваются вверх через насыщенные водой поры к подошве и затем перемещаются вверх по восстанию пластов вдоль раздела коллектор - покрышка.

Если наклон вверх не продолжается, а существует перегиб или породы-коллекторы теряют по горизонтали свою проницаемость, нефть будет улавливаться до того, как она сможет выйти из пласта на поверхность. Образование ловушки вследствие изменения направления наклона пластов пород обычно

34

обусловлено движениями земной породы; такие ловушки относятся к структурному типу.

Изменения проницаемости ведут к образованию стратиграфических ловушек. Простейшим типом структурной ловушки является выгнутая вверх складка - антиклиналь. Скопление нефти и газа в антиклиналях происходит за счет улавливания движущихся вверх капелек жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складку пластов. На флангах складки под нефтью скапливается более тяжелая пластовая вода.

Рис. 1. Ловушки нефти и газа, окруженные экраном непроницаемых пород. Антиклинальная ловушка (а) обусловлена изгибом слоев вверх. Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка (б) сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород. Соляной купол (в) образуется при внедрении соляного штока в другие пласты. Стратиграфическая ловушка (г) формируется при замещении пористых пород непроницаемой средой

Одним из специфических видов антиклиналей являются соляные купола (рис. 1, в). Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут

35

формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченных стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола.

Тектонически ограниченные ловушки (рис. 1,б), как и антиклинали и соляные купола, являются разновидностью структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется за счет того, что при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пласты вверх по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистым барьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по восстанию проницаемого насыщенной водой наклонно залегающего пласта.

Если пласты-коллекторы замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка (рис. 1,г). Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.

Часто встречаются месторождения, которые содержат два или несколько газоносных пластов, расположенных один над другим и отделенных газонепроницаемыми слоями. Большинство газовых месторождений в России являются многопластовыми. Газ в пластах находится под давлением. При вскрытии залежи буровой скважиной он фонтанирует из нее с большой скоростью. Дебит некоторых скважин достигает нескольких миллионов кубометров газа в сутки. Первоначальное давление в газоносном пласте зависит от глубины его залегания. Обычно через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,0981 МПа. Такая норма повышения давления

36

связана с поверхностными водами, входящими в обнаженную часть пласта.

Газовые месторождения могут иметь различные режимы. При водонапорном режиме давление в пласте создается водой. В месторождениях с газовым режимом давление обеспечивается самим газом, заполняющим поры пласта. Такой режим является режимом расширяющегося газа. При идеальном водонапорном режиме по мере добычи газа вода, поднимаясь, заполняет поры и вытесняет в скважину газ месторождения. В связи с этим в процессе эксплуатации в залежи падения давления газа не будет.

Идеальный водонапорный режим встречается в очень немногих газовых месторождениях. Вследствие ряда причин (значительно большей вязкости воды по сравнению с вязкостью газа, плохой проницаемости продуктивного пласта и др.) подъем воды обычно отстает от темпов отбора газа, поэтому давление в газоносном пласте с течением времени падает. Большинство газовых месторождений имеет газовый или водонапорный режим с небольшим коэффициентом возмещения.

Под коэффициентом возмещения понимают отношение объема воды, поступившей за определенный период в эксплуатируемую газовую залежь, к объему газа, отобранному за это же время (приведенному к пластовым условиям). По мере эксплуатации газовой залежи коэффициент возмещения обычно возрастает. Это связано с падением давления в пласте и, следовательно, с увеличением скорости поступления воды. Знание режима газового месторождения очень важно для его эксплуатации.

3.2. Разведка месторождений нефти и газа

Задача обнаружения новых месторождений нефти и газа на практике сводится к поискам возможных ловушек углеводородов. До сих пор нет методик, аппаратуры и механизмов,

37

которые могли бы безошибочно обнаруживать подземные площади, где имеются нефтяные или газовые месторождения. Поэтому геологи и геофизики ищут места, где имеются либо структурные, либо стратиграфические условия, благоприятные для аккумуляции углеводородов; эти участки затем опробуются на наличие нефти и газа бурением скважин.

Геологические методы включают исследования на поверхности и в глубинах земли. Поверхностные исследования используют только там, где покров почв и четвертичных отложений достаточно тонкий и имеются многочисленные обнажения коренных пород. Геолог измеряет мощности разрезов обнаженных пород, строит карты геологических формаций, определяет структуру залегания путем наблюдения падений и простираний пластов в тех местах, где рельеф имеет значительную амплитуду. В случае относительно ровного залегания и плоского рельефа используется метод инструментальной съемки с помощью геодезических инструментов. Могут быть использованы аэрофотоснимки и результаты космической съемки. Многие нефтяные месторождения были открыты при разбуривании антиклиналей, обнаруженных в результате поверхностной геологической съемки. В случае перекрытия коренных пород мощным чехлом четвертичных почв, аллювия ледниковых отложений и др. проводится структурное бурение. Вскрывая скважинами пласты, геологи устанавливают структурный план коренных глубоко залегающих пород.

При поиске нефти и газа на значительных глубинах широко используются геофизические методы, основными среди которых являются гравиметрический и сейсмический. Последний из упомянутых наиболее важен и результативен.

Сейсмические методы разведки нефти и газа основаны на замере времени между взрывом на поверхности, который создает ударные волны, и приходом отраженных волн; это время зависит от глубины залегания пластов. Пласты твердых

38

пород представлены более крупными пиками на сейсмической записи, чем пласты мягких пород.

Гравиметрические методы разведки нефти и газа основаны на слабых вариациях силы земного притяжения, обусловленных различными свойствами пород. Сила тяжести меньше над соляным куполом, потому что соль имеет меньшую плотность, чем окружающие породы; силы тяжести больше над антиклиналями и над одной из сторон сброса, потому что плотные породы фундаментов располагаются ближе к поверхности.

Используя эти методы, можно в лабораторных условиях изучать данные геофизических исследований погребенных отложений, скважин, образцов шлама и керна. Эти данные позволяют строить структурные карты глубоко залегающих горизонтов, геологические карты разных типов, карты мощностей отложений, профильные разрезы. Собранная и обобщенная информация, полученная разными методами, используется для выявления недоступных ранее вероятных ловушек. Для определения следов углеводородов проводятся геохимические анализы пород и вод. По содержаниям органического вещества и углеводородов могут быть выявлены нефтегазоматеринские отложения.

3.3. Добыча нефти и газа

После обнаружения района, благоприятного для скопления нефти или газа, на этом месте начинается бурение нефтяных скважин. В среднем из всего количества пробуренных при разведке скважин не более четверти оказываются продуктивными.

Бурение должно обеспечивать разрушение горных пород тех отложений, через которые проходит скважина, и вынос раздробленных частиц породы на поверхность. При этом необходимо контролировать высокий напор флюидов (воды,

39

нефти и газа), которые могут неожиданно встретиться в проходимых скважиной пластах, а также обеспечивать поддержку стенок скважины, чтобы они не обваливались и не образовывали каверн.

Начальный диаметр скважины может достигать 90 см, но обычно в зависимости от условий он составляет от 25 до 70 см. Диаметр скважины обычно уменьшается с глубиной и у забоя иногда составляет 8 см, но чаще находится в пределах

10-20 см.

Все методы бурения могут быть подразделены на ударное и вращательное бурение. Установка ударного бурения бурит скважину путем возвратно-поступательного движения (падения и подъема) тяжелой колонны труб бурового инструмента; эти удары крошат породу, а раздробленные частицы породы поднимаются и выносятся из скважины в виде водной суспензии. При вращательном (роторном) бурении проходка горных пород осуществляется тяжелой вращающейся буровой колонной; срезанные у дна (забоя) скважины обломки породы непрерывно поднимаются на поверхность рабочей жидкостью, циркулирующей в скважине под давлением (рис. 2). При роторном бурении двигатель расположен на поверхности земли, вращение от него передается долоту через промежуточные механизмы и колонну бурильных труб, имеющих диаметр 125...

150 мм. В качестве бурильных труб применяют цельнокатаные (бесшовные) трубы, изготовленные из высококачественных углеродистых и легированных сталей, со стенками толщиной 8... 11 мм. Трубы соединяют между собой замками на крупной конической резьбе. В верхней части бурильных труб устанавливают ведущую трубу, имеющую в поперечнике квадратное сечение. Эта труба проходит через ротор, укрепленный над устьем скважины. Ротор передает вращение от двигателя к ведущей трубе и далее к бурильным трубам.

40