3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей

Исследования, выполненные в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина и ЯФ (якутским филиалом) АН СССР, показали, что в определенных термодинамических условиях природный газ в земной коре может находиться в твердом (гидратном) состоянии, а его скопления обра­зуют газогидратныс залежи.

Газ в связанном гидратном со­стоянии характеризуется иными свой­ствами, чем в свободном состоянии.

Хорошо известно, что природ­ные газы при высоких давлениях и пониженных температурах всту­пают в соединение с водой и обра­зуют твердое соединение — гидрат.

Состав гидрата определяется вы­ражением nGmH₂O, где G — угле­водородная составляющая. В зависи­мости от состава исходного газа, давления и температуры величина п изменяется от 6 до 8, а т — от 46 до 184.

Рисунок 3.6 – Структура газового гидрата.

По составу исходного газа, давлению и температуре опре­деляется состав гидрата и его кристаллическая структура. На рисунке 3.6 показана одна из элементарных решеток кристаллической структуры гидрата — метана. Мелкие точки — молекулы воды, образующие пептагондодекаэдры, внутри которых располагаются молекулы газа (крупные точки). Внешне скопление гидратов напоми­нает спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов газов зависит от его состава и изменяется в довольно широких пре­делах — от 0,8 до 1,8 г/см³. Энтальпия образования гидратов нахо­дится в пределах 48 - 135 кДж/моль.

Процесс начала образования гидратов газов поверхностно-контактный. Обычно центры кристаллизации зарождаются на по­верхности контакта газ — вода. Рост гидрата может происходить как в газовой среде, так и в объеме воды, как в области положи­тельных, так и отрицательных температур.

Гидраты газов могут образоваться в аппаратах и газопроводах, в скважине, а также в пористой среде — в пластах. В пластовых условиях гидраты образуются в двух случаях: в призабойной зоне скважины при ее эксплуатации с высокими депрессиями, когда температура газа снижается до температуры гидратообразования, и не­посредственно пласте (до ввода залежи в разработку), когда темпе­ратура залежи ниже равновесной температуры гидратообразовання.

Термодинамические условия, соответствующие образованию гид­ратов газов непосредственно в пласте, обычно приурочены к районам распространения многолетнемерзлых грунтов.

Многолетнемерзлые грунты покрывают 23 % суши земного шара. Глубина залегания таких грунтов достигает 500—700 м, а иногда и 1500 м.

Как показали исследования, на территории распространения веч­ной мерзлоты находятся большие запасы нефти и природных газов. Естественно, что значительные запасы газа в таких районах приуро­чены к термодинамическим зонам, соответствующим условиям обра­зования гидратов газов в пластах.

Газогидратная залежь по характеристике значительно отличается от обычной газовой залежи.

Переход газа из свободного состояния в связанное гкдратное сопровождается значительным сокращением его объема, т. е. при переходе обычной газовой залежи в газогидратную понижается давле­ние (при неизменном положении газо-водяного контакта) либо умень­шается объем залежи (при неизменном пластовом давлении). Поровое пространство газогидратной залежи частично или полностью запол­няется гидратом. Наряду с газом в связанном гидратном состоянии он содержится в свободном или растворенном в воде виде.

Запасы газа в газогидратной залежи при одинаковых давлениях значительно превышают запасы обычной равнообъемной газовой залежи.

Подсчет запасов в газогидратной залежи без учета содержания гидрата приведет к ошибкам.

Запасы в месторождениях, содержащих газ частично или пол­ностью в состоянии гидратов:

Q= Vm [pT₀/p₀T_z(1 – S_b) + S_bS_pф + S_b (1 - S,)л + ф (S_n + S_ж)], (3.1)

где V — объем залежи;

m— полная пористость в долях единицы;

р — давление в газогидратнои залежи;

p₀ — атмосферное давление;

Т — температура залежи в 'К;

z — коэффициент сверхсжимаемости свободного газа в залежи:

S_b— содержание поровой воды в залежи в долях единицы:

S_p— часть воды, перешедшей в гидрат, в долях единицы от содержания поровой воды (Sp обратно пропорциональна размеру пор и прямо пропорциональна толщине пленки поровой воды);

ф - коэффициент реагирования, при нормальных условиях рав­ный количеству объемов газа, содержащихся в одном объеме воды при переходе их в гидрат (величина г)з зависит от состава исходного газа, давления и температуры);

л — коэффициент растворимости газа в свободной поровой воде;

S_n — количество поровой воды, перешедшей в гидрат (функция упругости паров воды над гидратами);

S_ж — количество воды, поступившей в пласт из приконтурной зоны и перешедшей в гидрат.

Разработка газогидратных залежей должна исходить из общего принципа — газ из связанного гидратного состояния должен быть переведен непосредственно в пласте в свободное состояние с последу­ющим отбором его через обычные скважины.

Существующие методы перевода газа из гидратного в свободное состояние основываются на снижении пластового давления ниже давления разложения гидрата; на повышении температуры залежи или ее части выше температуры разложения гидрата, а также на свойстве гидратов газов разлагаться при их контакте со спиртами и другими жидкостями.

3.5 Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для

лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей

В предыдущих разделах мы рассмотрели схемы течения углеводо­родных смесей и элементы теории их фазовых превращений. При вы­боре метода разработки и эксплуатации газоконденсатной залежи, установлении технологических схем и режима работы промысловых установок необходимо знать количественные характеристики угле­водородных смесей и изменение их в зависимости от давления и тем­пературы. Для этого проводится комплекс исследований свойств пластовой углеводородной смеси, в результате которого устанавли­вается газоконденсатная характеристика залежи. При этом опреде­ляются следующие параметры:

– состав пластового газа и содержание в нем конденсата;

– давление начала конденсации углеводородов в пласте к давле­ние максимальной конденсации;

– фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях.

– изотермы конденсации пластового газа;

– количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температурах;

– потери конденсата (углеводороды остающиеся в пласте) при разработке залежи без поддержания давления в зависимости от сте­пени падения пластового давления и за весь срок эксплуатации месторождения;

– количество конденсата (и его состав), извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи в процессе ее эксплуа­тации.

Кроме упомянутых характеристик, исследуются также фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в условиях сква­жин, газосепараторов и газопроводов.

Изучение газоконденсатных характеристик углеводородов начи­нается непосредственно у скважин и проводится оно с помощью спе­циальной аппаратуры. Значительная часть упомянутых параметров газоконденсатной характеристики определяется в лабораторных условиях. Для этой цели используются установки УГК-3, бомбы РТ-7, РТ-8 и др. В качестве примера на рис. IV. 21 приведена схема установки УГК-3. Она состоит из термостатируемой бомбы 1 объемом 3100 см³ (максимальное рабочее давление 45 МПа), насоса 2, поршне­вой поджимки 3, термостатируемого сепаратора 4 и напорных бачков 5.

Рисунок 3.7 – Схема установки УГК-3.

1 — бомба pVT; 2 — насос; 3 — поджимка; 4 — сепаратор;

5 — напорные бачки; 6—10 — вентили.

Внутри бомбы расположен поршень, при передвижении которого изменяются объемы пробы. Передвижение поршня производится под действием давления, создаваемого гликолем, нагнетаемым насосом в верхнюю часть бомбы. В нижней части бомбы имеется смотровое окно, герметизированное стеклянными линзами, для наблюдений в процессе опыта за фазовым состоянием углеводородной смеси. Ниже окна помещен измерительный плунжер. Его сечение меньше, чем сечение верхнего поршня. При одновременном движении поршней в одну сторону объем пробы, находящейся между ними, остается постоянным. Это дает возможностьсовмещать раздел жидкой и газовой фаз с центром смотрового окна при сохранении постоянства давления в бомбе. Внутри бомбы имеется мешалка (в виде перфорированной пластины), приводимая в движение электромагнитом.

При исследовании свойств газоконденсатных смесей пробы газа и сырого конденсата, отобранные из скважин, рекомбинируются в соответствии с реальным газоконденсатным фактором. Проба газа загружается в бомбу (поршневая поджимка служит для подачи пробы газа из баллона в бомбу под повышенным давлением).

Для лучшего уяснения принципа действия установки и назначения отдельных ее узлов рассмотрим схему построения изотермы конденсации для различных температур.

Рисунок 3.8 – Изотермы конденсации.

Изотерма конденсации представляет собой зависимость количества конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа (при постоянной температуре) от давления в сепараторе

Давление, МПа,

Давление в бомбе после загрузки ее пробой поднимается на 1,5— МПа выше давления начала конденсации и устанавливается равновесие при необходимой температуре. Сепаратор 4 (рис. 3.7) также термостатируется при намеченной температуре. Газ из бомб перемещением верхнего поршня пропускается через сепаратор. При дросселировании его вентилями 9 и 10 устанавливается необходимое давление. Из сепаратора газ через вентиль 10 выпускается (через стеклянную ловушку, погруженную в охлаждаемую смесь с температурой —10 °С, и газовый счетчик) в атмосферу. (Через специальный тройник газ до счетчика отбирается на анализ.) Объем конденсата, выделившегося в сепараторе, измеряют с помощью измерительного устройства. Этот объем сырого конденсата относят к объему пропущенного газа, приведенного к нормальным условиям.

Следует учитывать, что если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности больше энергии сцепления молекул жидкости, то вытесняемая жидкость оставляет на поверхности пленку толщи­ной соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил. Это является одной из причин образования остаточной пленочной нефти в пласте.

В пластовых условиях гистерезис смачивания осложняется наличием остаточной воды, которая, по-видимому, способствует улучшению смачивания поверхности капиллярных каналов вытесня­ющей водой.