12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂.

В состав природных газов входят:

а) углеводороды - алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n;

б) неуглеводороды - азот N₂, углекислый СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.

Пропан (С₂Н₆), пропилен (С₃Н6), изобутан (i=С₄Н₁₀), нормальный бутан - (n=С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях  в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С₅Н₁₂) и более тяжелые (17 ≥ n >5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₂₈), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Классификация природных газов.

Природные газы подразделяют на три группы.

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N₂, СО₂, H₂S, Не, Аг и др.

Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Залежи природного газа

Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.

Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться. Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсатонефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов.

Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи.

Основной формой пластовой залежи является сводовая (рис. 2.1), высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом. Кровлей газоносного пласта называют верхнюю границу газоносного пласта с вышележащими непроницаемыми породами. Нижнюю границу газоносного пласта с нижележащими непроницаемыми породами называют подошвой газоносного пласта. Наикратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его мощностью. Если газовая залежь по всей площади подстилается водой, газонасыщенная мощность пласта определяется как расстояние от кровли до поверхности контакта газа с водой. Пластовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая залежь по газонасыщенной мощности меньше мощности самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.

Наряду с общей выделяют эффективную мощность, которая определяется путем исключения мощности непродуктивных, например глинистых, пропластков из общей мощности.

Рис.12.1 Схема пластово-сводовой залежи с контурной водой: I - кровля пласта; II – подошва пласта; III – газоводяной контакт; h – мощность пласта; h₁ – этаж газоносности; IV – внутренний контур газоносности; V – внешний контур газоносности; 1,2,3 – изогипсы; А – газовая скважины глубиной L₁; Б – водяная скважина глубиной L₂; l₁ – расстояние от забоя скважины А до контакта газ-вода; l₂ – расстояние от забоя скважины Б до ГВК; l – расстояние по вертикали между забоями скважин А и Б; L - высота от устья до уровня

Основными параметрами газовой залежи являются:

а) отметка контакта газ-вода (ГВК), т. е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ  вода;

б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до ГВК;

в) внутренний контур газоносности, который представляет собой линию пересечения ГВК с подошвой газоносного пласта;

г) внешний контур газоносности, представляющий собой линию пересечения ГВК с кровлей продуктивного пласта.

В последние годы на практике широко применяют новые методы разведки газовых и газоконденсатных месторождений, сущность которых состоит в том, что с помощью первых разведочных скважин устанавливаются лишь основные параметры залежей, необходимые для составления проекта опытно-промышленной их эксплуатации. Если установлено, что залежь относится к газовой, то остальные параметры выясняются и уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения с подачей газа потребителям. В результате этого не только значительно уменьшается число разведочных скважин, но и более правильно намечаются пути доразведки залежи. На разработку залежи существенно влияет положение газоводяного контакта, который определяется по данным каротажа или опробования скважин.

Классификация месторождений

Месторождений по составу углеводородов

а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность ∆≈0,56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 3540%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, ∆ ≈ 1,1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, ∆ ≈ 0,7-0,9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Газоконденсатные месторождения по фазовым состоянию

а) однофазные насыщенные - пластовое давление Р_пл равно давлению начала конденсации Р_к ;

б) однофазные ненасыщенные - Р_пл > Р_к;

в) двухфазные - Р_к > Р_пл;

г) перегретые - пластовая температура Т_пл больше крикондентермы Т_max.

Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С₅₊ в 1м³ пластового газа подразделяются на следующие группы:

I - незначительное содержание до 10 см³/ м³;

II- малое содержание от 10 до 150 см³/ м³;

III- cреднее содержание от 150 до 300 см³/ м³;

IV- высокое содержание от 300 до 600 см³/ м³;

V - очень высокое содержание свыше 600 см³/ м³.

Газовые и газоконденсатные месторождения по содержанию нефти

а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;

б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

Месторождений по величине начального пластового давления

а) низкого давления- до 6 МПа;

б) среднего давления - от 6 до 10МПа;

в) высокого давления - от 10 до 30МПа;

г) сверхвысокого давления - свыше 30МПа.

Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)

а) низкодебитные - до 25 тыс. м³/сутки;

б)малодебитные - 25-100 тыс. м³/сутки;

в) среднедебитные - 100-500 тыс. м³/сутки;

г) высокодебитные - 500-1000 тыс. м³/сутки;

д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м³/сутки.

Изменение состава природного газа в процессе разработки.

Во время эксплуатации газовых скважин метан  газообразный и находится при температуре выше критической, этан  на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны  в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.