vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

¹Sherman, Kropff, Journ. Am. Chem. Soc., 30 MS 2, p. J 630, 1908; H. S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Van Nostrand Co., New York, p. 45, 1945.

Природный газ

Природный газ, содержащийся в природных резервуарах, состоит из низкокипящих углеводородных газов; он встречается как в незначительном количестве в растворенном в нефтях состоянии, так и в виде скоплений, занимающих большой объем в резервуаре. Кроме углеводородов, в состав природных газов в качестве примесей входят сероводород, азот и углекислота. Ни один из этих газов не имеет большого промышленного значения, и только гелий, содержание которого достигает иногда 8 % общего количества присутствующих в природном резервуаре газов, может представлять определенный промышленный интерес.

Природный газ можно классифицировать как попутный (associated), если он встречается совместно с нефтью, и как самостоятельный, не связанный с нефтью

(nonassociated), когда он залегает отдельно от нее, образуя чисто газовые залежи. В

нефтегазовых резервуарах природный газ может быть обнаружен в свободном состоянии в виде газа, растворенного в нефти или воде, а также в виде сжиженного газа.

Свободный газ. Свободный газ занимает наиболее приподнятую часть природного резервуара и может подпираться либо нефтью (попутный газ), либо водой

(самостоятельный газ)1.

Газ, растворенный в нефти. Когда нефть и газ находятся в тесном контакте, газ в том или ином количестве растворяется в нефти. Объем растворенного газа зависит от свойств самого газа и свойств нефти, а также от давления и температуры в природном резервуаре. За некоторыми исключениями, почти во всех нефтяных залежах содержится растворенный газ, количество которого колеблется от нескольких кубических футов до нескольких тысяч кубических футов на 1 баррель нефти. Если объем растворенного газа невелик, при отборе нефти из залежи его просто выпускают в воздух. В случае довольно значительного содержания в нефти растворенного газа обычно производится их разделение с последующим сжиганием газа в факелах, чтобы предотвратить скопление последнего в опасных концентрациях в понижениях рельефа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

земной поверхности. Когда же газа еще больше, он собирается в емкости и поступает в продажу или используется в качестве источника энергии на промыслах, или же подвергается обратной закачке в природный резервуар.

Залежи, в которых весь газ растворен в нефти, называются недонасыщенными в

отличие от насыщенных залежей, в которых избыточный газ образует газовую шапку.

Величина температуры и давления, при которой газ начинает выделяться из нефтяного раствора, называется точкой «кипения» (bubble point). Поскольку в процессе добычи температура в природном резервуаре остается более или менее постоянной, в то время как пластовое давление изменяется, то давление, при котором начинают выделяться пузырьки газа, часто именуется еще давлением насыщения (или, что то же самое,

упругостью, или давлением, паров). Если давление насыщения равно по величине пластовому, то нефть, находясь в залежи, содержит в себе весь присутствующий газ,

удерживая его в растворенном состоянии без какого-либо образования пузырьков.

Когда же пластовое давление превышает давление насыщения, нефть способна растворить газа гораздо больше, чем его имеется в действительности. Давление насыщения изменяется от величины, соответствующей пластовому давлению, до атмосферного. Соотношения между пластовым давлением и давлением насыщения в насыщенных и недонасыщенных залежах схематически показаны на фиг. 5-38.

¹Считается, что природный газ почти всегда представляет собой газообразную фазу нафтидов (petroleum). Однако в Канаде вместо этой общепринятой существует иная точка зрения, согласно которой свободный, не связанный с нефтью природный газ рассматривается в качестве самостоятельной субстанции и только попутный газ относится к нафтидам,

образованиям нефтяного ряда (petroleum substance) (Borys v. Can. Рас. Ry and Imperial Oil Ltd., Jud. Comm. Privy Council Judgment given January 1953).

Газ, растворенный в воде. Газ растворяется также в водах нефтяных месторождений. При пластовом давлении 5000 фунт/кв. дюйм и в обычном температурном интервале природных резервуаров нефти растворимость природного газа в водах нефтяных месторождений может достигать 20 куб. футов на 1 баррель.

Если вода представляет собой рассол, при повышении содержания растворенного в ней минерального вещества на 1 вес. % растворимость газа уменьшается на 5 % [87]. Судя по промысловым данным, растворимость газа в пластовых водах составляет около 6 %

его растворимости в нефти (I.I.Gardescu, личное сообщение). В тех случаях, когда пластовая

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фиг. 5-38. Схема взаимоотношения между нефтью и газом при одинаковых их количествах, но в условиях разного давления.

В залежи 1 пластовое давление S¹B¹ меньше давления насыщения А¹В¹ и, следовательно, здесь образуется газовая шапка. В залежи 2 давление насыщения равно пластовому давлению; здесь образуется насыщенная залежь. В залежи 3 пластовое давление S³B³ выше давления насыщения А³В³, образуется недонасыщенная залежь - здесь нефть могла бы содержать растворенного газа больше, чем его имеется в действительности.

Залежь 1: пластовое давление 200 фунт/кв. дюйм (S¹B¹), давление насыщения 450 фунт/кв. дюйм (А¹В¹); полное насыщение нефти газом плюс газовая шапка. Залежь 2: пластовое давление 450 фунт/кв. дюйм (S²B²), давление насыщения 450 фунт/кв. дюйм (А²В²); насыщенная залежь. Залежь 3: пластовое давление 700 фунт/кв. дюйм (S³B³), давление насыщения 450 фунт/кв. дюйм (А³В³): недонасыщенная залежь.

вода занимает до 50% порового пространства природного резервуара, количество

растворенного в ней газа может быть весьма значительным.

Сжиженный газ. В пластовых условиях, характеризующихся высокими

абсолютными давлениями, обычно более 5000-6000 фунт/кв. дюйм, и высокими

температурами, природный газ и нефть становятся неотличимы по физическим

свойствам. Их соотношения контролируются в этих случаях целым рядом новых

обстоятельств (подробнее об этом см. в гл. 9).

Измерение объема природного газа

Объем природного газа измеряется обычно [88] в кубических футах¹. Поскольку

газ всегда распространяется по всему объему резервуара, его количество зависит от

температуры и давления. Поэтому измерения количества газа приводятся к постоянным

условиям. В качестве стандартных исходных условий приняты температура 60°F и

давление 30 дюймов ртутного столба (приблизительно 14,73 фунт/кв. дюйм, или

нормальное атмосферное давление); иногда же за эталон принимается температура

20°С (68°F). Объем газа записывается в виде величины, кратной 1000 единиц

измерения, сокращенно обозначаемой буквой М; так, 3 540 000 куб. футов газа

записывается как 3540 м куб. футов.

¹В некоторых странах, особенно в СССР, объемное количество природного газа часто переводится в метрические тонны нефти; 1000 мZ природного газа приравнивается к 0,824

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

метрической тонны нефти [обычно 1000 м3 газа считают эквивалентными 1 т нефти].

Сконструировано множество различных приборов для измерения количества

(объема) газа, проходящего по трубам [89]. Большинство замеров объема газа,

извлекаемого из скважин, производится с помощью диафрагменных счетчиков-

расходомеров [90], определяющих перепад давления между противоположными сторонами установленной в трубопроводе диафрагмы. Исходя из получаемых перепадов давления с учетом параметров диафрагмы, представляющей собой круглое отверстие в тонкой пластинке, можно рассчитать скорость истечения газа. При медленном истечении газа и давлении, близком к атмосферному, обычно применяются счетчики объемного типа. Объем газа в этих случаях определяется по числу регистрируемых счетчиком поочередных заполнений газом и освобождений от него камеры расходомера. Небольшие количества газа, увлекаемого буровым раствором и заключенного в обломках шлама, обычно улавливаются с помощью газоанализаторов

(см. стр. 90).

Измерение объема газа в природном резервуаре в переводе на его объем в условиях дневной поверхности производится одним из двух распространенных методов, несколько напоминающих методы подсчета запасов нефти в природном резервуаре, с приведением

Фиг. 0-39. Обобщенная диаграмма изменения объема газа при повышении давления и постоянной температуре.

их к нормальным условиям [91]. Объемный метод, или метод насыщения, заключается в умножении объема (в акр-футах) порового пространства, заполненного газом, на отношение между пластовым давлением и давлением на поверхности в атмосферах и на температурную поправку, зависящую от того, насколько температура в природном резервуаре отличается от стандартной, равной 60°F. Коэффициент давления определяется по газовому закону, согласно которому объем идеального газа при постоянной температуре меняется обратно