ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

Природные углеводородные газы представля­ют собой смесь предельных УВ вида С_пН_2п+2. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неугле­водородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, серо­водород H₂S, гелий Не, аргон Аг.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторожде­ний, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С_5+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные га­зы). Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Компонентный состав природного газа трех месторожде­ний приведен в табл. 5.

Таблица 5 Компонентный состав, % по объему, газов некоторых месторождений

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄) составляют не более 75 г/м³, называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м³) газ называют жирным.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярны­ми концентрациями компонентов. Для характеристики газо­вой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную мас­су, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа

(VI.6)

где — молекулярная масса i-го компонента; — объем­ное содержание i-го компонента, доли ед.

Для реальных газов обычно М = 16-20.

Плотность газа р_г рассчитывается по формуле

(VI.7)

Где объем 1 моля газа при стандартных условиях.

Обычно значение р_г находится в пределах 0,73-1,0 кг/м³.Чаще пользуются относительной плотностью газа по воз­духу , равной отношению плотности газа к плотности воздуха р_в, взятой при тех же давлении и температуре:

(VI.8)

Если р_г и р_в определяются при стандартных условиях, то = 1,293 кг/м³ и = /1,293 кг/м³.

Уравнения состояния газовиспользуются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между дав­лением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и темпера­туры определяется уравнением Клайперона - Менделеева:

pV = NRT,

где р — давление; V - объем идеального газа; N – число киломолей газа; R — универсальная газовая постоянная; Г — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов.

Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводород­ные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона - Менделеева для реальных газов за­писывается в виде

pV = ZNRT, (VI.9)

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и харак­теризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемостиZ реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и иде­ального Vн газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/Vн (VI. 10)

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее на­дежно могут быть определены на основе лабораторных ис­следований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (см. рис. 38). Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокри­тическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 39. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответ­ствует газовой фазе, участок под пунктирной линией двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критиче­ской. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Дру­гими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

Рис. 39. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову):

v – удельный объем, р - давление

С приближением значений давления и температуры к кри­тическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одина­ковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плот­ности их уравниваются.

С появлением в системе двух и более компонентов в за­кономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между крити­ческими температурами компонентов, а критическое давле­ние смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z ре­альных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением р_пкр и псевдокритической тем­пературой T_пкр. Они определяются из соотношений:

(VI. 11)

(VI. 12)

Где и - критические давление и температура i-го компонента; - доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представля­ют собой псевдокритические значения, приведенные к кон­кретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

(VI. 13)

(VI. 14)

где p и T — конкретные давление и температура, для кото­рых определяется Z.

Если состав газа неизвестен, то его псевдокритические давление и температуру определяют по графикам (рис. 40). В том случае, когда в газе содержатся H₂S, N₂ и С0₂, в значе­ния, снятые с этих графиков, вводят поправки с соответст­вующим знаком. Если неуглеводородных компонентов в газе более 15 %, графиками на рис. 40 пользоваться не рекомен­дуется.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно использу­ется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Влагосодержание природных газовсвязано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и видов (см. раздел 4 настоящей главы), вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м³ или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Рис. 40. Графики зависимости псевдокритических давлениярпкр (а) и тем­пературыTпкр(б) от плотности углеводородных газов по воздуху (по Ю.П. Гаттенбергеру).

Месторождения: 1 — газовые, 2 — газоконденсатные; поправки, %, к вели­чинам псевдокритических давления Δр и температуры ΔT за счет содержа­ния: 3 – N2, 4 – СО2, 5 – H2S

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях во­да может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. перехо­дить в капельножидкое состояние. В газоконденсатных сис­темах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличи­вается.

Объемный коэффициент пластового газа b_г, представля­ющий собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа V_ст, который он зани­мает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

(VI. 15)

— давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины b_гимеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Конденсатомназывают жидкую углеводородную фазу, вы­деляющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсатпредставляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепарато­рах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6_+высш), в которых растворено некоторое количе­ство газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей явля­ется конденсатно-газовый фактор,показывающий содержа­ние сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м³), из которого добывается 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных место­рождений от 1500 до 25 000 м³/м³.

Стабильный конденсатсостоит только из жидких УВ — пентана и высших (С6_+высш). Его получают из сырого конден­сата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 "С. Молекулярная масса 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компо­нентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150-300 см³/м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации,т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной за­лежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавли­вать:

· состав пластового газа и содержание в нем конденсата;

· давление начала конденсации УВ в пласте и давление мак­симальной конденсации;

· фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях;

· количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре;

· возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

· фазовые превращения и свойства газоконденсатных сме­сей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Гидраты газовпредставляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных дав­лении и температуре заполняют структурные пустоты крис­таллической решетки, образованной молекулами воды с по­мощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состо­янии возрастает до 1,26-1,32 см³/г (плотность льда 1,09см³/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в за­висимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом га­за, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в коорди­натах р–T(рис. 41). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молеку­лами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном дав­лении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см³.

Рис. 41. Диаграмма гетеро­генного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону):

1 — N2, 2 — СН4,3 — СО2; природная газовая смесь с относительной плотностью по воздуху: 4 — 0,6; 5 — 0,8; 6 – С2Н6; 7 – С3Н8; 8 – Н2S.

Газогидратные залежи— это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подош­венной водой, газовой залежью или непроницаемыми плас­тами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стан­дартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

ü незначительной амплитудой ПС;

ü отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент - зонда;

ü интенсивностью вторичной α-активности, близкой к ин­тенсивности водонасыщенных пластов;

ü отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

ü значительной (в большинстве случаев) величиной р_к;

ü повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.

В основе разработки газогидратных залежей лежит прин­цип перевода газа в залежи из гидратного состояния в сво­бодное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

повышения температуры залежи выше температуры раз­ложения гидрата; снижения давления ниже давления разложе­ния гидрата; термохимического, электроакустического и дру­гих воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необ­ходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, со­ответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.