Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

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

 

Z = V/Vи

 

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. 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. 4. 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. 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 Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:

 

 

 

где Pкрi, и Tкрi - критические давление и  температура i-го компонента; Xi — 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):

 

Pпр=Р/Рпкр;

 

Тпр=Т/Тпкр,

 

где Р и Т— конкретные давление и температура, для которых определяется Z.

 

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

 

Влагосодержание природных газов связано с  тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и 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.

 

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 капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

 

Объемный  коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева:

 

bг  = Vпл.г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст),

 

где Рпл, Тпл, Pcт,××Тст — давление и  температура соответственно в пластовых  и стандартных условиях.

 

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

 

Газоконденсат

 

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

 

Сырой конденсат представляет 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 (C5+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  конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+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 150см3/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.

 

Газогидраты

 

Гидраты газов представляют 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.

 

 

 

Рис. 5.  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 –  C2H6.; 7 – С3Н8: 8 –H2S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р—Т (рис. 5). 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.

 

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:

 

-          незначительной амплитудой ПС;

 

-          отсутствием или малым значением  приращения показаний микроградиент-зонда;

 

- интенсивностью  вторичной a активности, близкой  к интенсивности водонасыщенных пластов;

 

- отсутствием  глинистой корки и наличием  каверн;

 

-          значительной (в большинстве случаев)  величиной rк; 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.

2.5. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И  ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также  в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.

 

Формы залегания воды в породах.

 

  В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис.  6  ).

 

В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные  частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду.

 

В капиллярных  пустотах находится капиллярная  вода. При сплошном заполнении пор  она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.