Сделай Сам Свою Работу на 5

Химический состав газа и его свойства





Природный газ состоит из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Плотность в среднем составляет 0,75 кг/м3. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород. Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа.



Газовый фактор-Количество газам3), приходящееся на 1 т добытой нефти

Г. ф. зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Г. ф. является важнейшим показателем расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.

Влажность природного газа.

Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды. Наличие влаги в газе не желательно, так как пары воды при движении газа могут скапливаться в газопроводах и аппаратах, нарушая технологический режим эксплуатации. Вода, соединяясь с кислыми газами приводит к коррозии и способно при определенном давлении или температуре образовывать твердые соединения с газом – гидраты, закупоривающие газопроводы.

Гидратообразование.

Гидраты природных газов – неустойчивые физико-химические соединения воды с углеводородами , которые с повышением температуры или при снижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду – белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. Увеличение %-го содержание H2S(сероводород) и CO2 приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Природные газы, содержащие N2 имеют более низкую температуру образования гидратов.



 

Емкостные свойства пород-коллекторов

Коллекторомназывается горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.

Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн

 

Пористость и строение порового пространства

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его бъему:

Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов от 0,65 до 33 %, у песчаников от 13 до 29 %, а у магматических пород от 0,05 до 1,25 %.

Проницаемость

Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называетсяпроницаемостью.



Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты,известняки, алевролиты.

К плохо проницаемым относятся: глины, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией.

Коэффициентом нефтенасыщенности Кн(газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти(газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда Кн, Кг, Кк выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора Кг +Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн + Кв = 1

Температура и давление в залежи. Геотермический градиент.

Пластовые давления

Основными источниками энергии в пластах являются напор , краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного газа в нефти в момент выделения газа из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его нефти, воды и газа. Эти силы могут проявляться раздельно или совместно. Таким образом, энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее может быть использована залежь нефти.

Значительное снижение пластового давления в процессе разработки нефтяной залежи при наличии в ней еще больших остаточных запасов нефти указывает на быстрое истощение пластовой энергии. Это приводит к большому недобору нефти, которая из-за отсутствия энергии не способна двигаться по пласту к забоям скважин.

Пластовое давление – это давление под которым нефть (газ/вода) находится в пласте. Однако имеются нефтяные месторождения, где установлено пластовое давление, значительно превышающее величину гидростатического давления.

Повышение пластового давления по сравнению с гидростатическим в ряде случаев может быть вызвано тектоническими силами,приведшими к росту складок после формирования залежей нефти и в связи с этим к уменьшению глубины залегания нефтеносных пластов, сохранивших первоначальное пластовое давление.

Аномально повышенное давление может быть также следствием связи данного пласта по тектоническим трещинам с залегающим ниже газоносным пластом с высоким пластовым давлением. Наконец, аномально высокое пластовое давление может быть вызвано большой высотой газовой залежи, так как давление во всей залежи определяется в основном величиной пластового давления в зоне контакта газ — вода. Если, например, газоводяной контакт залегает на глубине 1500 м и наивысшая точка газоносного пласта расположена на глубине 1000 ж, то в сводовой части залежи пластовое давление будет превышать гидростатическое в 1,5 раза.

 

7 Режимы работы залежей.

Режимом газонефтеносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изме-вюния его дебита во времени, пластового давления во времени, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. п. Режим пласта — сложный комплекс проявления его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только его лито лого-физические свойства, но и промысловые данные, характеризующие дебит нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и др.

Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

В настоящее время в работах различных исследователей имеются отличающиеся одна от другой схемы классификации режимов нефтеносных пластов, однако большинство исследователей, исходя из природы действующих сил, выделяет следующие основные режимы нефтеносных пластов:

1) водонапорный режим;

2) упругий режим;

3) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

4) режим растворенного газа;

5) гравитационный режим.

Водонапорный режим

При водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отборомч жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин.

Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи достигает 0,8. Интенсивность проявления водонапорного режима зависит не только от указанных выше природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта в целом, а также из отдельных его участков.

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.