ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 29

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  27  28  29  30   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 29

 

 

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

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   м

Z

  природного   газа   приравнивается   к   0,824

метрической тонны нефти [обычно 1000 м

3

 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

пропорционально   давлению   (фиг.   5-39).   При   атмосферном   давлении,   равном   14,7  фунт/кв.

дюйм,  для приведения объема пластового газа, находящегося под давлением 3000  фунт/кв.

дюйм,  к   атмосферному   необходимо   помножить   объем   газа   в   природном   резервуаре   на

коэффициент давления, равный

Объем   газа   меняется   также   прямо   пропорционально   абсолютной   температуре.   Так,

объем   газа,   находящегося   в   природном   резервуаре   при   температуре   140°F,   сократится   при

достижении   температуры   дневной   поверхности,   равной   60°F,   пропорционально

температурному поправочному коэффициенту, равному

Второй метод подсчета количества газа в природном резервуаре с приведением егс к

условиям   дневной   поверхности   основан   на   том,   что   при   отборе   газа   из   пласта   пластовое

давление  снижается.   Падение  давления  на  единицу приведенного  к  атмосферным   условиям

объема   газа,   извлекаемого   из   природного   резервуара,   прямо   пропорционально

соответствующему   объему   газа,   оставшегося   в   природном   резервуаре.   Так,   например,   если

первоначальное пластовое давление в газовом резервуаре было 2880  фунт/кв. дюйм,  а после

отбора в течение нескольких лет 400 млн. куб. футов газа оно упало до 2720 фунт/кв. дюйм, то

снижение давления на 100  фунт/кв. дюйм  происходило с расходом газа 400 000 000/160, т.е.

2 500 000 куб. футов на единицу падения давления. Номинальный остаточный объем газа в

природном резервуаре, приведенный к атмосферным условиям, будет равен тогда 2,5 млн. куб.

футов, помноженным на 2720 (остаточное пластовое давление в фунтах на кв. дюйм), т.е. 6,8

млрд.  куб. футов. Если принять, что пластовое давление при истощении залежи равно 250

фунт/кв. дюйм,  то извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям дневной поверхности,

будут составлять 2 500 000 куб. футов × (2720-250), или 6 175 000 000 куб. футов. Применение

этого   метода   подсчета   запасов   газа   возможно   только   спустя   некоторое   время   с   начала

разработки залежи.

Состав природного газа

Основным углеводородным компонентом природного газа является метан (СН

4

),

представляющий   собой   наиболее   устойчивое   из   всех   нефтяных   углеводородов

соединение. В различных, но всегда небольших количествах в природном газе часто

присутствуют также другие парафиновые углеводороды, такие, как этан (С

2

Н

6

), пропан

3

Н

8

),   бутан   (С

4

Н

10

),   пентан   (С

5

Н

12

)   и   гексан   (С

6

Н

14

),   а   в   некоторых   случаях   даже

гептан (С

7

Н

16

), октан (С

8

Н

18

) и нонан (С

9

Н

20

). Свободный водород в природном газе

встречается очень редко, за исключением некоторых областей развития вулканизма и

соляных   копей   в   Германии   [геохимики   СССР   установили   более   широкое

распространение   водорода   в   природных   газах].   Иногда   в   очень   незначительном

количестве в природном газе содержатся окись углерода и непредельные углеводороды

.

При   температурах   и   давлениях,   свойственных   нефтяным   природным

резервуарам, метан не переходит в жидкое состояние и поэтому всегда представлен в

виде   газа;   при   более   высоких   давлениях   он   может   растворяться   в   жидких   УВ.

Критические температуры других входящих в состав природного газа углеводородов

таковы,   что   последние   в   обычных   условиях   нефтяных   и   газовых   природных

резервуаров   могут   существовать   как   в   жидкой,   так   и   в   газообразной   фазе.   Общее

содержание углерода в типичном природном газе составляет около 35  фунт/тыс. куб.

фут. Около ⅓ этого количества может быть извлечено в виде газовой сажи, состоящей

из   чрезвычайно   мелких   частиц,   углерода   диаметром   от   10   до   150  мк,  которая

образуется   при   сгорании   газа   в   условиях   ограниченного   доступа   воздуха.   Многие

крупные месторождения газа можно узнать по видимым еще издалека огромным тучам

черного дыма, поднимающегося над сажевыми заводами. Плотность природного газа

колеблется   от  величины   плотности  метана,   равной  0,554 (относительно   воздуха)   до

величины   плотности  некоторых   жирных газов,  превышающей   плотность   воздуха.  В

большинстве   случаев   плотность   природного   газа   колеблется   в   пределах   0,65-0,90

(плотность   воздуха   =   1,0).   Анализы   газа   из   некоторых   крупных   газовых   залежей

сведены в табл. 5-20.

Природный газ при выходе из скважины классифицируется в полевых условиях

как  сухой,   тощий  или  жирный  в   зависимости   от   количества   содержащихся   в   нем

газолиновых паров [92]. Сухой газ содержит их менее 0,1 галлона на 1000 куб. футов, а

жирный  -  0,3   галлона   и   более   на   1000   куб.   футов.  Остаточным   газом  называется

природный   газ,   из   которого   удалены   газолиновые   пары.   Газ,   извлекаемый   на

поверхность из нефтяной скважины, называется попутным газом. Для отличия газов с

относительно   низким   или   высоким   содержанием   сероводорода   используются

соответственно   термины   «пресный   газ»   и   «кислый   газ».   Природный   газ

промышленного   назначения,  перекачиваемый   по   трубопроводам,   характеризуется

теплотворной   способностью,   изменяющейся   в   пределах   от   900   до   1200   британских

тепловых единиц, и в основном имеет следующий состав:

Таблица 5-20 Средний состав различных товарных природных газов

1.

V. Cotner, H.В. Сrum, Natural Gas in Amarillo District, Техас, in Geology of Natural

Gas, Am. Assoc. Petrol, Geol., Tulsa, Okla., p. 409, 1935.

2.

С.Н.  Кeplinger, J. R. Wanemacher, K. R.Burns, Hugoton, World's Largest Dry Gas

Fields in Amazing Development, O. and G. Journ., pp. 84-88, 1949.

3.

G.G. Clark, J.M. DeLong, Carthage Field, Panola County, Texas, in Occurrence of Oil

and Gas, Pub. 5116, Univ. of Texas, p. 59, 1951.

4.

R.B. Rulledge, Velma Oil Field, Stephens County, Oklahoma, Petrol. Engrs., pp. 8-

47, 1953.

5.

S.E. Slipper, Natural Gas in Alberta, in Geology of Natural Gas, Am. Assoc. Petrol.

Geol,, Tulsa, Okla., p. 51, 1935.

6.

H.H. Suter, The General and Economic Geology of Trinidad, BWI, in Colonial Geol.

and Min Res., 4, p 28, 1952.

7.

Staff of Caribbean Petroleum Company, Oil Fields of Royal Dutch-Shell Group in

Western Venezuela, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 32, p. 595, 1948.

8.

A.L. Payne, Cumarebo Oil Field, Falcon, Venezuela, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol.,

35, p, 1870, 1951.

9.

Adapted from D.B. Shimkin, Is Petroleum a Soviet Weakness? O. and Gas. Journ., pp.

214-226, 1950.

Примеси в природном газе

Основными   газообразными   примесями   в   природном   газе   являются   азот,

углекислота   и   сероводород;   эти   газы   называются  инертными.  Гелий   относится   к

примесям,   содержащимся   в   относительно   небольших   количествах,   однако   имеет

большое практическое значение.

Присутствие в природном газе относительно больших количеств углекислоты и

азота   снижает   его   воспламеняемость   и   тем   самым   уменьшает   его   теплотворную

способность. Эти же примеси повышают температуру горения природного газа. Предел

воспламеняемости пропанового газа достигается при весовом отношении углекислоты

к   пропану   около   8:1,   а   азота   к   пропану-   около   15:1.   Для   бутана   предел

воспламеняемости  наступает  при достижении весовых отношений  примерно 9:1 для

углекислоты и 16:1 для азота. Природные газы, содержащие при высоких давлениях

столь большое количество углекислоты и азота, что становятся невоспламеняемыми,

иногда используются вместо пара в паровых машинах на нефтепромыслах. Негорючие

природные газы известны как «воздушные» газы.

Гелий. Гелий (Не) представляет собой легкий, бесцветный, не имеющий запаха,

химически инертный элемент [93], в условиях нормального давления и температуры

существующий в газообразной фазе. Это один из инертных газов (гелий, неон, аргон,

криптон, ксенон и радон). Впервые он был обнаружен в 1868 г. в виде неопознанной

желтой линии в спектре Солнца; на Земле в качестве самостоятельного элемента гелий

был открыт в 1895 г. Он содержится в атмосфере (5 ч. на млн. по объему), в некоторых

урановых   минералах   и   в   газах   (объемы   которых   поддаются   измерению)   некоторых

рудников,   фумарол   и   источников   минеральных   вод;   в   значительно   больших

количествах гелий встречается в природных газах, достигая в некоторых из них 8 об.

%.

Проблема происхождения столь больших количеств гелия, этого химически инертного

элемента, в месторождениях природного газа все еще не решена. Выделение гелия при распаде

таких радиоактивных элементов, как уран, радий и торий, приводит к предположению, что

первичным   источником   гелия   является   радиоактивность.   Ионы   гелия   испускаются   в   виде

положительных   частиц   с   двойным   зарядом,   ядром   которых   служат   альфа-частицы.   Для

заданного   количества   радиоактивного   элемента   можно   рассчитать   скорость   излучения   этих

альфа-частиц,   что   позволяет   произвести   подсчет   количества   гелия,   образующегося   таким

способом   за   определенный   промежуток   времени.   И   наоборот,   «гелиевым   методом»   можно

измерять геологический (абсолютный) возраст пород. Скорость выделения гелия различными

радиоактивными   элементами   приводится   в   табл.   5-21.   Взяв   за   основу   величину   среднего

содержания радиоактивных веществ в породах земной коры, Роджерс подсчитал, что ежегодно

Таблица 5-21

Скорость выделения гелия различными радиоактивными элементами

в них образуется от 282 до 1060 млн. куб. футов гелия [94]. Как показал Уэлс, при умеренных

температурах - от 200 до 500°С - проницаемость богатых кремнеземом изверженных пород для

гелия   значительно   выше,   чем   для   других   газов   [95].   Отсюда   следует,   что   большая   часть

содержащегося в осадках гелия, вероятно, образовалась в результате радиоактивного распада в

изверженных   породах,   залегающих   на   небольших   глубинах   под   гелиеносными   осадочными

толщами. Примечательно, что радиоактивные эманации очень хорошо растворяются в нефтях.

Бойль [96] установил, что растворимость эманации радия в очищенной нефти в 50 раз выше,

чем   в   воде;   гелий   же,   будучи   нерастворим   в   нефтях,   мог   выделяться   из   них,   причем   его

улетучивание, видимо, происходит почти с той же скоростью, что и образование.

Поскольку нет убедительных доказательств, что весь гелий образовался в результате

распада радиоактивных веществ, многие исследователи считают, что значительные количества

его, известные в земной коре, имеют изначальное происхождение. В газах, содержащих гелий,

обычной   акцессорной   примесью   является   также   азот;   происхождение   высоких   содержаний

азота   в   гелиеносных   природных   газах,   так   же   как   и   происхождение   самого   гелия,   можно

рассматривать как изначальное (об азоте см. ниже).

Единственной страной, имевшей месторождения природного газа с содержанием гелия,

рентабельным для промышленной утилизации, до сих пор были Соединенные Штаты Америки.

Содержание гелия в этих месторождениях колеблется в пределах 1-8 об. % [97]. Возможно,

однако, что залежи гелиеносных газов открыты в настоящее время и в других странах.

Гелиеносный газ, обнаруженный в породах формации Урей (миссисипий и девон) на

нефтегазовом   месторождении   Раттлснейк,   Нью-Мексико,   отличается   необычно   высоким

содержанием азота [98]. Данные анализа показали следующий состав этого газа (в %):

Азот. Азот (N

2

) - бесцветный, не обладающий вкусом и запахом газ, составляющий 78%

сухого воздуха. Он входит в состав природного газа в количестве до 99 об. % и рудничного

газа, который иногда нацело состоит из азота. Азот отмечается среди изверженных пород, в

газах минеральных источников и гейзеров, в фумарольиых газах; кроме того, он растворен в

морской и пресной воде, а также в пластовых водах. Имеются по крайней мере два возможных

источника, откуда азот мог поступить в природный газ. Высокое процентное содержание азота

в   атмосфере   и   общая   химическая   инертность   этого   элемента   позволяют   считать,   что   азот,

входящий   в   состав   природного   газа,   улавливался   осадками   из   воздуха   в   процессе

седиментации.   Дополнительными  источниками  этого   газа,   вероятно,   служили  извержения   и

разложение   содержащих   азот   органических   соединений.   Отсутствие  же  в   природном   газе

кислорода,   видимо,   связано   с   его   удалением   в   результате   окисления   минералов   осадочных

пород.   На   существование   второго   источника   азота   указывает   высокое   содержание   этого

элемента в газах, обогащенных гелием. Весьма вероятно, что в таких случаях и азот, и гелий

имеют общее происхождение. Например, Гослин [99] установил, что при добавлении радия в

сосуд, где находятся вода, рыбы, водные растения и почва, наблюдается быстрое выделение

азота из животных и растительных белков. Высокое содержание свободного азота в природных

газах не определяется количеством химически связанного азота, "входящего в состав нефти и

других   нафтидов   данной   залежи.   Богатые   азотом   газы   встречаются   совместно   с   нефтями,

бедными азотистыми соединениями, и наоборот.

Значительные   примеси   азота   весьма   обычны   для   многих   газовых   залежей   регионов

Мид-Континента и Скалистых гор, где его содержание колеблется от 5-10 почти до 100% .

Например, газ из месторождения Уэстбрук в округе Митчелл, Техас, на 85-95% состоит из

азота.   Но   поскольку   содержание   азота   в   атмосфере   достаточно   велико,   практическое

использование этого газа из залежей крайне ограничено.

Углекислый   газ.   Углекислый   газ   (СО

2

)   -   бесцветный,   не   горючий,   не

обладающий запахом газ, в полтора раза тяжелее воздуха. Он легко растворим в воде;

при нормальных температуре и давлении в единице объема воды растворяется такой же

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  27  28  29  30   ..