Построение структурных карт методом профилей.

Метод профилей, как правило, применяется в сложных в текто­ническом отношении районах, и является основным при построе­нии структурных карт, так как и буровые скважины, и сейсмические работы проводятся в основном по профильной системе. Этот метод особенно важен при изучении геологического строения нефтяных и газовых месторождений, имеющих разрывные нарушения, так дает возможность трассировать на плане дизъюнктивные дислокации. А это, в свою очередь, позволяет правильно прогнозировать размещение залежей. Профили скважин закладываются обычно ряду поперечных (вкрест предполагаемого простирания структур), реже – продольных профилей. Иногда эти ряды соединяются связующим   профилем, располагаемым перпендикулярно им. Для построения   структурной карты методом профилей необходимо иметь изучаемой площади минимум три геологических профильных разреза, которые составляются по данным пробуренных скважин в масштабе строящейся карты.

На разрезах исходя из целей и задач работы выделяется геологическая поверхность – кровля опорного (маркирующего) или продуктивного горизонта, по которой необходимо построить структурную карту (рис. 7). Если картируемая территория разбита разломом на два блока, то плоскость разрывного нарушения (за исключением случая его вертикального положения) дает на плане две проекции следов пересечения с ним кровли пласта, которые являются границами блоков локального поднятия (складки): одна — верхнего, а другая — относительно опущенного. Разрыв сплошности геологи­ческой поверхности на структурной карте отображается разрывом изогипс. Порядок построения структурной карты методом профи­лей следующий.

  На планшете (или плане местности), где обозначены точки рас­положения пробуренных скважин, показать линии расположения профилей.

На каждую из линий профилей перенести абсолютные отметки маркирующего горизонта. Для этого отложить от края разреза рас­стояния, соответствующие точкам пересечения маркирующего го­ризонта последовательно со всеми пересекаемыми им горизонталя­ми. Построить линии изогипс выбранной геологической поверхности. 

Рис.7. Построение структурной  карты I методом профилей. Профили  II: а-1-1’; б-2-2’;в-3-3’. (по В.А. Букринскому).

7

Газы нефтяные попутные –это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава газов нефтяных попутных является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих газах нефтяных попутных присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы–He, Ar. Последние содержатся в количествах, редко представляющих прмышленный интерес.

Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры (“ловушках”), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному сохранению. В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую “шапку”. Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав газов нефтяных попутных, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как H S и C O .

Химический состав природных газов, формирование химического состава газов в газовых и нефтяных залежах

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН₄ - С₂₂Н₄₆), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, CO, CO₂, Ar, H₂, He).

Природные газы газовых месторождений состоят в основном из метана с примесью более тяжёлых его гомологов: этана (С₂Н₆), пропана (С₃Н₈) и бутана (С₄Н₁₀). Иногда, в небольших количествах в газовых залежах, присутствуют пары пентана (С₅Н₁₂) и гексана (С₆Н₁₄). Все углеводороды (УВ), содержащиеся в залежах, начиная с этана, принято считать тяжёлыми. Они образуются только в процессе образования нефти при преобразовании рассеянного органического вещества (ОВ) на стадии диагенеза и, особенно, на стадии катагенеза, поэтому считаются специфическими «нефтяными» газами. Нефтяные газы могут проникать из залежей в вышележащие отложения в виде ретроградного раствора. Это явление используется в гидрогеохимии в качестве поискового признака на нефть. Доля тяжёлых углеводородных газов в газовых залежах колеблется от единиц до частей процента. Здесь их содержание зависит от состава исходного ОВ, степени его катагенетической превращенности, а также от длины пути миграции газов. Метан, в отличие от своих гомологов обладает наибольшей подвижностью и одновременно наименьшей растворимостью в воде и способностью к адсорбции, поэтому он опережает другие УВ газы при миграции. Метан обладает также значительной химической и термической устойчивостью, может иметь биохимическое, глубинное и радиохимическое происхождение. Поэтому он не является надёжным геохимическим индикатором или поисковым признаком наличия скоплений УВ.

Кроме углеводородных компонентов в природных газах содержатся, как правило, в виде примесей и другие газы: диоксид углерода, азот, сероводород, водород, гелий и аргон. Содержание азота и кислых газов (СО₂ и Н₂S), которые дают при растворении в воде слабые кислоты - угольную (Н₂СО₃) и сероводородную (Н₂S), может составлять десятки процентов и более, а иногда и превышать содержание углеводородных газов.

В свободных газах газонефтяных месторождений, то есть в газовых шапках, могут присутствовать пары жидких УВ, более тяжелые, чем гексан, однако их примесь бывает незначительной. Газы газонефтяных месторождений называются попутными.

Газы, растворённые в нефти, называются нефтяными. Обычно они содержат от 30 до 80 % гомологов метана, а также азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Поэтому содержание метана может составлять в нефтяных газах всего 20-30 % от состава газовой смеси. Состав углеводородной части газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти содержат газы, состоящие на 20-30 % из тяжелых углеводородов. Тяжелые нефти наоборот, со-17 держат преимущественно метан. Соотношение метана и его гомологов меняется в нефтяных газах и с увеличением возраста пород. Газы древних отложений в среднем более обогащены тяжелыми УВ и азотом, чем молодые.

Различные нефти имеют газовый фактор (ГФ) до 550-600 м³/т. Установленные максимальные величины ГФ в нефтяных залежах в экстремальных термобарических условиях глубоких горизонтов достигают 700-750 м³/т. У большинства залежей он составляет от 30 до 100 м³/т. Обычно ГФ выше у залежей, содержащих сильно превращенную метановую нефть, по сравнению с залежами, содержащими мало превращённую нафтеновую нефть. Залежи нефти, не содержащие растворённых газов, встречаются редко на небольших глубинах. Газовый фактор используется в качестве показателя типа залежи. К нефтяным залежам относятся залежи с ГФ ниже 600 м³/т, к нефтегазоконденсатным - 600-900 м³/т и к газоконденсатным - свыше 900 м³/т.

Качество газа, как энергоносителя зависит от содержания метана. При содержании в газовой смеси этана и других углеводородных и неуглеводородных газов от нескольких процентов и более они становятся ценным химическим сырьём.

Углеводородные газы, состоящие в основном из метана, называются сухими. При незначительном содержании тяжёлых углеводородов они называются тощими, и газы со значительным содержанием тяжелых УВ называются жирными. Для характеристики УВ состава газов применяется понятие «коэффициент сухости», это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов: СН₄ /С₂Н₆ + высшие. Для этих целей используется и такой критерий как газовый фактор или его обратная величина - содержание стабильного конденсата в граммах или кубических сантиметрах в 1 м³ газа. Сухие газы содержат конденсата менее 10 г/м³, тощие - от 10 до 30 г/м³ и жирные газы - от 30 до 90 г/м³. Изменение коэффициента сухости газов является показателем направления их миграции.

Состав газов в залежах постоянно меняется за счёт действия многих факторов. Одним из них является растворимость индивидуальных газовых компонентов в воде и нефти. Например, растворимость метана в нефти в пять раз меньше, чем растворимость этана и в 21 раз меньше, чем пропана. Азот обладает растворимостью в 15 раз меньшей, чем метан. Поэтому газы в газовых шапках обогащены метаном и азотом. В то же время растворимость газообразных гомологов метана растет с увеличением в нефти легких фракций УВ. Содержание диоксида углерода в газах изменяется от долей процента до 10 и более процентов. Предполагается, что основным источником СО₂в природных газах является окисление углеводородов и отчасти ОВ. В ряде случаев СО₂ имеет явно термокаталитическое, поствулканическое или метаморфическое происхождение. Примером может служить Межовское газовое месторождение, открытое в Западной Сибири. Оно находится в породах фундамента и состоит на 95 % из диоксида углерода. Результатом метаморфического разложения карбонатов объясняется большое содержание диоксида углерода в газах Астраханского газоконденсатного месторождения и его большое содержание в попутных газах газонефтяных залежей, залегающих в палеозойских отложениях на юге Западной Сибири. Газовые месторождения Сицилии, расположенные вблизи вулкана Этна, также обогащены диоксидом углерода. Азот, содержащийся в газовых и газоконденсатных залежах, также может иметь различное происхождение: атмосферное, биогенное и небольшое его количество - глубинное. В целом, содержание азота увеличивается с возрастом отложений. Оно колеблется от десятых долей процента до 50-70 %. Иногда высокие концентрации азота могут быть связаны с его хорошими миграционными свойствами. Например, доля азота в попутных газах возрастает в месторождениях, находящихся вдали от зон генерации УВ.

Аргон в залежах углеводородных газов может иметь атмосферное или радиогенное происхождение. Атмосферный или воздушный аргон попадает в газовые залежи посредством инфильтрационных вод. Доля аргона различного генезиса определяется по отношению разных изотопов. Аргон представлен тремя изотопами ⁴⁰Ar, ³⁸Ar и ³⁶Ar. Изотоп ⁴⁰Ar резко преобладает и имеет радиогенное происхождение. Он образуется из изотопа ⁴⁰К. Высокие концентрации радиогенного аргона отмечаются для месторождений, расположенных в приразломных зонах. Происхождение аргона тесно связано с генезисом азота. Поэтому для определения в газах относительной доли азота разного происхождения пользуются отношением количества воздушного аргона к общему содержанию азота в исследуемом газе.

Сероводород чаще всего образуется в результате биологического восстановления сульфатов, растворенных в водах. Это подтверждается изучением изотопного состава серы. Однако, начиная с глубины 2-3 км, бактериальная генерация сероводорода невозможна. Здесь он образуется в результате термокаталитического преобразования сернистых компонентов нефтей и химического восстановления сульфатов. Часть сероводорода, возможно, имеет глубинное происхождение. Нередко сероводородом обогащены газы, находящиеся в толщах карбонатных пород, которые контактируют или чередуются с сульфатными породами. Концентрация сероводорода в природных газах составляет от 0,01 до 25 %, но иногда она достигает 100 %. В России большое количество сероводорода (20-24 %) содержится в газах Астраханского газоконденсатного месторождения. Сероводород является ценным компонентом природного газа и служит сырьем для производства серы.

Водород считался раньше редким компонентом в составе природных горючих газов. В последние десятилетия ХХ века появилось большое количество данных об обнаружении его различных концентраций в газовых залежах. Во многих месторождениях углеводородов Западного Предкавказья в составе газов присутствует до 3,5 % водорода.

Гелий, содержащийся в свободных и нефтяных газах, имеет радиогенное происхождение. Это легкий и миграционноспособный газ, поэтому его наибольшие концентрации отмечены в древних палеозойских отложениях. Таким образом, основными компонентами природных горючих газов являются: метан и его гомологи, диоксид углерода, азот и сероводород. Формирование газового состава залежей обусловлено диагенетическими и катагенетическими преобразованиями ОВ осадочных пород, которые идут параллельно с образованием залежей. Часть газов поступает в скопления из глубинных подкорковых зон Земли (N₂, CO₂, He, Аr, CH₄). Часть газов образуется при метаморфических процессах и окислительно-восстановительных процессах непосредственно в залежах.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (таблица 1). Содержание метана на газоконденсатных месторождениях - 75-95% (таблица 2).

Таблица 1 - Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	-	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	-	-	1,0	0,1	0,56

Таблица 2 - Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Вуктыльское	74,80	7,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропанобутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана - около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже - до 60% (таблица 3).

Таблица 3 - Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское	3838	19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	-	1,010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

1.2 Свойства природных газов

Компонентный состав и свойства отдельных компонентов природного газа приведены в таблице 4.

Во многих случаях состав природных углеводородных газов определяется не полностью, а лишь до бутана (С₄Н₁₀) или гексана (С₆Н₁₄) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток (или псевдокомпонент) С₅ + высш., С₇ + высш.

Газ, в составе которого тяжелые УВ (С₃, С₄) составляют не более 75 г/м³, называют сухим. При содержании тяжелых УВ более 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 в килограммах на кубический метр или относительную плотность по воздуху.

Таблица 4 - Основные свойства компонентов природных газов в стандартных условиях

Свойства	Обозначение	СН1	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10
Молекулярная масса	М	16,04	30,07	44,10	58,12	58,12
Объём 1 кг газа, м3	22,4 М	1,40	0,74	0,508	0,385	0,385
Плотность по воздуху	М 28,97	0,554	1,038	1,522	2,006	2,006
Масса 1 м3 газа, кг	М 22,4	0,714	1,35	1,97	2,85	2,85
Критическое давление, МПа	ркр	4,58	4,86	4,34	3,82	3,57
Критическая температура, К	Ткр	191	305	370	407	425

Молекулярная масса М природного газа:

где М_i - молекулярная масса i-го компонента;

x_i - объемное содержание i-го компонента, доли ед.

Для реальных газов обычно М=16 - 20.

Плотность газа с_г рассчитывается по формуле:

,

где V_м - объем 1 моля газа при стандартных условиях.

Обычно с_г находится в пределах 0,73 - 1,0 кг/м³.

Плотность газа в значительной степени зависит от давления и температуры, и поэтому для практического применения этот показатель неудобен. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху с_г.в., равной отношению плотности газа с_г к плотности воздуха с_в, взятой при тех же давлении и температуре:

Если с_г и с_в определяются при стандартных условиях, то с_в = 1,293 кг/м³ и с_г.в. = с_г / 1,293.

Плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 (для метана) до 2,006 (для бутана) и выше.

Вязкость газа характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении. Она увеличивается при повышении температуры, давления и содержания углеводородных компонентов. Однако при давлениях выше 3МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа.

Вязкость нефтяного газа незначительна и при 0^оС составляет 0,000131 пз; вязкость воздуха при 0^оС равна 0,000172 пз.

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами газа, описывающая поведение газа. Такими параметрами являются давление, объем и температура.

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

,

где р -- давление;

V_и -- объем идеального газа;

N-- число киломолей газа;

R-- универсальная газовая постоянная;

Т -- температура.

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

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

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (рисунок 1). Для пользования графиком необходимо знать, так называемые, приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. 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 p_п.кр. и псевдокритической температурой Т_п.кр. Они определяются из соотношений:

где р_кр. и Т_кр. - критические давления и температура i-го компонента;

x_i - 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):

где р и Т - конкретные давления и температура, для которых определяется Z.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

1.3 Классификация природных газов

Вопрос классификации природных газов очень сложен, так как они имеют разнообразный состав, различное происхождение, разные условия нахождения и физическое состояние в природе. Кроме того, газы обладают большой эмиграционной способностью, создают различные смеси и редко бывают однородными по химическому составу. Одновременно с процессами образования газов идут процессы их разрушения. Например, при действии кислорода на сероводород образуется свободная сера и вода.

Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский (1912), где он указал, что при изучении газов необходимо знать три следующие фактора: форму или условия нахождения газов в природе, источники их происхождения или генезис и химический состав. Согласно этим факторам В.И. Вернадский выделил три группы газов.

I. По форме нахождения:

А. Свободные газы: 1) атмосферные, 2) газовые скопления, содержащиеся в порах горных пород и окклюзии, 3) газовые струи или вихри (вулканические, тектонические, поверхностные), 4) газовые испарения.

Б. Жидкие растворы газов: 1) газы океанов и морей, 2) газы озер, прудов и рек, 3) газы различных водных источников (вулканических, тектонических, поверхностных).

Рисунок 1 - Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления рпр. и температуры Тпр. (по Г.Брауну).

В. Твердые растворы газов (газы адсорбированные горными породами и минералами).

II. По источникам происхождения: 1) газы земной поверхности, 2) газы, связанные с высокотемпературными очагами литосферы, 3) газы глубинные, проникающие в земную кору из мантии.

III. По составу (разделение для тектонических газов): 1) азотные, 2) углекислые, 3) метановые, 4) водородные, 5) сероводородные, 6) водяные пары.

Позже, в развитие этой классификации был создан целый ряд классификационных схем природных газов по условиям нахождения и физическому состоянию в природе, по химическому составу, генезису и по их практической ценности и содержанию полезных компонентов. В отечественной литературе опубликовано более 20 классификаций природных газов только по химическому составу.

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ (а. соmbustible natural gases; н. naturliche Brenngase; ф. gaz naturels соmbustibles; и. gases соmbustibles naturales) — смесиуглеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твёрдом (в газогидратных залежах) состояниях. Состав и свойства газов природных горючих. Углеводороды метанового ряда представлены метаном (содержание которого часто превышает 85-90%), этаном, пропаном, бутанами и реже пентаном (содержание которых колеблется от 0,1% в газах газовых месторождений до 20 и более в газах нефтяных попутных и увеличивается с глубиной залегания). Углеводороды тяжелее пентана присутствуют в основном в газах нефтяных и газоконденсатных месторождений. Неуглеводородные компоненты представлены главным образом азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, некоторые газы обогащены соединениями серы (сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.), гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных кислот. Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10-15%, иногда более, например в Астраханском месторождении концентрация CO₂22%. Концентрация азота в газах природных горючих обычно не превышает 10% (часто 2-3%), в газах отдельных нефтегазоносных бассейнов его содержание может достигать 30-50% (например, в Волго-Уральском) и более; известны месторождения с преимущественным содержанием азота (Чу-Сарысуйская газоносная область: Амангельдинское месторождение — 80% N₂ и 16% CH₄; Учаральское месторождение — 99% N₂). Количество сероводорода обычно не превышает 2-3%; как исключение известны газовые залежи с содержанием сероводорода 15-20% и более (Астраханское месторождение — 22,5%). Концентрации гелия в большинстве случаев составляют сотые и тысячные доли процента; в США и Канаде имеются месторождения с содержанием гелия 5-8% (Ратлснейк — 7,6%, Модл-Дом — 7,2%).  Факторами, определяющими влажность газа, являются давление, температура, состав, а также количество солей, растворённых в воде, контактирующей с данным газом. Чем больше в газах природных горючих тяжёлых углеводородов и азота, тем ниже его влажность. Наличие сероводорода и углекислого газа увеличивает его влажность. При промысловой обработке, транспортировке и переработке газов природных горючих наличие паров воды в них приводит к образованию конденсата водяных паров и ледяных пробок, что осложняет эксплуатацию газопроводов и аппаратов. Наличие влаги в газах при повышенном давлении и пониженных температурах вызывает образование и отложение в газопроводах и технологических аппаратах гидратов углеводородных газов. Для удаления влаги из газов используют различные физические и физико-химические методы осушки газов. Основные физические свойства газов природных горючих приведены в табл. 1. Теплота сгорания газов природных горючих 32,7 МДж/м³.  М етоды анализа газов природных горючих. Для оценки товарных характеристик, выбора направлений рационального использования добываемого газа и выбора технологических процессов промысловой обработки и заводской переработки природных газов производится их анализ, который включает определение: компонентного состава газа (содержание метана, этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов, ароматических углеводородов, двуокиси углерода, азота, гелия, неона, водорода); содержания сероводорода, меркаптанов и других соединений серы; теплоты сгорания газа; плотности газа; влажности газа; содержания примесей, вносимых в газ в процессе его добычи и обработки, таких, как пары метанола, гликолей.  Компонентный состав газов определяется хроматографическим методом. Для разделения углеводородов и двуокиси углерода используют способгазожидкостной хроматографии. Для выявления азота, кислорода, гелия, водорода, неона и легких углеводородов (метан, этан) применяют адсорбционную хроматографию. Разделение производят на цеолитах, активированном угле, алюмогеле и др. При хроматографическом анализе природных газов используют детекторы по теплопроводности, а углеводородных компонентов, содержащихся в малых количествах, — детекторы ионизации в водородном пламени. Содержание сероводорода и меркаптанов определяется химическим методом: сероводород поглощается из газа раствором подкисленного хлористого кадмия, а меркаптаны — раствором подщелоченного хлористого кадмия с последующим йодометрическим анализом образовавшихся сульфида и меркаптида кадмия в поглотительных растворах. Общая органическая сера определяется ламповым анализом, теплота сгорания газов — сжиганием газа в проточных калориметрах, в калориметрической бомбе или расчетом по химическому составу газа. В проточных калориметрах теплоту сгорания устанавливают измерением выделяемого тепла при полном сгорании определенного количества газа, поглощаемого непрерывно протекающим потоком воды; вкалориметрической бомбе — путем сжигания в кислороде определенного объема газа, определения количества тепла, выделяющегося при сгорании газа, измерением приращения температуры воды. Оценка теплоты сгорания по химическому составу газа производится по величинам теплот сгорания чистых компонентов газовой смеси и их процентного содержания в газе. Плотность газа устанавливается весовым пикнометрическим анализом, методом расчёта по химическому составу газа и автоматическими приборами — плотномерами различных типов.  Для определения влажности газа применяют метод измерения температуры точки росы, электролитический и абсорбционный методы. Содержание паров метанола и гликолей в газе устанавливают хроматографическим методом. 

Закон Дарси

Закон фильтрации жидкости в пористой среде, выражающий линейную зависимость скорости фильтрации от напорного градиента w = - k/n * gradP, где w- скорость фильтрации, P - давление, k - коэффициент проницаемости, n - динамическая вязкость. Этот закон хорошо описывает движение при небольших скоростях фильтрации, когда влияние сил вязкости является определяющим. Однако при рассмотрении притока жидкости к скважине в поле течения возникает область в окрестности скважины, где скорости фильтрации чрезвычайно велики. В этой области закон Дарси перестает удовлетворительно описывать движение жидкости.

СМ. в загрузкахНачало формы

СМСССС

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

 

Важнейшим свойством горных пород является их способность вмещать флюиды, пропускать их через себя, или, наоборот – быть непроницаемыми. Эти свойства обусловлены пористостью и проницаемостью пород.