Геология нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов

1.1. Понятие природного газа

1.2. Состав природных газов

1.3. Физические свойства природных газов

2. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Заключение

Список литературы

Введение

Геология нефти и газа -- прикладной раздел геологии, изучающий образования и скопления углеводородов в недрах земли, с целью научно обоснованного прогноза нахождения залежей нефти и газа, выбора рационального комплекса методов их поиска, разведки, подсчета запасов и оптимального режима разработки.

Задачи геологии нефти и газа: изучение вещественного состава углеводородов и вмещающих их пород (геохимия нефти и газа), сопутствующих им вод, форм залегания в недрах земли, условий формирования и разрушения, закономерностей пространственно-временного размещения залежей и месторождений нефти и газа, их генезиса.

Главным объектом изучения геологии нефти и газа являются образования и скопления углеводородов. На минеральном уровне это пузырьки углеводородных газов, капли жидких и включения твердых углеводородов в кристаллах, а также пленки вокруг минеральных и полиминеральных зерен. На породном уровне -- рассеянные углеводороды и концентрированные скопления в отдельных пластах. На надпородном уровне -- это залежи и месторождения, а на литосферном -- нефтегазоносные зоны и бассейны, нефтегазоносные пояса и узлы нефтегазонакопления.

Геология нефти и газа начала становление как наука в первое двадцатилетие XX века в связи с появлением и распространением двигателя внутреннего сгорания и на начальном этапе накапливала и обобщала опыт поисковых работ.

1. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов

1.1 Понятие природного газа

Природный газ (Compressed Natural gas) -- смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

Природные газы - это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор - количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (т. н. одорантов). Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.

Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.

1.2 Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 - С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1-С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях - 75-95% (табл. 2).



Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

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

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

Данные по химическому составу газа используют проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.

1.3 Физические свойства природных газов

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др. (табл. 4).

Газ	Критические	Плотность 0,1 МПа и	Относительная	Молекулярная	Вязкость, мПа • с	Теплота сгорания
	температура, °С	давление, МПа	0 °С, кг /м3	(плотность) по воздуху	масса		(высшая). кДж/м3
Метан	-82,1	4,49	0,7166	0,554	16,043	0,0109	37668
Этан	32,2	4,72	1,3561	1,038	30,070	0,0092	65946
Пропан	97	4,12	2,0193	1,523	44,097	0,80	93889
Бутан	153	3,68	2,6720	2,007	58,124	0,073	121685
ПеНтан	197,2	3,24	3,2159	2,491	72,147	0,0062	158085
Воздух	-140	3,65	1,2928	1,000	28,896	0,0181	-

Плотность газа - масса 1 м3 газа при температуре 0°С и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИ- кг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху).

Вязкость газов очень мала и не превышает 1-10-5 Пас. С повышением давления она увеличивается.

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0°С, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Диффузия - явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии зависят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии п10-6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой.

Явление диффузии газов играет существенную роль в процессах формирования и разрушения залежей газа.

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах - примерно до 90°С обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает (табл. 5).

Минерализация, г/л	Темпе-ратура, °С	Давление, МПа	Растворимость ме-тана, см3 /л	Минера-пизация, г/л	Температура, °С	Давление, МПа	Растворимость метана, см /л
20	20	10	2100	200	20	10	750
20	20	30	4100	200	20	30	1550
20	80	10	1390	200	80	10	550
20	80	30	3025	200	80	30	1210
Примечание: Таблица составлена по данным Г. Лонга, Г. Чиеричи.

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ - до 500 м3 /м3 . Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превышает 10 м³ /м³. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м³/м³. Запасы растворенного газа, как и запасы его в твердом состоянии, рассматриваются в качестве нетрадиционного источника газа для использования его в народном хозяйстве.

При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно раство-римые углеводороды (СН4), а по мере уменьшения давления - последовательно более тяжелые углеводороды (С2Н6, С3Н8 и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25 МПа и температуре 90-95 °С наступает обратная растворимость - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией.

Конденсатом называют углеводородную смесь (С5+С6+высш.), находя-щуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. 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. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.

Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является вели-чина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м3 отсепарированного газа.

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором - величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м3/м3. природный газ нефть топливо

Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5+высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов -пентана и высших (С5+высш.). Его получают из сырого конденсата путем де-газации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40-2000С. 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.

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

Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.

2. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара.

Ловушка - это часть природного резервуара, где уменьшаются скорости движения флюидов (воды, нефти, газа), происходит их дифференциация, и возникают скопления нефти и газа. Ловушка - это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушки участвуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникают ловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения его тектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах и линзах.

Рис. 1. Пластовая сводовая залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб



Рис.2. Пластовая сводовая залежь. (Висячая залежь)

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб

Рис.3 Пластовая залежь в синклинали.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб



Рис.4. Пластовая тектонически экранированная залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - участки тектонического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование тектоническими нарушениями

Рис. 5. Пластовая приконтактная залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - участники тектонического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование соляными и глиняными диапирами, жерлом грязевого вулкана а) жерло грязевого вулкана; б) соляной шток



Рис.6. Пластовая литологически экранированная залежь

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - участки литологического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование при литологическом замещении.

Рис.7.Пластовая литологически экранированная залежь на моноклинали

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - участки литологического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование при литологическом замещении.



Рис.8. Пластовая стратиграфическая залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - участки стратиграфического несогласия

Морфологический тип ловушки - экранирование угловое и стратиграфическое

а) построение линии стратиграфического экрана

б)пластовая стратиграфически экранированная

Рис.10. Массивная сводовая залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - поднятие без тектонических нарушений



Рис.11. Массивная тектонически экранированная залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - структурный выступ, ограниченный тектоническими нарушениями

Рис.12. Рифовая залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - рифы, биогермы



Рис. 13. Массивная залежь в эрозионном останце

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - эрозионный останец осадочных пород

Рис.14. Линзовидная приразрывная залежь.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы тектонической трещноватости



Рис.15. Залежь линзовидная внутрипластовая

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки-седиментационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы внутрипластовые

Рис. 16. Шнурковая, рукавообразная или баровая залежь.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - русловые и баровые тела



Рис. 17. Залежь линзовидная под поверхностью несогласия.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы выветривания.

Рис. 18. Условные обозначения

Заключение

Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

- стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

- отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

- при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн; - при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;

- высокие температуры в процессе горения (более 2000° С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Природный газ как промышленное топливо имеет следующие технологические преимущества:

- при сжигании требуется минимальный избыток воздуха;

- содержит наименьшее количество вредных механических и химических примесей, что позволяет обеспечить постоянство процесса горения;

- при сжигании газа можно обеспечить более точную регулировку температурного режима, чем при сжигании других видов топлива, это позволяет экономить топливо; газовые горелки можно располагать в любом месте печи, что позволяет улучшить процессы теплообмена и обеспечить устойчивый температурный режим;

- при использовании газа отсутствуют потери от механического недогорания топлива;

- форма газового пламени сравнительно легко регулируется, что позволяет в случае необходимости быстро обеспечить высокую степень нагрева в нужном месте.

Вместе с тем газовому топливу присущи и некоторые отрицательные свойства. Смеси, состоящие из определенного количества газа и воздуха, являются пожаро- и взрывоопасными. При внесении в такие смеси источника огня или высоконагретого тела происходит их возгорание (взрыв). Горение газообразного топлива возможно только при наличии воздуха, в котором содержится кислород, причем процесс возгорания (взрыва) происходит при определенных соотношениях газа и воздуха.

Теплота реакции горения выделяется мгновенно, продукты сгорания газа нагреваются и, расширяясь, создают в объеме, где они находились, повышенные давления. Резкое возрастание давления при сгорании газа в ограниченном объеме (помещении, топке, газопроводе) обусловливает разрушительный эффект взрыва.

При взрывах газовоздушной смеси в трубах с большим диаметром и длиной могут произойти случаи, когда скорость распространения пламени превзойдет скорость распространения звука. При этом наблюдается повышение давления приблизительно до 8 МПа (80 кгс/см²). Такое взрывное воспламенение называется детонацией. Детонация объясняется возникновением и действием ударных волн в воспламеняющейся среде.

Природные газы не ядовиты, однако при концентрации метана в воздухе, доходящей до 10% и более, возможно удушье вследствие уменьшения количества кислорода в воздухе. Горючие газы представляют значительную пожарную опасность; они сами легко воспламеняются, и их горение может вызвать ожоги или воспламенение других горючих материалов.

Список литературы

1. Е. Ф. Крейнин, Н. Д. Цхадая Нефтегазопромысловая геология: Учебное пособие. - Ухта, 2011;

2. Э. А. Бакиров, В. И. Ермолкин, В. И Ларин Геология нефти и газа: Учебник для вузов. - М, Недра 1990;

3. Геология нефти и газа : метод. указания к лабораторным работам / И. Н. Бармина. - Ухта: УГТУ, 2009.

4. С. С. Гейро Практикум по геологии и геохимии нефти и газа - Пермь, 1984;

5. Сайт http://dolgikh.com/

Размещено на Allbest.ru