Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
|
Газонасыщенность нефти. Нефть, за исключением высоковязких гипергенно измененных нефтей, всегда содержит в своем составе растворенные газы. Газонасыщенность или газовый фактор (ГФ) – это количество кубических метров природного газа, выделившегося в нормальных условиях при дегазации 1 м3 или 1 т пластовой нефти. Газонасыщенность нефти растет с ростом давления и может достигать значений 600-750 м3/т и более. Обратная (ретроградная) растворимость нефти в газах. При повышенном давлении и большом объеме газа жидкие УВ переходят в парообразное состояние и растворяются в газах. Меньше всего нефть растворяется в метане. Растворимость компонентов нефти в газах падает с повышением молекулярной массы компонентов. Давление насыщения пластовой нефти газом. Это давление, при котором нефть предельно насыщена газом, или давление, при снижении которого растворённый газ начинает выделяться из нефти. Температура застывания и плавления. Эти параметры у различных нефтей зависят от их состава и лежат в широких пределах, от минус 35 до плюс 40 °С. Высокая температура застывания обусловливается высоким содержанием парафинов, а низкая температура – высоким содержанием смол. Сила поверхностного натяжения. Это важнейшее свойство нефти. От неё зависит способность нефти перемещаться в пористых водонасыщенных пластах. С увеличением поверхностного натяжения растёт капиллярное давление. У воды поверхностное натяжение почти в три раза больше, чем у нефти, поэтому вода быстрее движется по мелким капиллярам. Молекулярные силы сцепления между водой и породами также больше, чем между нефтью и породами, поэтому вода вытесняет нефть из мелких пустот пород в более крупные. Это обусловливает возможность самостоятельной струйной миграции нефти в водонасыщенных породах по системе сообщающихся крупных пор. Оптические свойства. Нефть имеет цвет, обладает свойством вращать плоскость поляризации света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи. УВ бесцветны, поэтому цвет нефти зависит от содержания в ней неуглеводородных компонентов - в основном смол и асфальтенов. Чем их больше, тем темнее цвет нефти. Электрические свойства. Нефть является диэлектриком и при трении электризуется. Удельное электрическое сопротивление обезвоженной нефти равно 1010-1014 Ом·м. Сопротивление нефтегазонасыщенных пород зависит от соотношения в пласте нефти и воды. Например, глины имеют удельное сопротивление от 1 до 10 Ом·м, а нефтенасыщенный песчаник – от 10-15 до 1000 Ом·м. Предельные значения электропроводности пород и минералов могут различаться в 1010 раз, то есть в 10 млрд. раз. Фракционный состав нефти. Нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур – от 35 до 600 °С и поэтому по степени летучести разделяется на составные части или фракции. Фракционный состав является важным показателем качества нефти. На нефтеперерабатывающих заводах нефть подвергают физической и химической переработке. Процесс физической переработки является первичным и основным. При этом происходит прямая перегонка нефти, которая заключается в термическом разделении нефти на фракции. Разделение основано на различии температур кипения (ТК) разных фракций, которые имеют различную молекулярную массу. Процесс прямой перегонки нефти разделяется на две стадии. На первой стадии нефть перегоняют при атмосферном давлении и получают легкие светлые нефтепродукты или дистиллятные фракции, выкипающие до 350 °С: бензин (УВ С5-С10) - ТК от 35 до 200 °С; керосин (УВ С11-С13) – ТК от 200 до 250 °С; газойль, дизельное топливо или легкие соляровые масла (УВ С14-С21) – ТК от 250 до 350 °С; мазут. Мазут является остатком при переработке тяжелых нефтей. Он состоит из УВ масляной фракции, смол, асфальтенов и гетероатомных соединений, которые составляют тяжелые темные фракции нефти, выкипающие при температуре выше 350 °С. Мазут поступает на вторую стадию переработки, которая идет в вакууме или с водяным паром во избежание осмоления, то есть окисления при высокой температуре. При этом получают следующие фракции нефти: масла соляровые (УВ С22-С25); масла смазочные (УВ С26-С35); гудрон или нефтяной пек (смолы, асфальтены и УВ С36-С60 и более). Гудрон является остатком термической переработки мазута. Из него вырабатывают различные марки технического битума, широко используемого в строительстве, в том числе автомобильных дорог, а также получают нефтяной кокс. Используют гудрон и как котельное топливо. Мазут может быть переработан и по топливному варианту. При этом его разгоняют на фракции, идущие на термический или каталитический крекинг для получения бензинов. Остатком переработки также является гудрон. Кроме названных лёгких фракций выделяют более узкие, особенно в составе бензиновой фракции. Нефти разных месторождений сильно отличаются по фракционному составу, что связано со степенью их катагенного или гипергенного изменения. 2.3 Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей Факторы геохимической эволюции. Нефти, находящиеся в залежах могут изменять состав и свойства. Эти изменения происходят под влиянием катагенных, гипергенных и миграционных факторов (рис. 7). При этом катагенез и гипергенез определяют прямо противоположную направленность процессов изменения нефтей. Катагенез нефтей. Среди категенных факторов главное значение имеет температура. Под её воздействием молекулярные структуры нефтей распадаются на более простые и устойчивы соединения. Это: метан, низкомолекулярные гомологи метана и арены – бензол, нафталин. Наименее термоустойчивыми являются нафтены. В общем, этот процесс называют метаморфизмом или метанизацией нефтей. При нормальных гидростатических давлениях он протекает в интервале температур от 120 до 180 °С. В результате метанизации снижается плотность и вязкость нефтей, растет доля бензиновой фракции и газонасыщенность. В пределе жидкие УВ переходят в газообразное состояние, а смолисто-асфальтеновые вещества превращаются в асфальтовые битумы термально-метаморфической линии: кериты и антраксолиты. Гипергенез нефтей. Гипергенез нефтей протекает в подзонах идио- и криптогипергенеза. Связан он с химическим окислением нефтей свободным кислородом и кислородом, растворенным в инфильтрационных водах. Гипергенез нефтей активно протекает также под воздействием анаэробных сульфатредуцирующих бактерий. Этот процесс биохимического окисления нефтей называется биодеградацией нефтей. При этом в первую очередь разрушаются алкановые УВ. При гипергенезе нефтей в них увеличивается содержание нафтеновых и ароматических УВ, смолисто-асфальтеновых веществ и гетероатомных соединений и одновременно уменьшается содержание алканов и бензиновой фракции. В результате растет плотность и вязкость нефти, и она превращается в высоковязкие нефти (ВВН) и мальту, а затем другие природные битумы гипергенной линии: асфальты, асфальтиты, оксикериты и гуминокериты. Физическая дифференциация нефтей. При фильтрации нефтей в порово-трещинном пространстве горных пород происходит адсорбция их тяжелых компонентов: смол, асфальтенов, гибридных и нафтеновых УВ, твердых парафинов. Происходит она также и за счёт опережающей миграции наиболее легких компонентов – алканов бензиновой фракции. При этом химических превращений в нефтях не наблюдается, меняется только компонентный и фракционный состав нефтей. В результате в верхних частях разреза горных пород образуются залежи легких светлых нефтей – фильтратов, а на путях миграции образуются природные битумы фазово-миграционной линии: озокериты, гатчетиты. При поступлении газов или лёгких нефтей в залежи тяжёлых смолистых нефтей нерастворимые в алканах САВ выпадают в осадок. При высоких температурах в порах пород-коллекторов таких залежей образуются твёрдые битумы - кериты  Рисунок - 7. Схема изменения нефтей и образования твердых битумов (по И.С. Гольдбергу, Б.А. Лебедеву) . 1.2.4 Классификации нефтей Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различныехимические, генетические и геохимические классификации,а такжетехнологическаяклассификация. В основе технологической классификации принятой в России, лежат признаки, которые определяют технологические свойства нефти - это содержание: серы; светлых фракций, выкипающих до 350 ºС; выход базовых масел; индекс вязкости масел; и содержание парафина. Каждому признаку присвоен свой индекс и подиндексы, которые определяют количественные параметры признаков (табл. 3). Таблица 3. Технологическая классификация нефтей (ГОСТ 912-66)
Совокупность индексов образует шифр нефти, например: IТ2М3И1П3 означает, что нефть содержит менее 0,5 % серы, 30,0-44,9 % лёгких светлых фракций, способна дать 15-25 % базовых масел в расчёте на нефть и 30-45 % в расчёте на мазут с индексом вязкости выше 85 и содержит более 6 % парафина. Используя эту классификацию, можно легко представить товарные свойства любой нефти, технологическую схему её переработки и выход конкретных нефтепродуктов. В основехимических классификаций лежат данные о соотношении углеводородных компонентов в составе нефтей - алканов, нафтенов и аренов в целом или только в составе бензиновой фракции, а также - показатели содержания серы, САВ, твердых парафинов и плотности нефти. Общепринятой химической классификации в настоящее время нет. Это отражает сложность данной проблемы. Среди классификаций последних десятилетий выделяются классификации М.А. Бестужева, Т.А. Ботневой (1987), А.Э. Конторовича, О.К. Стасовой. (1978) и Ал.А. Петрова (1984). Генетические классификации основаны на учете признаков, которые характеризуют геолого-геохимические условия накопления ОВ и образования нефтей. Такую генетическую информацию несет состав и молекулярно-массовое распределение в нефтях хемофоссилий, а также фациально-генетический тип ОВ и степень его преобразования (окисленности или метаморфизма). Генетические классификации используются для установления генетической принадлежности или однородности нефтей как по разрезу, так и по площади нефтегазоносного региона, а также - для прогноза перспектив нефтегазоносности изучаемого региона. Геохимические классификации основаны на учёте признаков вторичного изменения состава нефтей в залежах, которые контролируются катагенетическими, гипергенными и миграционными факторами. Эти классификации также используются для прогноза нефтегазоносности, состава нефтей и направления их миграции. Примерами геохимических классификаций нефтей являются классификация В.А. Успенского, О.А. Радченко (1964); А.Н. Резникова (1968); В.С. Соболева (1978) и другие. Контроль знаний модуля 1.2 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ Назовите главные и основные компоненты элементного состава нефтей и их содержание в процентах. Какие элементы численно преобладают в микроэлементном составе нефтей (металлы, неметаллы, галогены)? Какие классы органических соединений образуют групповой состав нефтей? Какие классы углеводородов (УВ) чаще преобладают в компонентном составе нефтей? Алканы, с каким числом атомов углерода при нормальных условиях являются газами, жидкостями и твердыми веществами? Какой тип УВ наиболее беден водородом? Какие соединения нефти называются реликтовыми структурами (хемофоссилиями) и почему? Какие факторы определяют плотность нефти независимо от условий её нахождения (пластовых, поверхностных), и какие факторы определяют плотность нефтей в пластовых условиях? Какую информацию несет цвет нефти? Назовите фракционный состав нефти. Назовите сущность процесса метаморфизма и гипергенного изменения нефтей. ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ Двумя главными и тремя основными химическими элементами нефтей являются: а- N, б- V, в- Сl, г- Н, д- Br, е- О, ж- Ni, з- С, и- S, к- Si, л- Р, м- Мg Какая группа элементов численно преобладает в микроэлементном составе нефтей а - металлы б - галогены в - неметаллы Углеводородные компоненты нефтей представляют следующие четыре группы органических соединений: а- алканы б- алкины в- арены г- алкены (олефин) д- нафтены е- углеводы Неуглеводородные компоненты нефтей представляют следующие пять групп гетероорганических соединений: а - кислородсодержаще б - алкены в - нафтены г - алкины д -фосфопротеиды е – арены ж – алканы з - липиды и - аминокислоты к – углеводы л – азотсодержащие м – серосодержащие н смолы о- сфальтены Алканы со следующими числами атомов углерода являются в нормальных условиях жидкими: а – С4-С12 б – С5-С15 в – С6-С19 г - С6-С21 В составе нефтей к хемофоссилиями относятся: а - химические соединения, близкие по структуре к некоторым биологическим веществам или их основным фрагментам б – ароматические УВ в – сульфиды Лёгкие светлые фракции нефтей выкипают в следующем интервале температур: а – 35-350 °С б – 35-200 °С в - 35-250 °С г - 35-400 °С При температурах до 350 °С выкипают следующие три фракции нефтей: а – дизельное топливо (газойль) б – керосин в – гудрон г –мазут д – бензин е - масла смазочные При метанизации (метаморфизме) нефтей их изменения идут в следующих четырёх направлениях: а – увеличении газосодержания. б – увеличении плотности и вязкости. в – распаде молекулярных структур на более простые и устойчивые соединения. г – увеличении содержания нафтенов. д – увеличении содержания УВ бензиновой фракции. е – увеличении доли гетероатомных соединений. ж - увеличении доли алканов и аренов за счёт нафтенов При биодеградации нефтей их изменения идут в следующих трёх направлениях: а – увеличение доли гетероатомных соединений, смол и асфальтенов. б – увеличение плотности и вязкости нефтей. в – распад молекулярных структур на более простые и устойчивые соединения. г – увеличение содержания нафтенов и аренов. д – увеличение содержания алканов и УВ бензиновой фракции.  3.СОСТАВ, СВОЙСТВА И КЛАССИФИКАЦИИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Цель изучения – получить знание о природных газах как смесях веществ разного генезиса, которые в недрах могут находиться в разных формах, концентрациях, фазовых состояниях и образовывать залежи горючих, в том числе углеводородных, и негорючих газов. Задачи – изучить: физические свойства и состав природных газов; классификационные признаки природных газов; зависимость состава различны типов залежей природных газов: газовых, газоконденсатных, растворённых в нефти, газовых гидратов от термобарических условий. Уметь: определять типы газовых залежей по их химическому составу; определять фазовое состояние залежей по их газосодержанию (газовому фактору). Природные газы – это смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов, которые находятся в твёрдом состоянии. Природные газы являются компонентом среды обитания человека и ресурсной базой для производства - это источник энергии и ценнейшее химическое сырье. Кроме того, газы несут информацию об эволюции Земли как планеты и процессах, происходящих в недрах. Среди природных газов выделяются горючие газы - это газы, способные гореть в смеси с воздухом в нормальных условиях. Горючими газами являются углеводородные газы: метан, этан, пропан, бутан, а также сероводород, водород, окись углерода и их смеси, при суммарном содержании азота и углекислого газа менее 80 %. Кроме газообразной формы и фазового состояния природные газы, в том числе и горючие, широко распространены в земной коре в водорастворённом состоянии. В огромных объёмах они растворены в нефти и образуют твёрдые растворы с водой, так называемые газовые гидраты. Газы являются продуктом биохимических и термокаталитических преобразований ОВ, а также продуктом глубинных процессов. Часто природные газы сопровождают скопления нефти, образуя двухфазные нефтегазовые и газонефтяные залежи В мире открыто более 18 тысяч газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих более 30 тыс. залежей, которые залегают преимущественно в осадочных породах. Их стратиграфический диапазон лежит в интервале от четвертичных до архейско-протерозойских отложений, при преобладающей концентрации запасов в меловых отложениях. Глубина залегания месторождений варьирует от нескольких десятков метров до 8098 м (месторождение Миллс-Ранч, Северная Америка). Этим глубинам соответствует диапазон изменения пластовой температуры от минус 5 °С в зонах многолетнемерзлых пород до 250 °С в зоне катагенеза, и диапазон изменения давления от 0,5 до 140 МПа и более. Теоретически, нижняя граница газоносности лежит на глубинах порядка 15'000 км, то есть за пределами технико-экономических возможностей производства геологоразведочных работ. Более одной трети разведанных промышленных запасов газа сосредоточено в недрах России, а её доля в общемировой добыче газа составляет около 25 %. Основной целью геологии и геохимии газа, является научное обоснование направлений геологоразведочных работ, оценка прогнозных ресурсов и прирост промышленных запасов газа. Одной из важных задач является изучение ресурсов нетрадиционных источников газа: угольного, газогидратного и водорастворенного. 3.1 Основные физические свойства природных газов Физические свойства природных газов имеют большое значение для изучения процессов миграции УВ, их фазовых превращений, формирования, разрушения и разработки залежей нефти и газа. Состояние газа определяется тремя параметрами: давлением, температурой и плотностью. В качестве стандартных условий при термодинамических расчётах принимают температуру равную 0 °С и давление 0,1 МПа. При прочих расчётах температуру газов принимают равной 20 °С. Абсолютная плотность газа(ρ) – это отношение массы сухого газа (m) к его объему (v): ρ = m / v, выражаемое в килограммах на кубический метр (кг/м3) или в граммах на кубический сантиметр (г/см3). Выражается она и как отношение молекулярной массы газа в молях (М) к объёму моля (Vm): ρ = М/Vm = М/22,4 л. Часто используется понятие об относительной плотности газов. Это отношение плотности газа к плотности воздуха, которое является безразмерной величиной. При атмосферном давлении и температуре 20 °С плотность сухого воздуха составляет 1,205 кг/м3, поэтому, например относительная плотность гелия равна 0,1; азота – 0,96; сероводорода – 1,2; углекислого газа - 1,5; криптона – 2,9. Относительная плотность природных углеводородных газов зависит от их молекулярной массы, поэтому у метана она равна – 0,55, этана – 1,04, пропана - 1,5, изобутана и н-бутана – 2,0. В общем, плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повышением давления и молекулярной массы. Критические параметры и состояние. Возможность существования газа в пластовых условиях в различных формах определяется термобарическими параметрами, то есть абсолютными значениями и соотношением температуры и давления. К р и т и ч е с к а я т е м п е р а т у р а (Ткр) - это температура, при которой исчезают все различия между жидкостью и её паром и, следовательно, плотность жидкости и пара становится одинаковой. При температуре выше критической вещество может существовать только в газообразном состоянии. В этом случае газ нельзя превратить в жидкость без понижения температуры никаким увеличением давления. Таким образом, газом называется вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре выше критической, а паром – вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре ниже критической. Следовательно, пар можно превратить в жидкость увеличением давления, а газ – нельзя. К р и т и ч е с к о е д а в л е н и е (Ркр). Это давление вещества, соответствующее его критической температуре. К р и т и ч е с к о е с о с т о я н и е в е щ е с т в а. Состояние вещества называют критическим, если оно находится при критической температуре и критическом давлении. Объем, занимаемый веществом при критическом состоянии называется критическим объемом (Vкр). Такой объем является наибольшим, который может занимать имеющаяся масса вещества в жидком состоянии. Значения Ткр, Ркри Vкр называются критическими параметрами вещества. Метан, азот, водород, кислород и инертные газы находятся в недрах при температуре выше критической, поэтому не могут превращаться в жидкое состояние. Пропан, бутан, этан, углекислый газ и сероводород могут находиться в пластовых условиях при температурах ниже критических, что создает возможность превращения их в жидкость. Жидкий углекислый газ обнаружен во включениях в минералах. Давление насыщения (упругость водорастворенных газов) – это пластовое давление, при котором подземные воды насыщены газом до предела. В этом случае при снижении пластового давления газ начнет выделяться из жидкости в свободную фазу. Происходить это будет до тех пор, пока в жидкости вновь не установится равновесие между пластовым давлением и растворимостью газа при данных условиях. Растворимость газа в жидкостях. В пластовой нефти и воде растворено огромное количество газа. Растворимость газа является его важнейшим свойством, которое определяет физические характеристики флюидных систем. Зависит она от состава и соотношения жидкостей и газа, а также от давления и температуры. При небольших температурах и давлениях, до 5 МПа, растворимость газов подчиняется закону Генри, по которому количество газа (Vг), растворенного при данной температуре в единице объема жидкости (Vж), прямо пропорционально давлению газа (p). Объем газа, растворенный в пластовых условиях в единице объема или массе жидкости и измеренный в нормальных условиях, называют газонасыщенностью (Г). Газонасыщенность, выраженную в кубических метрах газа, содержащегося в 1 м3 или 1 т жидкости (м3/м3 или м3/т) называют также газовым фактором (Гф). Р а с т в о р и м о с т ь г а з а в н е ф т и. От количества газа, растворенного в пластовой нефти, зависят её вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность. Различные газы обладают разной растворимостью в нефтях, причем с уменьшением молекулярной массы газа его коэффициент растворимости снижается. Особенно плохо растворяется азот, затем метан. Хорошо растворяются в нефтях углекислый газ, этан и пропан. Большое значение для растворимости газов имеет состав нефтей. В легких метановых нефтях лучше растворяются гомологи метана, а в тяжелых нефтях лучше растворяется метан. Углеводородные газы хуже растворяются в нефтях с повышением температуры. Р а с т в о р и м о с т ь г а з а в в о д е. Растворимость газовых компонентов в воде намного ниже, чем в нефти и зависит от состава газа, температуры, давления и минерализации воды. Наибольшей растворимостью обладают кислые газы (Н2S и СО2). Они при растворении взаимодействут с водой и образуют слабые кислоты – сероводородную (Н2S) и угольную (Н2СО3). Растворимость сероводорода и углекислого газа при 0 °С и давлении 0,1 МПа составляет соответственно 4,67 и 1,713 м3/м3. Наименьшую растворимость имеют инертные газы, азот и углеводородные газы. Растворимость углеводородных газов в воде при 0 °С и давлении 0,1 МПа в несколько десятков раз меньше, чем растворимость сероводорода. Метан растворяется в количестве 0,0556 м3/м3, этан 0,0987 м3/м3. С повышением температуры растворимость газов в воде вначале падает, достигая минимума у разных газов при 60-100 °С, а затем быстро растет, особенно при увеличении давления. С ростом минерализации воды растворимость уменьшается. При высоких давлениях и температуре растворимость углеводородных газов в воде уменьшается от метана к бутану, то есть зависит от молекулярной массы газа. Газонасыщенность пластовых вод обычно лежит в пределах от сотых долей единицы до 10 м3/м3 и более. Высокая газонасыщенность (2-4 м3/м3) наблюдается вблизи контуров газовых и газоконденсатных залежей. Она резко возрастает в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур. Таким образом, газонасыщенность вод является важным показателем газоносности недр. При высокой газонасыщенности возможна рентабельная добыча газа из подземных вод. Растворимость нефти в газе. Испарение жидкостей в обычных изотермических условиях усиливается при понижении давления, а конденсация пара при повышении давления. При снижении температуры в изобарических условиях испарение понижается, а при повышении температуры увеличивается. Однако когда природные газы находятся в пластовых условиях в околокритическом состоянии, то нефть начинает растворяться в газах, переходя в парообразное состояние. С ростом пластового давления испарение нефти увеличивается. В результае образуются конденсатные газы - газоконденсаты (ГК) или газоконденсатные системы (ГКС). И, наоборот, при падении давления начинается конденсация паров нефти. Поскольку процессы испарения и конденсации в околокритических состояниях идут в обратном (аномальном) направлении по отношению к процессам, происходящим при обычных условиях, то их называют обратными или ретроградными. Таким образом, газоконденсаты – это пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие нефть в растворенном парообразном состоянии. При растворении нефти первыми начинают переходить в газовую залежь УВ с меньшей молекулярной массой. При дальнейшем повышении давления в неё переходят и более тяжелые УВ, а также смолы и другие неуглеводородные соединения. При снижении давления наоборот, первыми начинают конденсироваться более тяжелые соединения. Выпавшая жидкая фаза ГКС называется конденсатом. Содержание конденсата в газоконденсатах оценивается конденсатным фактором (Кф) или конденсатностью. Кф – это количество граммов или кубических сантиметров стабильного конденсата, выделившегося в нормальных условиях из одного кубического метра пластового газа в процессе его сепарации. Это показатель обратный газовому фактору. Газосодержание горных пород. Горные породы имеют ГФ от тысячных долей единицы, до десятков кубических метров на тонну. Наибольшим газосодержанием характеризуются ископаемые угли. Их газоносность повышается с глубиной и ростом степени метаморфизма углей, за исключением антрацитов, и достигает у каменных углей значений 50 м3/т горючей массы. Вязкость газа – это внутреннее трение, возникающее при движении газа. В отличие от жидкости, вязкость газа растет с уменьшением молекулярной массы и увеличением температуры и давления. Это объясняется увеличением скорости движения и силы соударения молекул. Газы имеют очень низкую вязкость, например, вязкость метана при стандартных условиях в 100 раз ниже вязкости воды и составляет около 0,01 мПа∙с. Низкая вязкость газа обусловливает его способность относительно быстро перемещаться в пористых и трещиноватых горных породах при перепаде давления. Диффузия газа или проникновение его молекул в другие вещества возможна практически в любой среде и подчиняется закону Фика: диффузия происходит в направлении убывания концентрации вещества. Она обусловлена тепловым движением молекул и является одним из механизмов переноса вещества, в результате которого происходит естественное выравнивание его концентрации в пространстве. Скорость диффузии газа зависит от его свойств и концентрации, а также от свойств проницаемой среды: пористости, проницаемости, влагонасыщенности, структуры порового пространства и размера пор. Диффузия растет с повышением температуры и уменьшается с ростом молекулярной массы газа. Диффузия играет существенную роль при эмиграции УВ из нефтепроизводящих пород в коллекторы и обуславливает значительные потери газа из залежей, вплоть до их полного уничтожения. Фильтрация газа или эффузия – это движение газа через пористую среду под влиянием перепада давления. Фильтрация газа также подчиняется закону Дарси, но в отличие от жидкостей, для газов в формулу вместо перепада давлений входит разность квадратов давлений, поэтому формула Дарси имеет следующий вид:   ,где Q – количество газа, см3, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с поперечным сечением S, см2; К – коэффициент проницаемости породы 10-12 м2; μ – вязкость газа, Па·с; h – длина пути в направлении движения, см; (Р22 – Р21) – разность квадратов давлений, МПа. Таким образом, Q представляет собой объем газа, измеренный при среднем давлении. Всплывание газа. Масса газа, при давлении 10 МПа, составляет всего около 0,1 массы воды такого же объема. Разница плотностей воды и газа или нефти и газа составляет подъемную силу газа. Она служит причиной всплывания свободного газа в порах или трещинах пород, заполненных водой или нефтью. Это свойство газа имеет значение для процессов формирования залежей УВ. При больших объемах свободный газ вытесняет нефть из занятых ею ловушек. Гидратообразование. Газы способны при определенных термобарических условиях создавать с водой твердые растворы, которые называются газовыми гидратами или кристаллогидратами. 3.2 Характеристика компонентов природных газов Состав природных газов, находящихся в залежах может меняться за счет действия гидродинамических, биохимических, термобарических, неотектонических и других факторов. Главным компонентом природных газов стратисферы, как правило, является метан. Основными компонентами являются углекислый газ, сероводород и азот. Их содержание может достигать в свободных газах 100 %. В малых концентрациях, в качестве примесей в природных газах присутствуют: гелий, аргон, водород и другие газы. Метан (СН4) – простейший насыщенный УВ. Представляет собой бесцветный газ, который легко загорается и горит бесцветным пламенем. Смеси метана с воздухом взрывоопасны уже при содержании метана в пределах 5 %. Метан не содержит связей между атомами углерода (С–С), которые менее прочные, чем связи между углеродом и водородом (С–Н), поэтому обладает значительной химической и термической устойчивостью. Метан очень широко распространен в природе и, как правило, является основным компонентом газовых, газоконденсатных и нефтегазовых залежей, а также попутных нефтяных, рудничного и болотного газов. Он может иметь различное происхождение: биохимическое, термокаталитическое, глубинное, радиохимическое и космическое. В отличие от своих газообразных гомологов, метан имеет наибольшую подвижность, и одновременно наименьшую растворимость в воде и низкую способность к адсорбции. Поэтому при миграции он опережает другие углеводородные газы. Тяжелые углеводородные газы (ТУВГ). К этим газам относятся газообразные гомологи метана: этан, пропан и бутан. Они появляются преимущественно в процессе образования нефти, поэтому считаются специфическими «нефтяными» газами. Углекислый газ (диоксид углерода, СО2). Это бесцветный газ, имеющий слабокислый запах и вкус. В составе атмосферы он содержится в объеме всего 0,03 %, но обладает сильным парниковым эффектом и при концентрации более 4 % токсичен. Углекислый газ хорошо растворяется в воде, образуя слабую угольную кислоту Н2СО3. Растворимость газа растет с увеличением давления. При температуре 20 ºС и давлении 0,1 МПа в одном объеме воды растворяется 0,88 объема углекислого газа, а при давлении 30 МПа и температуре 100 ºС может раствориться уже 30 объемов газа. Природные воды, насыщенные углекислым газом, приобретают особую способность взаимодействовать с горными породами и образовывать стойкие эмульсии с ТУВГ. Такие эмульсии представляют собой воду, насыщенную мелкими пузырьками газа. При высоких давлениях углекислый газ способен растворять большие объемы УВ. Углекислый газ может иметь различное происхождение, включая мантийное. В земной коре он образуется при окислении органических веществ, в том числе и УВ, при декарбоксилировании органических кислот и разложении бикарбонатов. Сероводород (Н2S). Это бесцветный горючий газ с характерным неприятным и резким запахом, и очень высокой растворимостью в воде, которая является наибольшей среди природных газов. При растворении газа образуется слабая сероводородная кислота Н2S, поэтому сероводород, наряду с углекислым газом называют кислым газом. Сероводород является сильным восстановителем и высокотоксичным газом, поражающим нервную систему. Поэтому рассматривается как вредная примесь к природным газам. Организм быстро привыкает к его запаху. Предельное допустимое содержание сероводорода в воздухе составляет 0,01 мг/л., а при концентрации более 0,1 % (0,1 мг/л) наступает мгновенная смерть, в связи с параличом дыхательного центра. При концентрации в составе природных газов от 5 % и выше сероводород является ценным компонентом, поскольку служит сырьем для производства серы. Сероводород может иметь различное происхождение. Он образуется при биохимическом окислении и термолизе ОВ, химическом и биохимическом восстановлении сульфатов сульфат-редуцирующими бактериями. Присутствует сероводород и в вулканических газах. Азот (N2). Это бесцветный газ без запаха и вкуса. Его содержание в воздухе составляет 78,09 % по объему или 75,6 % по массе. Азот занимает четвертое место в космосе вслед за водородом, гелием и кислородом. Вместе с аммиаком NН3 и хлоридом аммония NН4Сl азот присутствует в вулканических газах. Азот несколько легче воздуха, и плохо растворим в воде и нефти. В 100 объемах воды растворяется примерно два объема азота. В нормальных условиях молекулярный азот N2 инертен. Непосредственно он соединяется только с литием. Азот может иметь атмосферное, биохимическое и глубинное происхождение. В верхней части осадочного чехла он чаще всего имеет атмосферное происхождение. Гелий (Не). Это инертный безвалентный благородный газ без цвета и запаха. По распространенности в космосе он занимает второе место после водорода. На Земле распространенность гелия ниже, примерно на 10 порядков, что объясняется его утратой вместе с другими летучими элементами ещё в начальном периоде формирования планеты. Гелий является ценным компонентом природных газов. Его промышленные запасы в природных газах сосредоточены преимущественно в палеозойских породах древних платформ, где преобладают газы с концентрацией гелия от 0,05 до 0,2 %. Газы с содержанием гелия не менее 1,0 % относятся к уникальным месторождениям гелия. Аргон (Аr). Это инертный благородный газ. Известно три стабильных изотопа аргона: 36Аr, 38Аr и 40Аr. Резко преобладает изотоп 40Аr, который имеет почти целиком радиогенное происхождение. Большая часть изотопов 36Аr, 38Аr имеет первичное (космическое) происхождение и ныне сконцентрирована главным образом в атмосфере. Генезис аргона тесно связан с генезисом азота. Водород (Н2). Это самый легкий газ без цвета и запаха. Он в 14,3 раза легче воздуха; температура кипения минус 252,6 ºС. Водород самый распространенный элемент космоса. Его содержание в литосфере и гидросфере Земли составляет 1 % по весу, в морской воде 10 %, а в атмосфере – всего 10ˉ4 %. В нормальных условиях молекулярный водород взаимодействует лишь с наиболее активными элементами – галогенами. При повышении температуры и давления вступает в реакцию с большинством металлов, с образованием гидридов. Железо и никель способны поглощать в одном объеме десятки и сотни объемов водорода, не образуя при этом гидридов. Реагируя со щелочными металлами, водород выступает в качестве окислителя, во всех других случаях он является восстановителем. В условиях земной коры водород обладает высокой химической активностью и миграционной способностью, поэтому в природных газах его высокие концентрации, достигающие 20-28 %, обнаруживаются очень редко, а низкие концентрации от 0,001 до 0,1 % фиксируются постоянно. В осадочный чехол нефтегазоносных провинций водород проникает из фундамента по разломам. 3.3 Классификации природных газов Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский, в 1912 году. В этой классификации газы были разделены на три группы: 1) по форме или условиям нахождения в природе; 2) по источникам происхождения или генезису; 3) по химическому составу. На основании учета этих факторов позже был создан целый ряд классификационных схем природных газов. Кроме них существуют классификации газов по их практической ценности и содержанию полезных компонентов. Классификации природных газов по условиям (формам) нахождения в природе. В наиболее общем виде выделяются следующие три формы существования природных газов: свободные газы атмосферы; водорастворенные газы гидросферы (океанов, морей, озер, прудов и рек); газы земной коры. Газы этих форм постоянно взаимодействуют, то есть переходят из одних условий существования в другие. Наиболее разнообразны условия нахождения газов в земной коре, где они находятся в двух основных формах: рассеянной и концентрированной (табл. 4). Рассеянные формы газов содержатся в открытых и закрытых порах горных пород, сорбированы минеральной частью пород и рассеянным ОВ, растворены в пластовых водах и микронефти. Концентрированные формы газов являются объектами поисково-разведочных работ и разработки. Находятся они в газовых скоплениях, растворены в залежах нефти и в пластовых водах. Таблица 4. Формы нахождения природных газов в земной коре (В.В. Доценко; 2007)
|