Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Месторождений по составу углеводородов
а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность ∆≈0,56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);
б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 3540%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, ∆ ≈ 1,1);
в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, ∆ ≈ 0,7-0,9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.


Газоконденсатные месторождения по фазовым состоянию
а) однофазные насыщенные - пластовое давление Р_пл равно давлению начала конденсации Р_к ;
б) однофазные ненасыщенные - Р_пл > Р_к;
в) двухфазные - Р_к > Р_пл;
г) перегретые - пластовая температура Т_пл больше крикондентермы Т_max.


Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С₅₊ в 1м³ пластового газа подразделяются на следующие группы:
I - незначительное содержание до 10 см³/ м³;
II- малое содержание от 10 до 150 см³/ м³;
III- cреднее содержание от 150 до 300 см³/ м³;
IV- высокое содержание от 300 до 600 см³/ м³;
V - очень высокое содержание свыше 600 см³/ м³.

Газовые и газоконденсатные месторождения по содержанию нефти
а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;
б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.


Месторождений по величине начального пластового давления
а) низкого давления- до 6 МПа;
б) среднего давления - от 6 до 10МПа;
в) высокого давления - от 10 до 30МПа;
г) сверхвысокого давления - свыше 30МПа.


Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)
а) низкодебитные - до 25 тыс. м³/сутки;
б)малодебитные - 25-100 тыс. м³/сутки;
в) среднедебитные - 100-500 тыс. м³/сутки;
г) высокодебитные - 500-1000 тыс. м³/сутки;
д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м³/сутки.


Изменение состава природного газа в процессе разработки.
Во время эксплуатации газовых скважин метан  газообразный и находится при температуре выше критической, этан  на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны  в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.
Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).
Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.


12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.