Файл: Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 04.12.2023

Просмотров: 841

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

по дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»

2.10.3. Контроль знаний модуля 2_10

Контроль знаний модуля Введение

Контроль знаний модуля 1.1.

Таблица 2. Состав нефти (В.В. Доценко; 2007)

1.3.8. Контроль знаний модуля 1_3

Контроль знаний модуля 1_4

5.1 Круговорот углерода в природе, его энергетические

источники и значение для образования нефти и газа

2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газа

2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7

2.8.7. Контроль знаний модуля 1_8

2.9.5. Контроль знаний модуля 1_9 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ Назовите цель нефтегазогеологического районирования (НГГР)? Каковы основные задачи НГГР? Назовите таксономические единицы НГГР. Назовите главнейшие особенности размещения скоплений нефти и газа. Почему нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами? Могут ли процессы нефтегазонакопления выходить за пределы осадочных бассейнов? Какие территории называются внебассейновыми территориями нефтегазонакопления? В чем проявляется неравномерность распространения запасов нефти и газа на Земле? Чем обусловлена вертикальная зональность размещения месторождений УВ разного фазового состояния? ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ Нефтегазогеологическое районирование это: 1) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе исследуемых областей земной коры2) установление закономерных связей регионально нефтегазоносных территорий и акваторий с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанными с ними формациями3) разделение исследуемой территории на систему соподчиненных нефтегазоносных или возможно нефтегазоносных объектов разного ранга и тектонического строения, с разным составом слагающих формаций и характером нефтегазоносности Нефтегазогеологическое районирование имеет две взаимосвязанные цели: 1) создание модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления изучаемого региона2) разделение исследуемой территории на соподчинённые таксономические единицы с разным тектоническим строением и характером нефтегазоносности3) выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, и повышение их эффективности за счёт использования наиболее рационального комплекса методов4) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе исследуемых областей земной коры5) изучение условий и процессов литогенеза осадочных пород, их нефте- и газоматеринского потенциала, а также характера литолого-стратиграфического разреза в пределах различных структурных элементов изучаемого региона Среди задач нефтегазогеологического районирования выделите две главные: 1) изучение тектоники и особенностей формирования тектонических структур изучаемого региона2) изучение условий и процессов литогенеза осадочных пород, их нефте- и газоматеринского потенциала, а также характера литолого-стратиграфического разреза в пределах различных структурных элементов изучаемого региона3) изучение гидрогеологических и палеогидрогеологических условий в пределах различных структурных элементов изучаемого региона4) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе изучаемого региона5) установление закономерных связей регионально нефтегазоносных территорий (акваторий), а также месторождений нефти и газа с различными типами структурных элементов земной коры и составляющими их формациями6) сравнительная дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории (акватории) Какие два принципа нефтегазогеологического районирования существуют в настоящее время? 1) геотектонический 2) генетический 3) геофизический4) морфологический 5) геоморфологический 6) геодинамический При нефтегазогеологическом районировании с использованием тектонического принципа используют четыре региональных таксономических единицы: 1) зона нефтегазонакопления 2) ареал зон нефтегазонакопления3) нефтегазоносный район 4) нефтегазоносный бассейн5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносная провинция7) нефтегазоносный пояс 8) узел нефтегазонакоапления При нефтегазогеологическом районировании с использованием генетического принципа используют три региональных таксономических единицы: 1) зона нефтегазонакопления 2) ареал зон нефтегазонакопления3) нефтегазоносный район 4) нефтегазоносный бассейн5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносная провинция7) нефтегазоносный пояс 8) узел нефтегазонакоапления Среди локальных и региональных категорий скоплений УВ выделяются две локальные: 1) зона нефтегазонакопления 2) месторождение3) нефтегазоносный район 4) залежь5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносный бассейн Зона нефтегазонакопления это: 1) интервалы разреза осадочных пород, в которых проявляются главные фазы нефте- и газообразования2) ряд смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к единой группе генетически связанных ловушек3) комплекс пород нефтегазоносных провинций, имеющий относительно единые условия преобразования пород, ОВ и формирования месторождений нефти и газа Среди региональных и глобальных категорий скоплений УВ выделяются пять региональных: 1) зона нефтегазонакопления 2) нефтегазоносный район3) нефтегазоносная область 4) нефтегазоносная провинция5) пояс нефтегазонакопления 6) ассоциация нефтегазоносных провинций7) узел нефтегазонакопения 8) полюс нефтегазонакопления9) нефтегазоносный бассейн Выделяются три главнейших закономерности размещения скоплений нефти и газа: а) приуроченность скоплений к осадочным бассейнам до фундамента включительноб) группирование месторождений в нефтегазоносные районы и областив) концентрация основных мировых запасов нефти и газа, как в небольшом числе крупных и уникальных месторождений, так и в небольшом числе НГБг) разделение залежей на одно- и двухфазныед) наличие в разрезе НГБ вертикальной зональности фазового состояния залежей УВе) наличие залежей в фундаменте НГБ 10.ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХМЕСТОРОЖДЕНИЙЦель изучения – получить знание об объекте разработки месторождения, в котором содержатся промышленные запасы нефти, газа и конденсата и группе скважин, при помощи которых он разрабатывается, о системе разработки месторождения, т.е. последовательности и темпе разбуривания, методах воздействия на пласты, числе, соотношении и расположении нагнетатаельных, добывающих и резервных скважин.Задачи-изучить: -Методику выделения объектов разработки; -Классификацию и характеристику систем разработки Уметь: Различать системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных объектов; Определять возможности применения различных методов увеличения нефтеотдачи и конденсатотдачи. 10.1.ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИНефтяные и нефтегазовые месторож­дения - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводоро­дов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных, пород, имеющих различное распростране­ние под землей, часто - различные геолого-физические свойст­ва. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты раз­делены значительными толщами непроницаемых пород или на­ходятся только на отдельных участках месторождения.Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют разную технологию.Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объ­ект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи группы скважин. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается "своей сеткой скважин". Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторож­дения.Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку од­ними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновре­менно-раздельной эксплуатации.Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмот­рим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого пока­зан на рисунке . Это месторождение содержит три пласта, отлича­ющиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами (табл. …). При этом подошва пласта 1 находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на 1000 м. В таблице приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторожде­ния. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторожде­нии целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).Таблица 22. Геолого-физические свойства Пласт (см. рис …) 1 2 3 Извлекаемые запасы нефти, млн. т Толщина, мПроницаемость, 10-3 мкм2 Вязкость нефти, 10-3 Па • с 200,010,0100,050 50,05,0150,060 70,015,0500,03 Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертика­ли. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравни­тельно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловяз­кую нефть и высокопроницаемый. 'Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабо­тать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, при­дется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти горячей водой, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового го­рения.Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное реше­ние о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработ­ки.Объекты разработки иногда подразделяют на следующие ви­ды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважина­ми, эксплуатирующими в этот период другой объект.Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; Число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.Важная составная часть создания такой системы выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении по­требуется меньше скважин для разработки месторождения в це­лом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект мо­жет привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.На выделение объектов разработки влияют следующие фак­торы.1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффек­тивной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, по­скольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объеди­нять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали плас­тах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не со­общающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали вследст­вие того, что в активную разработку включатся только высоко­проницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не под­вергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значе­ние при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлече­ния нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание пара­фина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, про­мышленное содержание других полезных ископаемых также мо­жет стать причиной невозможности совместной разработки пла­стов как одного объекта вследствие необходимости использова­ния существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Раз­личные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния плас­товых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном плас­те имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатыва­ется при естественном упруговодонапорном режиме, то объеди­нение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы располо­жения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.4. Условия управления процессом разработки нефтяных мес­торождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуще­ствлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесня­щего ее агента (водонефтяных и газонефтяных "контактов") в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раз­дельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропла­стков. Ухудшение условий управления разработкой месторожде­ния ведет к уменьшению нефтеотдачи.5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, при­водящие к целесообразности или нецелесообразности примене­ния отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы плас­тов, выделенные в один объект разработки, предполагается от­бирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин, то дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разра­ботки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки. 10.2.КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИДанное ранее определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь ком­плекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторожде­ний в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам: наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью из­влечения нефти из недр; расположению скважин на месторождении.По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.Можно указать четыре основных параметра, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки.1. Параметр плотности сетки скважин Sc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, тоSc = S / n. (10.1)Размерность [ Sc ] = м2/скв. В ряде случаев используют пара­метр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.2. Параметр А.П. Крылова Nkp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:Nkp = N / n (10.2)Размерность параметра [N kp] =тонн / скв.3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:ω= nн / nд (10.3)Параметр ω безразмерный.4.Параметр ωр, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­родности, - тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин nр, то ωp= np / n (10.4)Параметр ωp безразмерный.Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами Рис. 36 Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечной (б) сеткам:1. - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины Рис. 37 Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносностискважин, между скважинами в рядах и т.д. Об этих параметрах будет сказано ниже.Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 36, а) или трехточечной (рис. 36, б), сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов(рис. 37).Параметр плотности сетки скважин Sc, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10-3 Па • с) он может со­ставлять 1-2 • 104 м2 / скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10 ÷ 20 • 104 м2/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc= 25 ÷ 64 • 104 м2 / скв.При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70 -100 • 104 м2 / скв. и более.Параметр Nкр также изменяется в довольно широких преде­лах. В некоторых случаях он может быть равен одному или не­скольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других -доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномер­ной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см. рис. 36) вычисляют по следующей формуле:l=Sc1/2, где l - в м, а Sc - в м2 / скв. (10.5)Формулу (8.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.Для систем разработки нефтяных месторождений без воздей­ствия на пласт параметр со, естественно, равен нулю, а пара­метр ω может составлять 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на неф­тяные пласты.Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществлять­ся в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре за­контурных вод.2. Системы разработки с воздействием на пласты.2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 38 в плане и в разрезе показано расположение добывающих показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добыва­ющих скважин пробу­рены вдоль внутренне­го контура нефтеносно­сти. Кроме того, имеет­ся один центральный ряд добывающих сква­жин. Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l0 1, первым и вторым рядом добывающих скважин l1 2 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σc. Рис.38 Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:1 - нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 нефтяной пласт; 4 внешний контур нефтеносно­сти; 5 - внутренний контур нефтеносностиПомимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l0 1, первым и вторым рядом добывающих скважин l1 2 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σc. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 38) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500--600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно располо­жить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию закон­турным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное за­воднение в данном случае окажется малоэффективным воздейст­вием на пласт.Системы разработки нефтяного месторождения с применени­ем законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Sc, и Nкр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением болящих дебитов сква­жин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позво­ляет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторожде­ния в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясня­ется возможностью достижения при воздействии на пласт боль­шей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходяшихся на одну скважину.Параметр ω для систем с законтурным заводнением колеб­лется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.Параметр ω для всех систем разработки нефтяных место­рождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1- 0,3.2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разра­ботки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.Подразделяются эти системы на рядные и площадные сис­темы.2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их - бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давле­ния с соответствующими последствиями.Рис 39 Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 5 - добывающая сква­жина; 4

10.3.Контроль знаний модуля 1_10 Контрольные вопросы1. Дайте определение объекта и системы разработки нефтя­ного месторождения.2. Укажите главные параметры, которыми характеризуется система разработки месторождения.3. Изложите классификацию систем разработки месторожде­ний.4. Получите формулу, характеризующую взаимосвязь между темпами разработки от начальных извлекаемых запасов и оста­точных извлекаемых запасов.5. Дайте определение элемента разработки месторождения. Объясните схему элементов разработки для одно, трех- и пятирядной, а также для пяти- и семиточечной схем расположения скважинТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ Почему при разработке залежей необходимо максимально использовать естественную пластовую энергию? Назовите источники пластовой энергии в залежах Какие режимы используются при разработке нефтяных залежей? Какие режимы используются при разработке газовых залежей? Какие системы размещения эксплуатационных скважин применяют при разработке газовых залежей? Какие вещества используют в качестве энергоносителя для искусственного поддержания пластовой энергии? На какие стадии разделяют процесс разработки залежи? Назовите характерные особенности стадий разработки залежи. Какие используются методы обработки призабойных зон для повышения производительности эксплуатационных скважин? 11.ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИУГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯЦель изучения – получить знание о производстве бензинов с улучшенными экологическими характеристиками, о каталитическом риформинге, об изомеризации углеводородов фракции С5 – С6 , о разработке новых видов реактивных топлив, о рациональных направлениях переработки углеводородных газообразных систем, об эффективных технологиях переработки остаточных фракций в битумы.Задачи – изучить: Методику производства бензинов, мотрных, дизельных и котельных топлив; Основы производства реактивных топлив; Рациональные направления переработки углеводородных газообразных систем Уметь: различать фракции бензинов определять улучшенные экологические характеристики 11.1.Производство бензинов с улучшенными экологическими характеристикамиПо своему составу бензины являются углеводородными систе­мами, которые образуются в результате различных технологических процессов переработки; атмосферно-вакуумкой перегонки нефти, каталитических процессов (крекинга, гидрокрекинга, рк-форминга) и других. В составе бензинового фонда России доля компонентов каталитического риформинга достигает 50%. Одной из основных задач в улучшении экологических характеристрик ав­томобильных бензинов является сокращение применения бензинов, содержащих ТЭС в качестве антидетонатора. Эта задача пока ре­шена в Японии, США и Канаде. В некоторых странах: Голландии, Австрии, Дании, Бельгии, Швейцарии, Швеции, Финляндии, Норвегии и Германии разрешено вводить этиловую жидкость толь­ко в специальные высокооктановые сорта.Переход на неэтилированиые топлива не только предотвраща­ет эмиссию свинца с продуктами сгорания, но и сокращает на 60 90% другие вредные выбросы путем использования каталитических нейтрализаторов, для которых свинец является ядом. Кроме того, в этом случае возможно поддержание состава топливно-воздушной смеси, близкое к стехиометрическому, что обеспечивает та­кие оптимальные характеристики бензина, как плотность, вяз­кость, испаряемость, углеводородный состав, которые практически не влияют на токсичность отходящих газов. Но отказ от этилирования влечет за собой проблемы, связанные с обеспечением требуемого октанового числа бензина.Первоначально этилированные сорта заменялись регулярными бензинами с относительно низким октановым числом (82 – 86 м. м). Это было связано с отставанием темпов наращивания мощностей производства высокооктановых компонентов от требований по снижению норм этилирования. Однако дефицит высокооктановых неэтилированных бензинов был временным. Доля этилированных бензинов на протяжении 80-х годов ежегодно снижалась в среднем на 5-6 %. В 1995 г. доля неэтилированных бензинов достигла 65% от общего потребления, а к 2000 г. – более 90%. Основным видом неэтилированных бензинов должен стать премиальный бензин «европремиум» (табл.23, 24.).Таблица 23. Основные свойства неэтилированных автомобильных бензинов Западноевропейских стран

часть отравляющих примесей.Наибольший выход малосернистого топочного мазута на сырье (до 80%) достигается в схеме с гидрообессериванием мазута. Про­блема получения малосернистого котельного топлива с содержани­ем серы менее 1%, применение которого позволит значительно улучшить экологическую обстановку, может быть решена за счет углубления переработки нефти путем облагораживанияудронов и удаления из них серы.Комплексная схема процессов, которая предназначается для глубокой переработки сернистого гудрона или мазута с получением малосернистого ДТ, бензина и облагороженного котельного топ­лива с пониженным содержанием серы и металлов, представлена на рис. 4.6. При переработке гудрона по такой схеме количество серы в котельном топливе составляет 18-20% масс, от количества серы в исходном гудроне, выбросы диоксида серы при сжигании топлива снижаются в 5,5 раза.Положительным отличием рассматриваемой схемы является также получение из гудрона до 45% моторных топлив, что позво­ляет значительно увеличить глубину переработки нефти. 2.11.6.1 Улучшение присадками качества котельных топлив. Ассортимент присадок для котельных топлив менее обширен, чем для моторных. Типы применяемых присадок и их концентрация (мг/кг) приведены ниже.Депрессорные 100 - 200Антикоррозионные 10 - 500Детергентно-диспергирующие (стабилизирующие) 100 - 200Модификаторы горения (улучшающие горение топлив) —Деэмульгаторы до 0,01%Преобладают полифункционалъные присадки, представляю­щие собой композиции соединений, обеспечивающие набор различ­ных свойств, например, моюще-диспергирующих, антикоррозион­ных, улучшающих полноту сгорания.Присадки, улучшающие полноту сгорания остаточных топлив, позволяют получить положительный эффект за счет снижения расходатоплива и уменьшения токсичности продуктов сгорания.По принципу действия их разделяют на катализаторы сгорания, ПАВ, окислители. В остаточных топливах наиболее эффективны соединения, улучшающие поверхностное натяжение топлива. Эффективность действия ПАВ и катализаторов горения увеличива­ется при их сочетании в различных композициях.Важное значение для улучшения качества котельных топлив имеют присадки, предотвращающие высокотемпературную корро­зию продуктов их сгорания.Образование серного ангидрида при сгорании котельных топ­лив уменьшается при введении в сернистое топливо аминов, хотя кислотность сажи при этом не снижается. Более эффективны при­садки на основе композиции аминов и оксидов магния в этом слу­чае при сгорании топлива, содержащего 0,25% азота, уменьшалась не только эмиссия оксидов серы, но и азота.Для борьбы с химической газовой коррозией выпускают при­садки, лучшими из которых являются следующие соединения магния:— маслорастворимые органические соединения (алкилсульфонаты, магниевая соль окисленного петролатума);— водорастворимые (соли магния и неорганических кислот);— дисперсии оксида и гидроксида магния в. воде и углеводо­родах.Наиболее удобны для введения в топливо маслорастворимые присадки. Перспективны многофункциональные присадки, соче­тающие (наряду с антикоррозионными) антидымные и дисперги­рующие свойства.Диспергирующие присадки добавляются к котельным топли-вам для улучшения их стабильности при хранении, а также при их распылении при подаче в топку, что увеличивает полноту сгорания.Для улучшения эксплуатационных свойств тяжелых (судовых, газотурбинных, котельных) топлив помимо присадок, улучшаю­щих полноту сгорания, добавляют также стабилизаторы — диспер-санты, функции которых:— улучшение стабильности к совместимости,компонентов ма­зутов;— разрушение водно-мазутных эмульсий;— предотвращение сернокислотной коррозии поверхностей котлов.Деэмульгаторы — присадки, облегчающие выделение воды из тяжелых топлив, содержащих природные эмульгаторы. Отделение воды осуществляется ка центрифугах, при этом часть топлива ухо­дит со шламом и водой в виде устойчивой эмульсии. Потери могут достигать 5%, но их можно уменьшить, применяя деэмульгаторы (поверхностно-активные вещества — ПАВ). На практике обычно применяют неионногенные ПАВ — оксизтилированные жирные кислоты и амины. Иногда в состав присадки входят ингибиторы и другие компоненты. — рекомендуемые концентрации: 0,005-0,01%.Среднедистиллятные и особенно котельные топлива — сравни­тельно дешевые нефтепродукты, и применение присадок удорожа­ет их стоимость. Однако преимущества, реализуемые за счет улуч­шения потребительских свойств и удовлетворения требований по охране окружающей среды, обеспечивают растущий спрос на обла­гороженные присадками топлива. 2.11.7.Рациональные направления переработки углеводородных газообразных систем.Рассмотрим некоторые направления переработки газообразных углеводородных систем — пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций, которые образуются на установках каталитического крекинга и риформинга, первичной переработки нефти, вторичной перегонки и стабилизации бензинов, разделения и очистки жир­ных газов. Обычно эти газы поступают в топливную сеть завода, но существуют и более эффективные пути их переработки (рис. 58).Эти направления включают производство пропилена и поли­мерных материалов и изделий на его основе, а так же метил-трет-бутилового эфира.Далее рассмотрены основные достижении по разработке ука­занных выше технологических процессов. Внедрение этих произ­водств позволяет не только снизить экологическую напряженность, но и значительно повысить технико-экономическую эффективность производства.Производство полипропилена (МП). Основными исследова­ниями, направленными на повышение эффективности технологического процесса производства полипропилена явились: перевод процесса поликеризации на непрерывный режим работы, повыше­ние интенсивности теплосъема; использование более эффективных каталитических систем.Существующие в настоящее время технологии производства ПП основаны на использовании следующих способов полимеризации;— полимеризация в "тяжелом" растворителе;— полимеризация в "легком" растворителе-мономере;— газофазная полимеризация.Во всех способах используются металлооргакические катали­тические системы, основным компонентом которых является трех-хлористый титан или нанесенный титан-магниевый катализатор (ТМК), а сокатализаторами являются диэтилалюминийхлорид (Al(C2H5)2Cl) или триэтилалюминий (Al(C2H5)3.Наиболее перспективной является полимеризация пропилена в среде сжиженного мономера из газовой фазы. В промышлен-ности реализована технология полимеризации пропилена в среде жидкого мономера с использованием реактора с газовой фазой. В основу технологии заложен периодический процесс полимеризации пропилена на катализаторах Циглера-Натта TiCl3+Al(C2H5)2Cl. Преимуществом этого процесса являлась высокая концентрация мономера в зоне реакции, отсутствие растворителя и установок, связанных с его очисткой и регенерацией. Недостатки процесса; отложениеполимера на стенках реактора; необходимость сохранения стадии обеззоливания полимера; относительно низкое качество продукции.Использование высокоактивного микросферического ТiС1з позво­лило увеличить выход ПП в 4-5 раз по сравнению с выходом на обычном катализаторе, увеличить стереоспецифичность с 90% до 97%, снизить долю атактической фракции с 6-8% до 0,5-1,5%, почти в 3 раза уменьшить зольность ПП и улучшить дисперсность полимера. Проведены исследования по использованию данных катализа­торов в процессе полимеризации пропилена в среде жидкого моно­мера. Исследование проводилось с использованием ТМК и заклю­чалось в: изучении влияния условий полимеризации и способов формирования каталитической системы на ее активность; исследо­вании закономерности процесса полимеризации пропилена в массе на ТМК в присутствии водорода; изучении свойств полученного ПП; разработке математической модели непрерывного процесса получения ПП в среде сжиженного пропилена в реакторах идеального смешения.Изучена каталитическая активность при полимеризации про­пилена в массе в интервале температур 30-800С при концентрации Н2 — 2-10-2 моль/г. При использовании ТМК и осуществлении процесса в среде жидкого мономера выход ПП достигает 1400-1550 кг ПП/г Тi (33-36 кг ПП/г кат.). Увеличение температуры полимеризации от 30 до 800С привело к изменению фракционного состава образующегося ПП. Максимальная степень изотактичиости ПП, полученного при температурах 70-80С, достигает 97-98%.Исследована активация ТМК введением водорода. Установле­но, что при концентрациях водорода (0,5-10-3 моль/л) наблюда­ется существенное (в 3-5 раз) увеличение каталитической активно­сти, но при этом система менее стабильна во времени. Полипропилен, синтезированный на ТМК, характеризуется высокими физикомеханическими показателями (табл. 42). Результаты исследования кинетических закономерностей полимеризаций пропилена и разработанная на их основе математики, включающих стадии: смешения в холодном смесителе и грану­лирование смеси в экструдере. Разработана' рецептура и техноло­гия для получения эластичного и морозостойкого материала на ос­нове ПП — "Элпона", содержащего в качестве добавки дивинил-стирольный термоэластопласт ДСТ-30 в виде гранул.Для расширения температурного интервала эксплуатации изделий при сохранении высоких прочностных показателей прове­дены исследования по модификации полипропилена различными силоксановыми каучуками: СКТ — диметилсилоксановый каучук; ОКТВ, СКТВ-1, СКТВ-2, СКТВ-2Т - метилвинилсилоксановые каучуки, отличающиеся содержанием винильных групп; СКТФВ-803, СКТФВ-2101, СКТФВ-2001 — метилфенилвинилсилоксановые каучуки, отличающиеся содержанием фенильных и винильных заместителей; СКТФТ-50 — термостойкий фторсодержащий каучук с улучшенными диэлектрическими свойствами. Для промышленногоиспользования рекомендованы силоксановые каучуки, введение которых обеспечивает получение морозостойких компо­зиций различного применения (табл. 4.62).Изменение прочностных показателей от содержания силокса-новых каучуков аналогично введению добавок других каучуковря хорошей совместимости силоксановых каучуков с полипропиле­ном, достигаемой тонким измельчением, а также обусловленной химическим строением силоксановых каучуков, композиции обла­дают более низкой температурой хрупкости, чем, например, ком­позиции полипропилен-термозластопласт.Введение силоксановых каучуков изменяет не только физико-механические, но и электрофизические свойства полипропилена.Таблица 43



Неон, криптон, ксенон. Содержание этих редких газов находится в пределах от n·10-5 до n·10-9 %.

Ртуть. Природные газы могут содержать пары ртути в концентрациях, представляющих промышленный интерес. В основном концентрация ртути лежит в незначительных пределах от 1·10-8 до 3·10-3 г/м3. Но иногда она может достигать очень высоких значений от 3 до 14 г/м3.

3.5 Формирование газоконденсатных систем,

их состав и свойства
Газоконденсатные системы, газоконденсаты или конденсатные газы являются свободными жирными газами, которые в естественных условиях недр насыщены парами жидких УВ, а иногда содержат гетероатомные соединения, включая смолы и асфальтены.

Таким образом, газоконденсаты – это пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие жидкие компоненты нефти в растворенном парообразном состоянии.

К конденсатным газам или к газоконденсатам относятся жирные газы с содержанием конденсата выше 25-30 см3/м3. Сухие и тощие газы, в которых содержание конденсата не достигает промышленных концентраций (менее 25-30 см3/м3), относятся к чисто газовым залежам.

Среди компонентов в ГКС преобладает метан, а среди ТУВГ – этан. Доля пентанов в сумме с высшими УВ в среднем составляет 3,5 %, но может превышать 13 %. Кроме углеводородных компонентов в ГКС могут присутствовать неуглеводородные компоненты, среди которых наиболее распространены сероводород, углекислый газ и азот.

Образование ГКС можно объяснить практической несжимаемостью нефти, и сверхсжимаемостью газов, за счет которой плотность газов при повышении давления в пластовых условиях становится идентичной или даже выше плотности отдельных компонентов нефтей. Таким образом, характерной особенностью газоконденсатов является их подчинение законам обратного (ретроградного) испарения и конденсации.

Существование газоконденсатных систем связано в основном с глубиной их залегания, поскольку от неё зависит пластовое давление и температура. ГКС находятся на глубинах от 700 (Елшанское месторождение) до 6000 м. Пластовое давление в них колеблется в широких пределах: от 7,5 до 62 МПа и выше, а пластовая температура – от 24 до 195 ºС. Конденсаты ГКС, расположенных на больших глубинах, приближаются по своим свойствам к нефтям. Однако на этих же глубинах могут находиться и легкие ГКС. Нижний предел существования ГКС ограничен температурой, поскольку с её высокими значениями связаны процессы термодеструкции и метанизации жидких УВ.


По происхождению газоконденсаты разделяются на первичные и вторичные. Первичные газоконденсаты непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах ниже главной зоны нефтеобразования и выше зоны генерации сухих газов. Предельная глубина их существования зависит от температуры.

Вторичные газоконденсаты формируются при погружении нефтегазовых или газонефтяных залежей. В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение, растворение и термодеструкция жидких УВ. Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты или антраксолиты. Например, такие случаи зафиксированы в Западном Предкавказье, где установлено, что газонефтяные залежи в новейшее время испытали погружение с глубины 900 м до 5210 м. при этом пластовое давление возросло от 9 до 70,3 МПа, а температура от 50 до 177 °С.

Залежи вторичных газоконденсатов часто имеют нефтяную оторочку и повышенное содержание конденсата. Конденсатный фактор является очень важной характеристикой ГКС и может достигать 1500 г/см3.

В стандартных условиях конденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый или зеленоватый цвет. Различают сырые и стабильные конденсаты. Сырые конденсаты отличаются от стабильных наличием в них при нормальных условиях растворенных и ещё не дегазированных газообразных УВ, содержание которых достигает 20-30 % по весу.

Конденсаты характеризуются большим разнообразием физических свойств и химического состава. Плотность стабильного конденсата меняется от 0,62 до 0,84 г/см3, температура кипения находится в пределах от 30 до 250 ºС. Однако встречаются конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350-500 ºС. Сырые конденсаты начинают кипеть при температуре 24 ºС.

Состоят конденсаты в основном из УВ. Иногда они содержат до 5 % смол, до 0,3 % асфальтенов, и до 1,4 % серы. Некоторые конденсаты содержат до 20 % парафина. В целом, по сравнению с нефтью, конденсаты состоят из более простых и легких компонентов.

По термодинамическому и фазовому состоянию газоконденсатные залежи образуют три группы:

  1. Чисто газоконденсатные (однофазные залежи).

  2. Нефтегазоконденсатные (двухфазные залежи), когда размеры парообразной части залежи значительно больше размеров нефтяной оторочки.

  3. Газоконденсатнонефтяные - это нефтяные залежи с газоконденсатными шапками.



3.6 Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей
Газы газонефтяных и нефтегазовых залежей. Газонефтяные и нефтегазовые залежи являются двухфазными. Свободный газ в них залегает совместно с нефтью. При этом в нефтегазовых залежах газ занимает основой объём ловушки и располагается над нефтяной частью залежи, называемой нефтяной оторочкой. В газонефтяных залежах газ занимает меньший объём ловушки. Газовая часть такой залежи называется газовой шапкой, а добываемые газы называются попутными.

Попутные газы представляют собой смесь свободного газа газовой шапки и газа, растворенного в нефти - нефтяного газа. Их состав отличается от газов газовых залежей и зависит от состава, плотности нефти и растворимости в нефти индивидуальных газовых компонентов.

В газовых шапках метан обычно находится в меньших количествах по сравнению залежами сухих и газоконденсатных газов. Газы газовых шапок отличаются также повышенным содержанием ТУВГ и паров жидких УВ, более тяжелых, чем гексан С6Н14. Иногда их суммарное содержание превышает содержание метана. Из ТУВГ в большинстве случаев преобладает пропан С3Н8.

Нередко в составе газов газовых шапок встречаются высокие концентрации неуглеводородных газов: азота, углекислого газа или сероводорода. При этом азот и углекислый газ могут резко преобладать.

Химический состав газов, растворенных в нефти. Газы, растворённые в нефти называются нефтяными или попутными нефтяными. Нефтяной газ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её дегазации в газосепараторах в результате изменения давления и температуры.

Качественный состав попутных нефтяных газов не отличается от природных свободных газов. Они содержат метан, его гомологи, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Однако количественное отличие часто бывает весьма существенным. Содержание метана в них может не превышать 20-30 %, зато значительно больше его гомологов, включая высшие УВ. Поэтому нефтяные газы относятся к жирным. Среди газообразных и парообразных УВ часто преобладают пропан и бутан.

Состав углеводородной части нефтяных газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти сопровождаются жирными газами, состоящими на 20-80 % из гомологов метана. Тяжелые нефти наоборот, содержат преимущественно метан. Из неуглеводородных газов существенное значение имеют углекислый газ, сероводород и особенно азот, который может быть преобладающим компонентом.


3.7 Газовые гидраты
Все газы, за исключением водорода, гелия, неона и н-бутана, а также легколетучие органические жидкости, молекулы которых имеют размеры, не превышающие 0,69 нм, при соответствующих давлениях и температурах образуют твёрдые растворы с водой, называемые газовыми гидратами, газогидратами или клатратами. Внешний вид газогидратов (ГГ) напоминает снег или фирн (рыхлый лед).

При образовании ГГ полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи (рис. 8) заполняются молекулами только одного определённого газа. При этом один объем воды связывает от 70 до 300 объемов газа, поэтому плотность газогидратов меняется в широком диапазоне, от 0,8 до 1,8 г/см3. В полостях решётки газ удерживается силами Ван-дер-Ваальса, которые имеют электрическую природу.

Общая идеальная формула газовых гидратов М∙nН2О, где М – 1 моль конкретного газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. В реальных условиях n может быть больше, вследствие неполного заполнения полости решетки гидрата молекулами газа – гидратообразователя. 1 м3 воды может удержать в гидратном состоянии 200 м3 метана, тогда как растворимость метана в воде в аналогичных условиях не превышает 2-3 м3.

Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой, давлением и минерализацией воды. Обычно газогидраты образуются при температуре ниже 30 °С и повышенном давлении. Например, при 0 ºС гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, а при температуре 25 ºС уже при давлении 40 МПа. Таким образом, чем выше температура, тем выше необходимо давление для образования ГГ.


Рисунок - 8. Кристаллическая решетка газового гидрата

(по Ю.Ф. Макагону; 1985)

Элементарные ячейки гидрата: а – структура I, образуемая лёгкими компонентами углеводородных газов; б – структура II, образуемая тяжёлыми компонентами углеводородных газов
Кроме того, на равновесные условия образования газогидратов оказывает большое влияние минерализация воды: чем она больше, тем более низкие температуры или более высокие давления необходимы для образования гидратов. Поскольку в гидрат переходит лишь пресная вода, то при их образовании минерализация оставшейся пластовой воды растет.


Непосредственно в воде ГГ не образуются потому, что там концентрация растворенного газа не достигает необходимых значений. Образуются они в водонасыщенных осадках и на разделах горная порода-вода, так как на поверхности минеральных частиц имеется слой адсорбированных молекул газа. Образуются ГГ и из свободного газа на разделе: газ-вода.

Образование газогидратов может происходить в пласте в процессе разработки газовой залежи, в стволе скважины или в газопроводе, поэтому прежде чем газ подают потребителям, его осушают.

Условиям образования ГГ в природе соответствуют зоны многолетнемерзлых пород, а также морские и озерные осадки, лежащие на достаточной глубине. Сезонные колебания температуры воды в Мировом океане захватывают только верхний слой толщиной около 100 м. Затем колебания сглаживаются и на глубинах ниже 1500-2000 м температура становится постоянной в пределах от 2 до 3 ºС и только в Арктике падает до минус 0,7 и даже до минус 1,4 ºС. Поэтому образование гидратов происходит в глубоких акваториях не зависимо от широты. Например, гидраты метана образуются на глубинах от 500 до 600 м, а в полярных широтах верхняя граница гидратообразования приближается к поверхности.

В настоящее время установлено, что условиям гидратообразования соответствует до 23 % площади континентов, особенно Евразии и 90 % площади Мирового океана. Ресурсы гидратного в десятки тысяч раз превышают мировые запасы природного газа. В России газогидраты могут занимать около половины территории суши, которая промерзает на глубину то 500 до 1000 м. Обнаружены они также в придонных осадках Балтийского, Черного и Каспийского морей, озера Байкал.

Ресурсы гидратного газа в акваториях, связывают как с биохимическими газами, так и с глубинными, в том числе катагенетическими газами.

Смотрите также файлы