ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 197
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.
По плотности пластовые нефти делятся на:
1. Легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
2. Тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким.
Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.
Вязкость нефти измеряется в мПа×с (миллипаскаль в секунду).
- незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;
- маловязкие — 1н£5 мПа × с;
- с повышенной вязкостью — 5н £25 мПа× с;
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.
При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.
Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.
Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.
12. Какие углеводороды и не углеводородные соединения присутствуют в углеводородных газах при нормальных и стандартных условиях, при пластовых условиях?
Углеводороды (УВ)представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов.
Алканы или парафиновые углеводороды – насыщенные (предельные) УВ с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 2 - 30-70 %. Различают алканы нормального строения (н-алканы - пентан и его гомологи), изостроения (изоалканы - изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.)
В нефти присутствуют газообразные алканы от С1 до С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5 – С16, составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы состава С17 – С53 и более, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как твёдые парафины. Твёрдые алканы присутствуют во всех нефтях, но обычно в небольших количествах - от десятых долей до 5 % (масс.), в редких случаях - до 7-12 % (масс.). В Томской области нефть Чкаловского месторождения содержит до 18 % твердых парафинов.
В зависимости от внутрипластовых условий и компонентного состава пластовой залежи определяется тип месторождения - газовое, газоконденсатное или нефтяное. Основные компоненты чисто газовых месторождений - низкомолекулярные алканы - метан, этан, пропан и бутан (н- и изостроения) в индивидуальном виде при нормальных условиях (0,1 МПа и 20°С) являются газами. В нефтяных природных газах доминируют алканы.
Кроме алканов в состав природных газов могут входить оксид (СО) и диоксид углерода (СО2), сероводород (Н2S), азот (N2), а также инертные газы - Не, Аг, Ne, Xe. В чисто газовых залежах почти полностью отсутствует конденсат.
Если при изотермическом снижении давления в пласте тяжелые компоненты природного газа выделяются в виде жидкой фазы (конденсата), то такие смеси называют газоконденсатными. При этом часть конденсата может безвозвратно теряться в породе. Содержание конденсата (С5 и высшие) в газе зависит от его состава и пластовых условий (температуры и давления, достигающее 25-40 МПа).
Количественным критерием отнесения залежи к газоконденсатным месторождениям служит газоконденсатный фактор, равный количеству газа (м3) при нормальных условиях, в котором растворен 1 м3 конденсата при пластовых условиях. Залежи, газоконденсатный фактор которых не превышает 104, обычно относят к газоконденсатным.
13. Какие параметры можно оценить из уравнения состояния газа и как?
Параметры состояния - физические величины, характеризующие внутреннее состояние термодинамической системы. Параметры состояния термодинамической системы подразделяются на два класса: интенсивные (не зависят от массы системы) и экстенсивные (пропорциональны массе).
Идеальный газ – совокупность материальных точек (молекул или атомов), находящихся в хаотическом движении. Эти точки рассматриваются как абсолютно упругие тела, не имеющие объёма и не взаимодействующие друг с другом. Уравнением состояния идеального газа является уравнение Менделеева-Клапейрона:
PV=nRT, где P – давление, [Па]; V – объём системы [м3]; n – количество вещества, [моль]; T – термодинамическая температура, [К]; R – универсальная газовая постоянная.
14. Что характеризует объемный коэффициент газа и как можно оценить объём газа в пластовых условиях?
Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа / нефти / воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа, растворенного в пластовой нефти. Газосодержание пластовой нефти определяется по следующей формуле: G=Vг/Vпл.н, где Vг - объем газа, Vпл.н - объем пластовой нефти. Газосодержание пластовой нефти выражают в м 3/ м 3. Нефть всегда содержит в своем составе растворенные газы. Исключением являются высоковязкая гипергенно измененная нефть.
15. Как можно ли рассчитать мольный, весовой ‚объемный состав углеводородного газа?
Смесь, состоящая из двух и более компонентов, характеризуется свойствами и содержанием этих компонентов. Состав смеси может быть задан массой, объемом, количеством (числом молей или килограмм-молей) отдельных компонентов, а также значениями их концентраций. Концентрацию компонента в смеси можно выразить в весовых, мольных и объемных долях или процентах, а также в других единицах.
Массовая доля i какого-либо компонента определяется отношением массы mi данного компонента к массе всей смеси mсм:
Учитывая, что суммарная масса смеси равна сумме масс отдельных компонентов, т.е.
можно написать:
или сокращенно:
Объемная доля i компонента в смеси равна отношению объема Vi данного компонента к объему всей смеси V:
Учитывая, что:
можно написать:
16. Как можно оценить вязкость углеводородного газа и какие закономерности справедливы для этого параметра?
Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.
17. Какие закономерности характерны для процесса растворения углеводородов в воде?
Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт, а с повышением температуры - падает, углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.
Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Степень растворения углеводородных газов не зависит от молекулярной массы растворителя, а зависит от его природы.
Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4 - 5 ?10-5 м3/ (м3?Па). Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа.
Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому оно заменяется на ступенчатое дегазирование, используется многократное (ступенчатое) разгазирование.
В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазировании.
;
- катионы: Н+; К+; Na+; NH4+; Mg2+; Са2+; Fe3+;
- ионы микроэлементов: I ; Вг ;
- коллоидные частицы SiCF; Fe:03; AT03;
- нафтеновые кислоты и их соли.
(Ион - электрически заряженная частица, образующаяся при отрыве или присоединении одного или неск. электронов (или другой заряженной частицы) к атому, молекуле, радикалу и другому иону; Анион - отрицательно заряженный ион; катион - положительно заряженный ион)
Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Са"+; Mg“+; КГ; Fe3+.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление С03. Максимальная растворимость СаС03 в воде наблюдается при 0°С, с возрастанием температу ры она падает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаС03 и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.
24. Как взаимосвязаны свойства пластовых вод: тип, жесткость, рН?
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) игидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат - CO32-, или бикарбонат - HCO3 - аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты - хлориды (Cl-).
Соли пластовых вод влияют и определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция,магнияижелеза.
Жёсткость различают временную(карбонатную) ипостоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж
нк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:
Жо = Жк + Жнк
25. Какие закономерности характерны для плотности и вязкости пластовых вод?
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010–1210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений → 1007–1014 кг/м3; для палеозойских → 1040–1048 кг/м3; сеноманские воды → 1010–1012 кг/м3.
26. Что характеризует электропроводность пластовых вод?
Пластовая вода проявляет электрические свойства. Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 с через 1 см 2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 в на 1 см длины.
27. Какие факторы — оказывают влияние на растворимость солей и выпадения их из пластовых вод?
Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010-1210 кг/м3, однако встречается и исключение – 1450 кг/ м3 (пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений – 1007-1014 кг/м3; для палеозойских – 1040-1048 кг/м3; сеноманские воды – 1010-1012 кг/м3).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатнымии они приблизительно в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость уменьшается, от давления вязкость зависит незначительно. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа·с.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат – CO32 –, или бикарбонат – HCO3 – аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты – хлориды (Cl –).
Соли пластовых вод – электролиты . Электрические свойства имеют ионную природу, в соответствии с этим пластовая вода проявляет электрические свойства в зависимости от содержания растворенных солей. Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L).
28. Что характеризует удельный вес (d) и плотность (р) нефти и нефтепродуктов?
Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами ориентировочно оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов. На ранних этапах развития нефтяной промышленности плотность была основным показателем качества нефти и продуктов ее переработки, который применяли для примерной оценки бензина и (особенно) керосина,
получаемых из сырой нефти. Однако установленные зависимости между плотностью нефти и ее фракционным составом были применимы только по отношению к определенному типу нефти и неприменимы к другим. Тем не менее, плотность все еще используют в качестве показателя примерной оценки качества нефти и нефтепродуктов.
Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной. Абсолютной плотностью (далее по тексту плотность)
считается масса вещества, заключенная в единице объема. Плотность имеет размерность кг/м3 или г/см3 . В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти
(нефтепродукта) t1t2. Это безразмерная величина, показывающая отноше-
ние плотности нефтепродукта при температуре t1 к плотности дистил-
По плотности пластовые нефти делятся на:
1. Легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
2. Тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким.
Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.
Вязкость нефти измеряется в мПа×с (миллипаскаль в секунду).
- незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;
- маловязкие — 1
- с повышенной вязкостью — 5
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.
При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.
Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.
Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.
12. Какие углеводороды и не углеводородные соединения присутствуют в углеводородных газах при нормальных и стандартных условиях, при пластовых условиях?
Углеводороды (УВ)представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов.
Алканы или парафиновые углеводороды – насыщенные (предельные) УВ с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 2 - 30-70 %. Различают алканы нормального строения (н-алканы - пентан и его гомологи), изостроения (изоалканы - изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.)
В нефти присутствуют газообразные алканы от С1 до С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5 – С16, составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы состава С17 – С53 и более, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как твёдые парафины. Твёрдые алканы присутствуют во всех нефтях, но обычно в небольших количествах - от десятых долей до 5 % (масс.), в редких случаях - до 7-12 % (масс.). В Томской области нефть Чкаловского месторождения содержит до 18 % твердых парафинов.
В зависимости от внутрипластовых условий и компонентного состава пластовой залежи определяется тип месторождения - газовое, газоконденсатное или нефтяное. Основные компоненты чисто газовых месторождений - низкомолекулярные алканы - метан, этан, пропан и бутан (н- и изостроения) в индивидуальном виде при нормальных условиях (0,1 МПа и 20°С) являются газами. В нефтяных природных газах доминируют алканы.
Кроме алканов в состав природных газов могут входить оксид (СО) и диоксид углерода (СО2), сероводород (Н2S), азот (N2), а также инертные газы - Не, Аг, Ne, Xe. В чисто газовых залежах почти полностью отсутствует конденсат.
Если при изотермическом снижении давления в пласте тяжелые компоненты природного газа выделяются в виде жидкой фазы (конденсата), то такие смеси называют газоконденсатными. При этом часть конденсата может безвозвратно теряться в породе. Содержание конденсата (С5 и высшие) в газе зависит от его состава и пластовых условий (температуры и давления, достигающее 25-40 МПа).
Количественным критерием отнесения залежи к газоконденсатным месторождениям служит газоконденсатный фактор, равный количеству газа (м3) при нормальных условиях, в котором растворен 1 м3 конденсата при пластовых условиях. Залежи, газоконденсатный фактор которых не превышает 104, обычно относят к газоконденсатным.
13. Какие параметры можно оценить из уравнения состояния газа и как?
Параметры состояния - физические величины, характеризующие внутреннее состояние термодинамической системы. Параметры состояния термодинамической системы подразделяются на два класса: интенсивные (не зависят от массы системы) и экстенсивные (пропорциональны массе).
Идеальный газ – совокупность материальных точек (молекул или атомов), находящихся в хаотическом движении. Эти точки рассматриваются как абсолютно упругие тела, не имеющие объёма и не взаимодействующие друг с другом. Уравнением состояния идеального газа является уравнение Менделеева-Клапейрона:
PV=nRT, где P – давление, [Па]; V – объём системы [м3]; n – количество вещества, [моль]; T – термодинамическая температура, [К]; R – универсальная газовая постоянная.
14. Что характеризует объемный коэффициент газа и как можно оценить объём газа в пластовых условиях?
Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа / нефти / воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа, растворенного в пластовой нефти. Газосодержание пластовой нефти определяется по следующей формуле: G=Vг/Vпл.н, где Vг - объем газа, Vпл.н - объем пластовой нефти. Газосодержание пластовой нефти выражают в м 3/ м 3. Нефть всегда содержит в своем составе растворенные газы. Исключением являются высоковязкая гипергенно измененная нефть.
15. Как можно ли рассчитать мольный, весовой ‚объемный состав углеводородного газа?
Смесь, состоящая из двух и более компонентов, характеризуется свойствами и содержанием этих компонентов. Состав смеси может быть задан массой, объемом, количеством (числом молей или килограмм-молей) отдельных компонентов, а также значениями их концентраций. Концентрацию компонента в смеси можно выразить в весовых, мольных и объемных долях или процентах, а также в других единицах.
Массовая доля i какого-либо компонента определяется отношением массы mi данного компонента к массе всей смеси mсм:
Учитывая, что суммарная масса смеси равна сумме масс отдельных компонентов, т.е.
можно написать:
или сокращенно:
Объемная доля i компонента в смеси равна отношению объема Vi данного компонента к объему всей смеси V:
Учитывая, что:
можно написать:
16. Как можно оценить вязкость углеводородного газа и какие закономерности справедливы для этого параметра?
Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.
17. Какие закономерности характерны для процесса растворения углеводородов в воде?
Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт, а с повышением температуры - падает, углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.
Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Степень растворения углеводородных газов не зависит от молекулярной массы растворителя, а зависит от его природы.
Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4 - 5 ?10-5 м3/ (м3?Па). Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа.
Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому оно заменяется на ступенчатое дегазирование, используется многократное (ступенчатое) разгазирование.
В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и можно говорить о дифференциальном разгазировании.
1 2 3
Коэффициент разгазирования определяется как количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу. Коэффициент разгазирования при контактном способе разгазирования будет меньше, чем при дифференциальном способе разгазирования.
18. Что характеризует параметр “давление насыщения” нефти?
Давление насыщения характеризует степень насыщенности нефти газом. Под давлением насыщения пластовой нефти понимается давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа. Если пластовое давление становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. При давлении насыщения, равном пластовому давлению, пластовая нефть насыщена газом.
19. Что такое коэффициента сверхсжимаемости газа и какие выражения справедливы при его оценке?
Коэффициент сверхсжимаемости газов – это отношение объема υ при заданных значениях Р и Т к объему этого газа, определенному при идентичных Р и Т по законам идеального газа υид. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объема реального газа от объема “идеального”. Формула, связывающая основные параметры газа – объем, давление и температуру, называется уравнением состояния газа. Уравнение состояния идеального газа получено из условия отсутствия межмолекулярных взаимодействий и без учета объема самих молекул и имеет вид
υид=nRT/P
где n – число молей газа; R – универсальная газовая постоянная; Т и Р – температура и давление газа.
Уравнение состояния реального газа может быть представлено в виде:
υ=nZRT/P
Универсальная газовая постоянная R выражает работу одного моля газа при повышении его температуры на один градус и в системе СИ имеет размерность Дж/кмоль·град.
Коэффициент сверхсжимаемости газа Z зависит от состава газа, давления и температуры. Значение коэффициента может быть определено графическим и аналитическим способами. Способ определения следует выбирать, исходя из требуемой точности его значения. Наиболее простым способом определения Z является графический. Для определения Z природных газов, содержащих не более 2% (мольных) высококипящих углеводородов С5+, 2% ароматических углеводородов и около 5% полярных и кислых компонентов, можно использовать графическую зависимость Z от приведенного давления Рпр и приведенной температуры Тпр.
20. Что такое константу фазового равновесия газообразного углеводорода (Кр) и как влияют на ее величину температура, давление, влажность?
Константы фазового равновесия углеводородов одной группы ( парафины, олефины, ацетилены, ароматические), температура кипения которых не выше 450 К, при данном давлении определяются в зависимости от константы, найденной при давлении п 68 647 Па.
Для вычислекияконстант фазового равновесия углеводородов, их смесей, нефтяных фракций широко используются различные графики, номограммы, позволяющие определять этот показатель в зависимости от температуры кипения KOV понента, температуры и давления среды.
Рассмотрены методы определенияконстант фазового равновесия углеводородов, давления схождения и критических параметров многокомпонентных углеводородных смесей. Предложены методы расчета фазовых превращений газоконденсатных смесей с использованием электронно-вычислительных машин.
Приоритет в исследованииконстант фазового равновесияуглеводородов принадлежит американскому нефтяному институту APJ, диаграммы которого широко используются в нефтепереработке. Известна также методика NGPSA, позволяющая определить значение kp при температурах, достигающих 430 С. Опубликованные в печати варианты этих методик весьма сложны и неудобны для практического использования, а варианты компьютеризации схем являются собственностью разработчиков: Тодда, Лесли, Доулинга, Сталла, Соавва, Шервуда и др. Можно отметить публикации отечественных авторов: А. И, Гриценко, Г.Р. Гуревича, В.П. Мамуны, Т.Д. Островского, Г.М. Ярышева, и др. В Сибирском научно-исследовательском институте ( СибНИЙНП) Шиловым В.И. впервые экспериментально подтвержден метод определения kp в зависимости от молекулярной массы различных нефтей Западной Сибири применительно к условиям нефтепромыслов с высокими значениями абсолютного давления со средней погрешностью 13 8 %, Максимальное отклонение 44 % установлено для нормального октана.
Приоритет в исследованииконстант фазового равновесия углеводородов принадлежит американскому нефтяному институту APJ, диаграммы кс-торогб широко исгюльзуются в нефтепереработке. Известна также методика NGPSA, позволяющая определить значение kp при температурах, достигающих 430 С. Максимальное отклонение 44 % установлено для нормального октана.
21. Какой ряд катионов и анионов характерен для пластовых вод?
В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:
анионы: OH–; Cl–; SO42–; CO32–; HCO3–;
катионы: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+;
ионы микроэлементов: I–; Br–;
коллоидные частицы SiO2; Fe2O3; Al2O3;
нафтеновые кислоты и их соли.
Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90 % от
общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Максимальная растворимость СаСО3 в воде наблюдается
при 0 оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО4·2Н2О) в воде наблюдается при 40 оС. С
дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается. С увеличением парциального давления СО2 растворимость СаСО3 возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО3 и др.
Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и на процесс их выпадения.
22. Что значит жесткость (Ж) пластовой воды и как ее можно оценить?
Единица жесткости». По новому ГОСТу жесткость выражается в градусах жесткости (°Ж). 1 °Ж соответствует концентрации щелочноземельного элемента, численно равной 1/2 его миллимоля на литр (1 °Ж = 1 мг-экв/л). По величине общей жёсткости различают воду: мягкую (до 2 °Ж); средней жёсткости (2-10 °Ж); жёсткую (более 10 °Ж). У одного и того же водоисточника жесткость воды может меняться в течение года.
23. Как изменяется рН гластовых вод с изменением температуры, давления, концентрации солей?
Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
- рассолы {Q >50 г/л);
- солёные (10 < Q < 50 г/л);
- солоноватые (1 < Q < 10 г/л);
- пресные (Q < 1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
По типу растворенных в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидро-карбонатно- натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:
- анионы: ОНГ; СГ; S042“; С032“; НС03
;
- катионы: Н+; К+; Na+; NH4+; Mg2+; Са2+; Fe3+;
- ионы микроэлементов: I ; Вг ;
- коллоидные частицы SiCF; Fe:03; AT03;
- нафтеновые кислоты и их соли.
(Ион - электрически заряженная частица, образующаяся при отрыве или присоединении одного или неск. электронов (или другой заряженной частицы) к атому, молекуле, радикалу и другому иону; Анион - отрицательно заряженный ион; катион - положительно заряженный ион)
Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Са"+; Mg“+; КГ; Fe3+.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление С03. Максимальная растворимость СаС03 в воде наблюдается при 0°С, с возрастанием температу ры она падает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаС03 и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.
24. Как взаимосвязаны свойства пластовых вод: тип, жесткость, рН?
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) игидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат - CO32-, или бикарбонат - HCO3 - аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты - хлориды (Cl-).
Соли пластовых вод влияют и определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция,магнияижелеза.
Жёсткость различают временную(карбонатную) ипостоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж
нк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:
Жо = Жк + Жнк
25. Какие закономерности характерны для плотности и вязкости пластовых вод?
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010–1210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений → 1007–1014 кг/м3; для палеозойских → 1040–1048 кг/м3; сеноманские воды → 1010–1012 кг/м3.
26. Что характеризует электропроводность пластовых вод?
Пластовая вода проявляет электрические свойства. Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 с через 1 см 2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 в на 1 см длины.
27. Какие факторы — оказывают влияние на растворимость солей и выпадения их из пластовых вод?
Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010-1210 кг/м3, однако встречается и исключение – 1450 кг/ м3 (пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений – 1007-1014 кг/м3; для палеозойских – 1040-1048 кг/м3; сеноманские воды – 1010-1012 кг/м3).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатнымии они приблизительно в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость уменьшается, от давления вязкость зависит незначительно. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа·с.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат – CO32 –, или бикарбонат – HCO3 – аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты – хлориды (Cl –).
Соли пластовых вод – электролиты . Электрические свойства имеют ионную природу, в соответствии с этим пластовая вода проявляет электрические свойства в зависимости от содержания растворенных солей. Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L).
28. Что характеризует удельный вес (d) и плотность (р) нефти и нефтепродуктов?
Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами ориентировочно оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов. На ранних этапах развития нефтяной промышленности плотность была основным показателем качества нефти и продуктов ее переработки, который применяли для примерной оценки бензина и (особенно) керосина,
получаемых из сырой нефти. Однако установленные зависимости между плотностью нефти и ее фракционным составом были применимы только по отношению к определенному типу нефти и неприменимы к другим. Тем не менее, плотность все еще используют в качестве показателя примерной оценки качества нефти и нефтепродуктов.
Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной. Абсолютной плотностью (далее по тексту плотность)
считается масса вещества, заключенная в единице объема. Плотность имеет размерность кг/м3 или г/см3 . В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти
(нефтепродукта) t1t2. Это безразмерная величина, показывающая отноше-
ние плотности нефтепродукта при температуре t1 к плотности дистил-