ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 99
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.
Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.
Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа
Pсм = Мсм / 22,41; кг/ м3 (7)
Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1. Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде
(8)
где р - плотность газа.
Из закона состояния следует, что большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой.
С повышением давления плотность газа растет и уменьшается с увеличением температуры. В лабораторной практике плотность газов обычно определяют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на измерении времени истечения заданного объема газа через небольшое отверстие. Так как время истечения одного и того же объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную плотность газ.
Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается. С повышением температуры увеличивается скорость движения
молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается. С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений. 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.
Сжимаемость газа - это отношение удельного объёма газа к удельному объёму идеального газа с такой же молярной массой. Как правило, это число чуть меньше единицы, при этом наиболее значительно отклоняется от неё вблизи линии насыщенияи для достаточно сложных органических газов.
Теплопроводность газов -- явление направленного переноса тепловой энергии за счет столкновения частиц газа без переноса вещества.
Вязкость - в отличие от жидкостей, кинематическая вязкость газов с ростом температуры растёт, хотя для динамической вязкости зависимость менее выражена. Также вязкость растёт с давлением.
Пластовыми называют воды приуроченные к продуктивным пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от положения, которое они занимают в залежи, их принято классифицировать следующим образом. Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт за контуром нефтеносности. Их называют подошвенными, если они подстилают нефтенасыщенную часть пласта. Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегающих выше нефтеносного пласта, нижними - воды горизонтов, залегающих ниже заданного нефтеносного пласта. К промежуточным относят коды, приуроченные к водоносным пропласткам, которые расположены в самом продуктивном пласте. В нефтенасыщенных частях продуктивного пласта также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи. Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как правило, являющаяся неподвижной, называется связанной, остаточной, погребенной или реликтовой водой. Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Активные контурные и подошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытесняющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая часть порового пространства, участвует во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. Поэтому контроль и регулирование процесса разработки месторождения, проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод. Пластовые
воды представляют собой сложные растворы, в составе которых - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью. Наличие этих компонентов обуславливает отличие физических свойств пластовых и пресных вод.
Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Общее содержание в воде растворенных4" солей принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5-2 м3/м3. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается. Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод.
Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа. Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Известны пластовые воды, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при общей минерализации 642,8 кг/м3. В пластовых условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверхностных условиях. Это связано с термическим расширением воды при повышении температуры; пластовое давление из-за низкой сжимаемости воды влияет на ее плотность незначительно. Пластовая вода, как и нефть, при извлечении на поверхность изменяет свой объем. Объемный коэффициент пластовой воды колеблется в пределах от 1 до 1,05. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа-с. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает, иногда в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой.
АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Энергетическая характеристика залежей
Региональное представления о строении водонапорной системы к которой приурочено Карагачи, в совокупности с геолого-промысловыми параметрами позволяет оценить гидродинамическую часть законтурной области с залежами и обосновать естественный режим их работы.
Запас упругой энергии в водонапорной системе зависит от ее пространственных границ. Чем больше размеры водонапорной системы и разница превышении отметок пластов на выходах и в законтурной области по сравнению с отметками внутри залежи, тем больше потенциальная энергия законтурной области.
Гипсометрические высокое положение области питания (1600 м) по сравнению с отметками залежей (-1280 - 1500), удаление их в значительном расстоянии от источников питания и огромные размеры водонапорной системы создают предпосылки для проявления в естественной форме упруговодонапорного режима при разработке залежей.
Гидрогеологические условия определяющие режим залежей, зависит во многом от проницаемости коллекторов продуктивной части разреза и законтурной области.
Водопроницаемость коллекторов по характеру притоков неравномерно в пределах месторождения. Залежи нефти палеогена подпираются контурными водами. По мере обработки пластового давления в палеогеновых залежах при упруговодонапорном режиме происходит постепенное разрастание воронки депрессии внутри залежи и вокруг нее.
Неоднородность фильтрационных свойств водовмещающих пород в большинстве случаев низкие, их значение свидетельствуют о слабой динамичности контурных вод, а следовательно, затрудненной связи законтурной области с залежами углеводородов.
Таким образом, слабая активность контурных вод не компенсирует во времени постепенно снижающегося давления в залежах. Дальнейшие снижения пластового давления в залежах палеогена в какой-то мере предотвращено за счет внутриконтурного нагнетания воды.
Однако вплоть до настоящего времени пластовое давление в залежах палеогена остается выше давления насыщения.
Сохранение этого условия при разработке залежей обеспечивает однофазность фильтрационного потока и определяет длительную работу залежей на упруговодонапорном режиме. Давление насыщения определено в начальной стадии разработки залежи IV горизонта только по двум пробам нефти в скважине № 12 (Р
нас = 65 кгс/см2) и в скважине (Рнас = 66,2 кгс/см2) при температуре 81 С. Сходство гидродинамических условий залегания продуктивных горизонтов палеогена и их гидродинамическое сообщаемость в вертикальном разрезе, позволяет принять для всех залежей среднее значение давлении насыщения равное 65,5 кгс/см2.
Изучение многих месторождений и данного в частности, показала, что кроме вышеуказанных факторов режим залежей в значительном степени зависит и от тектонических особенностей структуры, к которой приурочены залежи нефти. Тектоника существенно влияет на направление движения воды и ее напор, что затрудняет гидродинамическую связь законтурной области с залежами, где некоторые блоки оказываются изолированными частично или полностью между собой и от общей водонапорной системы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Сегодня нефтегазовая промышленность имеет ключевое значение. Это основная отрасль, поставляющая различные виды топлива для транспортных средств, машин и механизмов, печей и котельного оборудования. Кроме того, нефтяное и газовое сырье является основным сырьем для предприятий нефтехимического и химического комплекса.
Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.
Крупнейшие из таких земель это Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин).
Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях.
Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей.
Одно из самых ценных ископаемых и товаров в сегодняшнем мире -- нефть. Нефтяная промышленность - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.