Горно-геологические параметры месторожде. Горно-геологические параметры месторождений. Горногеологические параметры месторождений
 Скачать 140.18 Kb.
|
Таблица 1.1Соотношение между единицами давления
Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях, к объему той же нефти при нормальных условиях. Коэффициент b – величина безразмерная и всегда больше единицы. В нефтепромысловой практике при расчетах используют такой параметр, как коэффициент усадки – величину, обратную объемному коэффициенту нефти. Нефтяной газ является неотъемлемой частью продукции скважин. Его количество оценивается газовым фактором Г – по объемам извлекаемых газа Vг и нефти Vн, приведенным к нормальным условиям. Различают объемный Г = Vг/Vн = [м3/м3] и массовый Г = Vг/(Vнн) = [м3/т] газовые факторы. Состав и свойства нефтяного газа зависят от принятой технологии сепарации нефти. Нефтяной газ состоит из смеси различных углеводородов метанового ряда от С1 до С4 и выше. Среди неуглеводородистых газовых веществ встречается азот, углекислый газ, сероводород, водород, аргон, неон и др. По содержанию углеводородов метанового ряда С3 и выше нефтяные газы классифицируются на: легкие (до 50 г/м3), средние (50-400 г/м3) и жирные (более 400 г/м3). В зависимости от количественного содержания в газах сульфида водорода Н2S, СО2 и паров воды различают нейтральные и кислые, а также сухие и влажные газы. Остаточное содержание сероводорода в нефтяном газе, используемом в бытовых целях, не должно превышать 0,002 %. Предельно допустимая концентрация Н2S в воздухе рабочей зоны 0,01 мг/л. Вода в различных видах и модификациях, значительно отличающихся по своим физико-химическим свойствам, содержится в нефтяных коллекторах наряду с углеводородами. Физически связанная вода находится в виде пленок на частицах горных пород и тесно соединена молекулярными силами притяжения. Такую воду называют погребенной, остаточной, реликтовой. Физически связанная вода не перемещается в капиллярах и не может быть добыта обычными способами. Она имеет высокую плотность ( = 1,7103 кг/м3), низкую температуру замерзания (–75 С). Ее можно удалить при нагревании до 105-110 С. Содержание связанной воды колеблется в широких пределах: от нескольких процентов до 70 %. С увеличением количества глинистого материала в породе содержание физически связанной воды возрастает. Количество физически связанной воды необходимо знать для оценки абсолютных запасов нефти и при искусственном воздействии на залежь с целью увеличения нефтеотдачи. Химически связанная вода входит в состав кристаллической решетки, ее еще называют кристаллизационной. Такая вода характерна для гипса СаSО42Н2О. Как правило, она удаляется при температуре 200-600 С, при этом происходит ослабление или разрушение минерала. Свободная вода удерживается силами капиллярного поднятия и в виде гравитационной воды, содержащейся в крупных порах и перемещающейся под действием сил тяжести или давления. Свободная вода может притекать к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике эту воду называют пластовой. Пластовые воды относят к сложным псевдостабильным системам, равновесное состояние которых нарушается с изменением пластовых условий. Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, зависит от геологического возраста, химического состава эксплуатируемого коллектора, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой температуры и давления. Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах, – это плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению). Общая минерализация пластовых вод – это количество солей, растворенных в 1 л воды. В зависимости от общего содержания солей и плотности условно выделяют три группы пластовых вод (табл.1.2). |