Контрольные вопросы Классификация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 280.67 Kb.
|
|
16.Смолы в составе нефти. Состав смол. Плотность, молекулярный вес, количественное содержание смол в нефти Асфальтены, смолы, парафины являются высокомолекулярными соединениями, входящими в состав нефти. Содержание их в нефти обуславливает многие физические параметры нефти. Смолы: в состав смол входит очень большое количество элементов, но основными из них являются: С, Н, О, S, N. Выделенные из нефти смолы имеют мазеобразную консистенцию и темно-коричневый цвет. Плотность смол колеблется в пределах → 1000...1070 кг/м3. А их молекулярная масса может доходить до 1200 едениц. Смолы хорошо растворяются в жидких УВ, входят в состав дисперсной среды. Масса смол в нефтях различных месторождений колеблется от долей до 40 %. 17.Парафины в составе нефти и их характеристика. Температура кристаллизации (насыщения) нефти парафином. Механизм образования промыслового парафина и его влияние на добычу нефти. Состав промыслового парафина. Факторы, интенсифицирующие образование промысловго парафина Парафины: УВ метанового ряда, с содержанием атомов углерода С16 и выше. Выделенный из нефти парафин представляет собой белое вещество с плотностью 850...950 кг/м3 , со средней молекулярной массой 400...430. Температура плавления в зависимости от состава нефти меняется в пределах от 40 до 100 0С, но чаще близка к 50 – 60 0С. Содержание парафина в нефти колеблется от долей % до 28 %. Промысловый парафин ведет себя как поверхностно-активное вещество, адсорбируясь на границе с поверхностным водяным слоем. Часть парафина проскакивает через водяную прослойку и образует слой на поверхности каналов. Однако с ростом толщины водяной прослойки такая возможность существенно уменьшается. Процесс образования промыслового парафина из нефти происходит следующим образом. Как только уровень перенасыщения раствора нефти парафином превысит уровень метастабильного состояния, в нефти скачком появляется большое число кристаллических зародышей парафина. При борьбе с отложениями парафина в скважинах, оборудованных СК, применяют защитные покрытия, добавляют в поток нефти полиэтиленовый гель и промысловый парафин, промывают трубы горячей нефтью, растворителями, а также прогревают их. В качестве защитных покрытий используют стекло, бакелито-эпоксидные композиции, бакелит, а для предотвращения нарушения целостности покрытия штанговыми муфтами - эластичные центраторы. При дебитах скважин менее 10 - 15 т / сут защитные покрытия становятся мало эффективными. Сера: содержание серы в нефтях России достигает 6 и более процентов. Сера присутствует в свободном виде, в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. К сернистым соединениям относятся следующие сераорганические соединения: 1) меркаптаны – легко летучие жидкости, с чрезвычайно сильным отвратительным запахом. Не растворяются в воде и обнаруживают слабокислотные свойства. Являются очень вредной примесью, т.к. вызывают коррозию нефтепромыслового оборудования. 2) сульфиды – жидкие вещества с неприятным запахом. По химическому составу нейтральны и нерастворимы в воде. Также не реагируют со щелочью. Кроме того, в нефти содержатся и другие соединения серы- дисульфиды, тиофены и тиофаны. 18.Пластовая и дегазированная нефть Пластовая нефть –нефть неокисленная, содержащая растворенный газ и находящаяся при пластовом давлении и температуре. Дегазированная нефть – при подъеме нефти на поверхность снижается давление и температура, из нефти выделяется газ. Нефть может вступать во взаимодействие с кислородом. Такую нефть называют дегазированной. В пластовой нефти всегда содержатся растворенные газы. Количественное их содержание характеризуется газосодержанием (газонасыщенностью). Пластовая нефть представляет собой смесь большого количества компонентов разного состава, отличающихся разнообразием свойств. При дегазации пластовой нефти выделяются ее газообразные составляющие: УВ газы, N2 и иногда CO2, H2S и инертные газы. Содержание газообразных УВ в нефти может изменяться от единиц до сотен м3 на тонну нефти. Растворенный в нефти газ уменьшает ее вязкость и плотность и увеличивает ее сжимаемость. Газ взаимодействует с диспергированными в нефти парафинами и асфальтенами - изменяются вязкость, температура насыщения нефти парафином и тд. Количественное содержание растворенных газов характеризуется газосодержанием (газонасыщенностью) – кол-во газа растворенного в ед. объема пластовой нефти, сохраняющееся постоянно при пластовом давлении равном либо превышающем давление насыщения; и уменьшающееся при сжижении пластового давления ниже давления насыщения Гн = Vг / Vпл.н [м3/м3] Vг – объем содержащегося газа в ед. объема пластовой нефти 19.Газосодержание нефти. Растворимость газов в нефти. Закон Генри. Коэффициент растворимости газов в нефти. Его размерность и физический смысл Газосодержание пластовой нефти – количество газа, растворенного в единице объема пластовой нефти, сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном либо превышающим давление насыщения нефти газом и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения Гн = Vг / Vпл.н [м3/м3] (1) где Vг – объем содержащегося газа в единице объема (Рпл.н) пластовой нефти. Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенном давлении и температуре называется растворимостью газа. Газосодержание может быть равно или меньше растворимости газа. Растворимость газов при небольших давлениях и температурах подчиняются линейному закону Генри, который записывается в следующем виде: Vг = α · Vж · Р (2) Vг – количество газа, растворенного в объеме жидкости, [м3]; Vж – объем жидкости, [м3]; Р – абсолютное давление газа над поверхностью жидкости, [Па]; α – коэффициент растворимости газа в жидкости. Физический смысл коэффициента растворимости показывает количество газа, способного раствориться в единице объема или массы нефти при увеличении давления на единицу, и может изменяться в пределах от долей до 40-50 м3 / м3 · МПа α = Vг / Vж · Р, [м3 / м3 · МПа ; ] 20.Газовый фактор. Его определение, размерность и пределы изменения Газовый фактор – объемное количество газа, добытого с одного м3, либо тонны дегазированной нефти. или Газовый фактор – это количество газа, приходящегося на 1 т или 1 м3 добытой нефти. Гф =Vг / Vд.н. → [м3 / м3; м3 / т] Различают начальный, текущий и средний газовый фактор: начальный – отношение количеств добытого газа и нефти за первый месяц или квартал работы скважины; текущий – отношение добытого газа и нефти за любой ограниченный отрезок времени; Средний газовый фактор – отношение количеств газа и нефти добытого с начала разработки до любой произвольной даты. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью в нефти. С увеличением молекулярной массы коэффициент растворимости УВ-ых газов возрастает. Из неУВ-ых газов: углекислый газ обладает весьма высокой растворимостью, а азот наиболее низкой. Очень часто в нефтепромысловой практике встречаются с процессами разгазирования нефти. Различают контактный и дифференциальный процессы разгазирования. Контактный – когда весь выделившийся из нефти газ остается в контакте с нефтью. Дифференциальный – когда выделившийся из нефти газ постоянно отводится. Представление о количестве выделившегося газа дают кривые разгазирования. 21.Давление насыщения нефти газом и его зависимость от температуры, вида и состава газа. Пределы изменения и практическое значение ДННГ – называется давление, при котором газ начинает переходить из растворённого в нефти состояния в свободное. Обозначается Рнас .Измеряется в Па, МПа, кгс/см2. Давление насыщения зависит от количества и вида растворённого газа, а также от состава нефти и от её температуры. С увеличением количества растворённого в нефти газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.  Рисунок 3 –Зависимость давления насыщения нефти от температурыС ростом содержания асфальто-смолистых веществ(АСВ) в нефти, при прочих равных условиях, Рнас уменьшается. Рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти приводит к увеличению давления насыщения. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ∆V (Рис.2).  Рисунок 2—Характер изменения давления в бомбе PVT с увеличением объема цилиндра с пластовой пробой нефти при различных температурах Суть эксперимента в том, что дискретно увеличивая объем цилиндра следят за изменением давления в нем, которое снижается с Рпл до Ратм. По полученным данным строим зависимость, указанную на рис. 2, точка преломления “В” – есть давление насыщения нефти газом. Более крутой участок в левой ветви (участок АВ) объясняется упругим расширением системы, состоящей только из жидкости (газ растворён в нефти), имеющей низкий коэффициент сжимаемости. Более медленное падение давления справа по сравнению с левой ветвью (ВА) объясняется наличием выделившегося свободного газа, который обладает более высоким коэффициентом сжимаемости. Сведения о давлении насыщения нефти газом необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамический уровень жидкости, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти. 22.Плотность нефти и зависимость его от различных факторов. Единицы измерения, пределы изменения и практическое применение Плотность дегазированной и пластовой нефти изменяется в широких пределах 600 – 700...1000 кг/м3. Присутствие в пластовой нефти растворённого газа и повышенная температура пласта приводит к уменьшению плотности нефти.
Не все газы одинаково влияют на плотность нефти при их растворении. Так с увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метан, этанол, пропан) и неуглеводородными (СО2). Плотность нефтей, насыщенных азотом, несколько увеличивается с увеличением давления. Это объясняется тем, что с увеличением давления с одной стороны увеличивается количество растворённого в нефти газа, что уменьшает вязкость нефти, с другой стороны при увеличении давления, уменьшается объем нефти из-за её упругого сжатия, что ведет к увеличению вязкости. Естественно, при растворении плохо растворимого азота преобладает второй процесс: процесс увеличения вязкости за счет упругого сжатия нефти. Кривая изменения плотности нефти в зависимости от изменения давления:  Плотность, как параметр, необходим для перевода объемных единиц в массовые и наоборот. 23.Вязкость нефти и зависимость его от различных факторов (температуры, давления, вида и количества растворённого газа). Размерность, пределы изменения и практическое приложение Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре высокого давления. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости. Вязкость нефти при этом определяют по формуле: μ = t (ρш – ρж ) · k (1) t – время падения шарика, с; ρш и ρж - плотность шарика и жидкости, кг/м3; k – постоянная вискозиметра. Когда необходимо измерить вязкость в широких пределах напряжений сдвига или перепада давления применяют капиллярные и ротационные вискозиметры. Пропуская нефть через капилляр с различным объемным расходом, на концах капилляра определяют перепад давления. При известном объемном расходе и перепаде давления по формуле ( 2) определяют вязкость нефти  (2)r – радиус капилляра; ∆Р - перепад давления на концах капилляра, (Па); μ – вязкость нефти; L – длина капилляра. 24.Упругие свойства нефти. Коэффициент сжимаемости нефти и зависимость его от различных факторов. Пределы изменения и практическое приложение Нефть обладает упругостью. Упругие свойства нефти оцениваются коэффициентом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью понимается способность нефти изменять свой объем под действием давления: βн =  (1)βн – коэффициент сжимаемости нефти, МПа-1; Vн – исходный объем нефти, м3; ∆V – изменение объема нефти под действием изменения давления на ∆Р, м3. Наиболее низкими значениями коэффициента сжимаемости нефти обладают дегазированные нефти. βн.дег изменяется в прелелах (4...7) · 10-10 Па. У пластовых нефтей, содержащих растворимый газ βн.пл→ 140·10-10 Па. Но чаще всего коэффициент сжимаемости пластовой нефти варьирует в пределах (25...35) ·10-10 Па. Коэффициент сжимаемости нефти зависит от ее состава, количества растворённых в ней газов и температуры. Чем выше молекулярная масса нефти, тем ниже βн. Чем больше в нефти растворено газа, тем больше коэффициент сжимаемости нефти. С увеличением температуры βн уменьшается, что объясняется ухудшением растворимости газов в нефти. График зависимости коэффициента сжимаемости от давления носит следующий характер:  Рисунок 6 –Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от давления Уменьшение βн со снижением давления ниже давления насыщения (Рнас) обуславливается дегазацией нефти. Величина βн используется при определении упругих запасов нефти, при расчетах коэффициентов пъезопроводности и упругоёмкости пласта. Коэффициент сжимаемости нефти определяется по кривым РV в бомбах PVT. 25.Объёмный коэффициент нефти. Усадка нефти. Коэффициент теплового расширения нефти. Формулы их определения и размерность. Под объемным коэффициентом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения из неё газа на поверхности. вн = Vпл /Vдег вн – объемный коэффициент нефти; Vпл и Vдег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м3; Объёмный коэффициент нефти изменяется от 1 до 3,5единиц и выше. Используя объемный коэффициент можно оценить усадку нефти, то есть уменьшение объема пластовой нефти после извлечения ее на дневную поверхность. U = (вн -1 / вн) · 100% U – усадка нефти; Например, если вн = 2,5 , то усадка нефти составит U1 = 60 % вн = 1,5 , то усадка будет равна U2 = 33,3 % Усадка и объемный коэффициент зависят от давления, температуры и количества растворенного в нефти газа. Зависимость объемного коэффициента от давления:  Рисунок 1 – Зависимость объёмного коэффициена нефти от давления При снижении пластового давления до давления насыщения из-за упругого расширения нефти, объемный коэффициент несколько увеличивается. В точке «В», при дальнеем снижении давления, начинает выделяться свободный газ и объемный коэффициент уменьшается в связи с уменьшением количества растворённого в нефти газа. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента. Объемный коэффициент и усадка нефти определяются по кривым PV в бомбах РVT. Имеются номограммы, построенные по экспериментальным данным, полученные на этих установках, для конкретных залежей месторождений нефти, позволяющие оценить объемный коэффициент и усадку нефти. Практическое значение: объемный коэффициент и усадка нефти необходимы для пересчета объема нефти с пластовых в поверхностные условия. | ||||||||||