Автор работы: Пользователь скрыл имя, 10 Февраля 2013 в 09:33, лекция
Нефть -- горючее полезное ископаемое, состоящее из сложной смеси, главным образом предельных углеводородов, с примесью органических кислородных, сернистых и азотистых соединений. Обычно нефть представляет собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета, но встречается слабоокрашенная в желто-зеленый цвет и даже бесцветная нефть.
Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:
где Vж – объём жидкости-растворителя;
a – коэффициент растворимости газа;
Vг – количество газа, растворённого при данной температуре;
Р – давление газа над поверхностью жидкости
К – константа Генри (К=f(a)).
Коэффициент растворимости газа a показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:
Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.
Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.
Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.
Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.
Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды).
С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.
Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.
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 затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.
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 происходит дифференциальное разгазирование.
Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.
При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона:
DТ=a·DР, (3.28)
где DТ – изменение температуры:
a – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);
DР – изменение давления.
3.2. СОСТАВ И
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.
Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).
Виды пластовых вод:
Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.
3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:
Из формулы следует,
что коэффициент теплового
Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10-10 – 5,0×10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:
bвг = bв (1+0,05×S), (3.31)
где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).
Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:
Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.
Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).
Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:
Жо = Жк + Жнк (3.33)
Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр .
Жк , Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑gi ):
где mvi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);
эi – эквивалент i-го иона.
где Мi – молекулярная масса иона;
n – валентность иона.
Жо = Sgi (3.36)
Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:
Временную (карбонатную)
жёсткость можно устранить
В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.
Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.
Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН:
где Сн+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:
Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.
За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.
3.3. СОСТАВ И
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.
По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.
В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:
Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.
Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.
Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.
Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.
В нефти также содержатся
в малых количествах неорганиче
Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти: