Флюиды

Введение

Флюиды, залежи которые могут  быть вскрыты в процессе строительства  скважины, подразделяются на следующие  типы: природные газы (в том числе  и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые  воды. Пластовые флюиды могут встречаться  как и в чистом виде так и  в комбинированном, смешанным в  различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Вязкость пластовых флюидов  следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой  зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока  флюида к скважине, что позволяет  говорить.

Способность растворяться в  жидких флюидах или в буровом  растворе имеет важное значение для  характеристики газообразных пластовых  флюидов особенно токсичных, так  как это позволяет оценить  их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом  или с буровым раствором при  циркуляции. В этом случае возникает  опасность их выделения из жидкого  флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.

 

Глава1. Пластовые флюиды

Основными свойствами пластовых  флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются:

- тип флюида;

- агрегатное состояние;

- плотность;

- вязкость;

- взаиморастворимость;

- наличие примесей;

- токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне);

- пожаро и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение).

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:

- природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);

- газоконденсаты;

- нефтегазоконденсаты;

- нефть;

- газированные пластовые воды;

- минерализованные воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока по следующим причинам:

- в газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления;

- более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени;

- наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины;

- низкий порог возгораемости;

- взрывоопасность;

- токсичность;

- летучесть, то есть способность газов легко перемещаться в атмосфере;

- повышенная растворимость в воде;

- высокий дебит.

В связи с более высокой  фонтаноопасностью газов по сравнению  с жидкостями:

- предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов;

- наблюдаются различия в оборудовании эксплуатационных скважин;

- соблюдаются повышенные меры безопасности при проведении аварийных и ремонтных работ, если они сопряжены с вероятностью появления газа в рабочей зоне (газоопасные работы).

Плотность. Это масса одной единицы объема вещества. Измеряется в кг/м3; г/см3. Соотношение: 1,00 г/см3 = 1000,00 кг/м3. Абсолютная плотность – масса вещества, приходящаяся на единицу объема. Для газа эта плотность определяется при нормальных условиях – температура 20 0С и давление 0,1 Мпа (1 атм.). Относительная плотность – плотность газа (или паров) по отношению к плотности воздуха. По значению этой плотности можно судить о степени и характере распространения газов в атмосфере (как далеко распространяется, где концентрируется). Относительная плотность для жидкостей не определяется. Чем выше плотность флюида, тем меньше скорость его фильтрации, и, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. Можно говорить о снижении фонтаноопасности пластовых флюидов по мере увеличения их плотности. Плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанола). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонтаноопасность выше.

В таблице приведена плотность  паров метанола, потому что хотя он и не является пластовым флюидом, но часто используется для проведения работ на эксплуатационных скважинах. При этом количество используемого  метанола соизмеримо с объемами газопроявлений и, в случае возникновения аварийной  ситуации при ремонте скважин  с применением метанола, последствия  для обслуживающего персонала и  окружающей среды могут быть весьма опасными.

Вязкость. Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Для оценки качества нефти пользуются относительной (условной) вязкостью.

Растворимость. Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с буровым раствором (при циркуляции). В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта (скважины) считается высокой. В пластовых условиях происходит растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти). Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора. Это объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или 1 т) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Если при бурении, эксплуатации или ремонте скважин возможна ситуация, когда на земную поверхность попадет пластовый флюид, растворимость которого в воде высока, то в таком случае следует говорить о повышенной фонтаноопасности объекта.

Наличие примесей. Содержание примесей в пластовых флюидах влияет на их плотность, вязкость, подвижность и т. п. Это, в свою очередь, не может не отражаться, как было отмечено выше, на фонтаноопасности. Примеси могут быть весьма токсичными, что также усугубляет фонтаноопасность. Наиболее опасной токсичной примесью считается сероводород. Содержание его в газе свыше 6 % (по объему) считается высоким и требует особых мер при бурении, эксплуатации и ремонте. Например, состав газа (в среднем), добываемого на Астраханском газоконденсатном месторождении, следующий: метан – 60,0 %, сероводород – 25,0 %, углекислый газ – 11,5 %, этан – 1,5 %, азот – 1,0 %, пропан – 0,8 %, бутан – 0,2 %. Токсичность. Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. Чем выше токсичность пластового флюида, отдельных его компонентов или примесей, тем выше фонтаноопасность объекта. Токсичными и ядовитыми веществами называются такие вещества, которые, поступая в организм человека в незначительном количестве, вызывают заметные физиологические изменения и тем самым приводят к нарушению нормальной жизнедеятельности организма. К токсичным и ядовитым веществам, контакта с которыми приходится, в основном, опасаться при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, являются: метан (химическая формула СH4), сероводород (химическая формула H2S), сернистый ангидрит (SO2); метанол (СH3ОН). Пожароопасность и взрывоопасность. Горение – это химическая реакция окисления, то есть взаимодействие вещества с кислородом, при котором происходит интенсивное выделение тепла в окружающую среду. Возгорание газообразных веществ в атмосфере происходит при достижении определенной их концентрации, достаточной для начала горения (воспламенения) под воздействием внешнего теплового воздействия. При определенных концентрациях в воздухе некоторых веществ (мелкодисперсных или газов) реакция горения протекает практически мгновенно с очень большим выделением тепла и энергии. В таком случае эта реакция квалифицируется как взрыв. Углеводородные газы при соединении с кислородом и воздухом характеризуются огромной взрывной способностью. Взрыв может происходить при сравнительно малых концентрациях газа в воздухе (с которым газ образует гремучую смесь). Например, нижний и верхний пределы взрываемости соответственно составляют (в об %) для метана 5 и 15, для пропана 2,4 и 9,5; для паров более тяжелых углеводородов эти пределы еще ниже. Сероводород, кроме того, что сам является взрывоопасным газом, расширяет взрываемость природного газа.

1.1 Состав нефти и классификация

Нефть относится к группе горных осадочных пород вместе с  песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Она обладает одним  важным свойством – способностью гореть и выделять тепловую энергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворную способность. Например, для подогрева  котельной или другой установки  требуется нефти значительно  меньше по весу, чем каменного угля.

Все горючие породы принадлежат  к особому семейству, получившему  название каустобиолитов (от греческих слов “каустос”- горючий, “биос” – жизнь, “литос” – камень, т.е. горючий органический камень).

В химическом отношении нефть  – сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она  состоит из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может  доходить до 3-5% [3]. В нефтях выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она  выходит на земную поверхность.

Главную часть нефтей составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут  находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости  от строения молекул они подразделяются на три класса – парафиновые, нафтеновые и ароматические. Но значительную часть  нефти составляют углеводороды смешанного строения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов. Строение молекул определяет их химические и  физические свойства.

Парафиновые углеводороды, или как их еще называют, метановые  УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят  метан СН4, этан С2Н6, структурное  строение которых показано на рис.2.1, пропан С3Н8 , бутан и изобутан, имеющие  формулу С4Н10.

 

 

Для углерода характерна способность  образовывать цепочки, в которых  его атомы соединены последовательно друг с другом. Остальными связями к углероду присоединены атомы водорода. Количество атомов углерода в молекулах парафиновых УВ превышает количество атомов водорода в 2 раза, с некоторым постоянным во всех молекулах избытком, равным 2. Иначе говоря, общая формула углеводородов этого класса СnН2n+2. Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН4 – С4Н10), то УВ представляют собой  газ, от 5 до 16 (С5Н16 – С16Н34) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С17Н36 и т.д.) –  твердые.

Таким образом, парафиновые  углеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и  твердыми кристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газы понижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошо растворяются в нефти только при  повышенных температурах, образуя гомогенный раствор; твердые парафины также  хорошо растворяются в нефти образуя  истинные молекулярные растворы. Парафиновые  УВ (за исключением церезинов) легко  кристаллизуются в виде пластинок  и пластинчатых лент.

Нафтеновые (циклановае, или  алициклические) УВ имеют циклическое  строение (С/СnН2n), а именно состоят  из нескольких групп – СН2 -, соединенных  между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно  нафтены, состоящие из пяти или шести  групп СН2:

 

Циклопентан                                                 Циклогексан

 

Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены  имеют более высокую плотность  и меньшую упругость паров  и имеют лучшую растворяющую способность.

Ароматические УВ (арены) представлены формулой СnНn, наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными  связями углерода. Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С6Н6, состоящий из шести групп СН:

 

 

Для ароматических УВ характерны большая растворяемость, более высокая  плотность и температура кипения.

Асфальто-смолистая часть  нефтей представляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется в бензине. Растворившееся часть – асфальтены. Они обладают способностью набухать в растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов в  смолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ и увеличением концентрации ароматических  углеводородов. Смола не растворяется в бензине и являются полярными  веществами с относительной молекулярной массой 500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых  и азотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые  вещества и другие полярные компоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторами  водонефтяных эмульсий. Порфиринами  называют особые азотистые соединения органического происхождения. Предполагают, что они образовались из гемоглобина  животных и хлорофилла растений. Эти  соединения разрушаются при температуре 200-250оC.