Флюиды

Интересно отметить, что  совершенствование пирогенетической технологии шло по пути более полного  использования топливного потенциала. При сухой перегонке типа коксования в газ переходит не более 30-40% теплоты топлива. При окислительной газификации с добавлением кислорода, воздуха, водяного пара можно добыить перевода в газ до 70-80% и более потенциальной теплоты. Практически при газификации твердого топлива в зольном остатке органических соединений не остается.

Однако у газа, получаемого  при окислительной газификации, теплота сгорания ниже, чем у газа при коксовании. Поэтому при производстве городского газа комбинировали процессы коксования с газификационными. Впоследствии, уже в 20 веке, появилась возможность  повысить калорийность бытового газа, включив в схему газификации  операцию каталического метанирования  – превращения части оксида углерода и водорода, содержащихся в газе окислительной газификации, в метан. Тем самым удалось достичь  необходимой для нормальной работы горелок теплоты сгорания получаемого  бытового газа не менее 16,8 Мдж/м3 (4000 ккал/м3).

Итак, газ заменил другие виды топлива сначал для освещения, затем для приготовления пищи, отопления жилищ. Но почти столетие для этих целей использовался  практически только искусственный  газ, полученный из твердых топлив. А что же природный газ?

Дело в том, что всерьез  стали искать и разрабатывать  месторождения природного газа в 20-х  годах 20 века. И лишь в 30-х годах  техника бурения на большие глубины (до 3000 метров и более) позволила  обеспечить надежную сырьевую базу газовой  промышленности.

Развитию новой отрасли  помешала вторая мировая война. Тем  не менее уже в 1944 году начались изыскательские работы по прокладке первого промышленного  газопровода Саратов-Москва. Это  был первенец, за которым в 50-х  годах последовали Дашава-Киев, Шебелинка-Москва. В следующие десятилетия весь СССР пересекали мощные трассы, по которым  в настоящее время передаются огромные количества природного газа. Именно поэтому газ становится постепенно энергоносителем номер один для  коммунально-бытовых нужд и промышленных энергетических установок. Доля природного газа превысила 60-процентный рубеж  в энергетике производства цемента, стекла, керамики, других строительных материалов, приближается к 50% в металлургии  и машиностроении. Применение природного газа в стационарных энергетических установках позволяет с учетом снижения расхода на собственные нужды  электростанций увеличить их КПД  на 6-7%, повысить производительность на 30% и более.

2.1 Расчет физических свойств водонефтяных смесей

Нефть и вода, движущиеся в скважинах, вследствие гидродинамических  возмущений потока (переход ламинарного  течения к турбулентному, деформация и разрыв поверхности раздела фаз, флуктуация плотности и др.), образуют дисперсную систему различной структурной формы. Область существования дисперсной системы определяется давлением, которое должно быть выше давления насыщения жидкости газом, т.е. р ≥ рнас. Наиболее важными физическими свойствами водонефтяной смеси, необходимость определения которых возникает при решении технологических задач добычи нефти, являются плотность и кажущаяся вязкость. Для расчета указанных физических параметров при соответствующих термодинамических условиях потока, его расходных характеристиках, структурных особенностях и типа смеси предварительно определяют следующие факторы.

1. Объемная расходная  доля воды в смеси при стандартных  условиях: при известных объемных  дебитах скважины по жидкости  и воде

при известной массовой расходной  доле воды в смеси пв

где Qв ст, Qж ст - соответственно дебит воды и жидкости при стандартных условиях. м3/с, - соответственно плотность воды и нефти при стандартных условиях, кг/м3.

2.Объемные расходы нефти  и воды при заданных р и Т

где -объемный коэффициент нефти; -объемный коэффициент воды при р и Т, приближено можно принять

3. Объемная расходная  доля воды в смеси при р и Т

 

4. Скорость потока водонефтяной  смеси в рассматриваемом сечении  канала

 

, м/с,

 

где F- площадь сечения канала.

5.Структура потока. Для  водонефтяной дисперсной системы  характерны две основные структурные  формы, область существования  каждой из которых оценивается  по критической скорости смеси:

,м/с,

где -гидравлический диаметр канала, м; Р - смоченный периметр поперечного сечения канала.

При водонефтяной поток имеет капельную структуру: диспергированная фаза в виде отдельных капель диаметром 0,5-2 см распределена во внешней, непрерывной фазе.

При поток имеет эмульсионную структуру, диспергированная фаза представлена сферическими капельками диаметром 10-5 -10-3 см. Дисперсную систему такой структуры называют эмульсией.

К а п е л ь н  а я с т р у к т у  р а. Физическая свойства водонефтяной смеси рассчитываются после предварительного определения типа водонефтяной смеси. В зависимости от расходной объемной доли воды смесь может быть двух типов:

если  то смесь будет типа вода (дискретная, внутренняя фаза) в нефти (непрерывная, внешняя фаза) (В/Н);

 если  то смесь будет типа нефть (дискретная, внутренняя фаза) в воде (непрерывная, внешняя фаза) (Н/В).

а. Поверхностное натяжение  нефти на границе с водой

 Н/м,

где - соответственно поверхностное натяжение на границах раздела нефть - вода , вода – газ.

б. Истинные объемные доли фаз  в потоке смеси. Для смеси типа (В/Н)

где - приведенная скорость воды,

 м/с,

- соответственно плотность воды  и нефти при заданных р и Т, кг/м3.

Истинная объемная доля внешней (непрерывной) фазы (нефти) будет:

Для смеси типа (Н/В)

 

где - приведенная скорость нефти,

 м/с

Истинная объемная доля внешней  фазы (воды) будет:

в. Плотность водонефтяной смеси на основе принципа аддитивности

, кг/м3

г. Кажущаяся динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной  структур принимается равной динамической вязкости внешней фазы (мПа с):

для смеси типа (В/Н) ,

для смеси типа (Н/В) ,

- соответственно вязкости нефти  и воды при заданных р и Т.

Э м у л ь с и  о н н а я с т р у  к т у р а. Физические свойства эмульсии рассчитывают, предварительно определив ее тип, который ориентировочно оценивается по объемной расходной  доли воды и критической скорости эмульсии:

, м/с.

Если  и - эмульсия типа (В/Н).

Если  и или - эмульсия типа (Н/В).

а. Истинные объемные доли фаз  в эмульсии. Учитывая, что в потоке эмульсии в силу высокой дисперсности практически отсутствует относительное  движение фаз, их истинные объемные доли принимаются равными расходным  объемным т.е.

 

б. Плотность водонефтяной эмульсии приближенно оцениваются  по следующей формуле:

 

в. Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии определяется прежде всего ее типом и характером отклонения ее течения от ньютоновского, что  оценивается по изменению скорости сдвига потока эмульсии. Особую трудность  в определении представляет кажущаяся  вязкость эмульсии типа (В/Н), которая  зависит от вязкости дисперсионной  среды (нефти) , объемной расходной доли воды , скорости сдвига и дисперсности. В зависимости от характера связи вязкости с указанными параметрами ее можно определить различными способами, предварительно определив скорость сдвига потока эмульсии при заданных термодинамических условиях

, 1/с,

где -скорость водонефтяной смеси, м/с; - гидравлический диаметр трубы, равный ее внутреннему диметру, м.

Методы практической оценки вязкости эмульсии типа (В/Н) с учетом влияния на нее скорости сдвига могут  быть как расчетные, так и графические  с использованием реологических  кривых. Расчетный метод основан  на использовании некоторого параметра  А, учитывающего влияние скорости сдвига на вязкость

 

,

где В - коэффициент, который определяется в зависимости от параметра А:

 если 

если  .

Графически метод основан  на использование реологической  кривой вязкости эмульсии в функции  массовой доли воды пв (%), скорости сдвига и вязкости дисперсионной среды при определенной дисперсности системы (рис.). График на рис может быть использован для ориентировочной оценки кажущейся вязкости эмульсии любого типа с дисперсностью порядка 10 мкм (10-3 см) (что характерно для эмульсии, образующейся в фонтанных и газлифтных скважинах) при изменении вязкости дисперсионной среды от 3 до 21 мПа∙с и скорости сдвига от 80 до 1300 1/с.

Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии типа (Н/В) также может быть оценена как расчетным путем, так и графически (рис. кривая А) с учетом положения точки инверсии фаз эмульсии при соответствующих условиях (геометрическим наложением всех точек инверсии является пунктирная линия).

Расчетный способ определение  вязкости эмульсии типа (Н/В) основывается на использовании следующей зависимости:

 

Последовательно определяем.

1. Объемную расходную  долю воды в смеси при стандартных  условиях 

2. Объемные расходы нефти  и воды при заданных р и Т .

м3/с;

м3/с.

3. Объемную расходную  долю воды в смеси при заданных р и Т .

4. Скорость потока водонефтяной  смеси в сечении трубы при  р=9,2 МПа и Т =313 К. м/с.

 

5. Критическую скорость смеси.

 м/с.

6. Структуру потока водонефтяной  смеси по результатам расчета  и и их соотношения.

Так как  , структура потока эмульсионная.

7. Критическую скорость  эмульсии

м/с.

8. Тип водонефтяной эмульсии  по результатам расчета  и и их соотношения.

Так как  и эмульсия типа вода в нефти (В/Н).

9. Плотность водонефтяной  эмульсии.

 кг/м3.

10. Скорость сдвига потока  эмульсии.

 

1/с.

11. Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига кажущаяся вязкости эмульсии.

12. Кажущуюся динамическую  вязкость, которая при  определяется

мПа∙с

Аналогичный результат получается при графическом методе определения  .

 

Заключение

 

В заключении хотелось бы сказать  что пластовые флюиды очень сложные  вещества, и состоят из многих элементов  таких как метан, сероводород, двуокись углерода, азот, сернистый ангидрид, метанол, газоконденсат, нефть, пластовые воды. По этому они бывают очень токсичные или опасные для людей. Ещё газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления, более стремительное развитие газопроявления 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.

В связи с этим перед  тем как осваивать новое месторождение  нужно обязательно все предусмотреть, рассчитать все возможные проблемы, так же не обходимо соблюдать технику  безопасности.

 

 

Список литературы

 

1. Юрчук А.М Расчеты в добыче нефти
2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
3. Покрепин Б. В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.
4. Муравьев В. М. Спутник нефтяника
5. Справочная книга по добыче нефти. Ш. К. Гиматудинова.
6. Техника и технология добычи нефти и газа. И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков.
7. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти.

Размещено на Allbest.ru