Свойства пластовых вод

 

Горючие газы нефтяных и  газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью.

Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана.Отдельные  углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими  свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного  газа.  Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) метан и  этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также  относятся к газам, но они очень  легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния вжидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода.Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна — 82,1° С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов  газы разделяются на две группы —  сухие и жирные.

Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

Жирный газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике сухим считается  такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60—70 г газового бензина.Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыминефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана. Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана.

Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

Относительная плотность  газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность  индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость.

Вязкость природных газов  зависит от их состава, температуры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость по-разному: при низких давлениях с повышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются степенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)-10~⁵ Пас.

Состояние газа характеризуется  давлением р, температуройТи объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большоезначение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Свойства пластовых  вод

 

Пластовые воды – подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В нефтегазопромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в продуктивном пласте. Они подразделяются на воды законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые.

Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Воды нефтяных месторождений содержат в растворе различные соли, поэтому их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей.

Вязкость пластовой  воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и содержание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не оказывают.

Электропроводность  пластовых вод зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Поверхностное натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органические кислоты и основания.

Классификация пластовых  вод

Воды	Условия залегания
Контурные или краевые	Залегают в пониженных частях нефтегазоносных  пластов. Верхняя часть пласта насыщена нефтью (газом), а нижняя — краевой водой
Подошвенные	Обычно располагаются в приконтурной части пласта. Однако если контакт  между нефтью (газом) находится выше подошвы пласта, подошвенная вода подстилает всю залежь
Промежуточные	В пластах и пропластках среди  нефтегазоносных пластов
Верхние	Воды всех водоносных пластов, залегающих выше данного нефтегазоносного пласта
Нижние	Воды всех водоносных пластов, залегающих ниже данного нефтегазоносного пласта.
Тектонические	Воды, поступающие по дислокационным трещинам

 

При наличии нижних краевых  вод положение водонефтяного  контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве  пласта) контуры нефтеносности. В части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач рациональной разработки — обеспечение равномерного продвижения этих контуров.

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. А.А.Коршак«Основы нефтегазового дела»;
2. Е.О.Антонова«Основы нефтегазового дела»;
3. Н.Г.Середа «Основы нефтегазового дела»;
4. В.В.Тетельмин «Слагаемые нефтегазового дела»;
5. Р.И.Вяхерев «Российская газовая энциклопедия».

 

Физические  свойства нефти (плотность, вязкость, количество газа и парафина, растворенных в  нефти, и фазовые состояния нефти) в значительной степени зависят  от ее температуры.

 

Технология  процесса добычи нефти, промыслового сбора  и первичной подготовки ее на промыслах, транспорт нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависят  от температурных факторов, при которых  протекают эти процессы.

 

Контроль  температуры на забое скважин  необходим и при обработке  призабойной зоны различными способами (солянокислотная, термокислотная и  искусственный разогрев пласта) для  увеличения добычи нефти.

 

Измерения температуры  в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами  являются необходимым элементом  количественного учета.

 

Контроль  и автоматизация добычи нефти  и газа.

 

Измерять  температуру в резервуарах с  нефтью и нефтепродуктами необходимо главным образом для количественного  учета.

 

Измерение количества протекающей по трубопроводу жидкости газа или пара за определенный отрезок  времени или в каждый данный момент имеет большое значение для учета  нефтепродуктов, газа и пара при  отпуске их, а также для контроля и регулирования технологических  процессов бурения и добычи нефти  и газа.

 

Технологический процесс подготовки нефти на промыслах (обезвоживание, обессоливание и  стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химического  реагента, значение которых необходимо контролировать и регулировать.

 

В книге рассмотрены  теория и методы измерений, автоматического  регулирования и автоматического  управления процессами бурения, добычи и промыслового сбора нефти и  газа.

 

Относительная погрешность при измерении расхода  сырой нефти ±1 — ±2,5% от предела  измерения.

 

Описаны методы и приборы для измерения параметров технологических процессов бурения, добычи и промыслового сбора нефти  и газа.

 

Для измерения  расхода многокомпонентных потоков, какими являются добываемые из нефтяных скважин газожидкостные смеси, содержащие нефть, газ и воду, а также для  получения результатов измерения  расхода в единицах массы независимо от изменения температуры и плотности  целесообразно применять массовые расходомеры.

 

Многие углеводороды (в том числе нефть и продукты нефтепереработки) этим свойством не обладают.

 

Рассмотрены методы и средства автоматического  управления процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычей и  промысловым сбором нефти и газа и системой поддержания пластовых  давлений.

 

Количество  вещества в единицах массы в резервуарах  может быть измерено двумя способами: измерением уровня нефти и нефтепродуктов и плотности с последующим  вычислением общей массы и  непосредственным измерением мяссы  жидкости.

 

В СССР и  за рубежом для измерения уровня нефти и нефтепродуктов в резервуарах  широко применяются поплавковые  уровнемеры.

 

Уровнемер типа УДУ-5 предназначен для измерения  уровней однородных взрывоопасных  и невзрывоопасных, агрессивных (с  агрессивностью, не превышающей агрессивность  сернистой нефти) и неагрессивных, электропроводных и неэлектропроводных жидкостей в резервуарах общепромышленного  назначения.

 

При управлении технолог; ческими процессами бурения  и добычи нефти и газа необходимо измерять параметры, характеризующие  как добываемые нефть и газ, так  и материалы, применяемые в ходе технологического процесса.

 

К анализу  примесей относится определение  содержания в нефти воды и солей.

 

Книга может  быть использована также и инженерно-техническими работниками, занятыми вопросами автоматизации  процессов бурения и добычи нефти  и газа.

 

В большей  части нефтяных месторождений нефть  в нефтяных горизонтах залегает вместе с водой.

 

В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание воды меняется от нескольких единиц до десятков процентов.

 

Вода в  нефти — нежелательный компонент, вредный балласт, поэтому на нефтяных промыслах нефть обезвоживают на специальных установках.

 

Нецелесообразно подавать нефть, содержащую свыше 1% воды, на головные сооружения магистральных  трубопроводов, так как, во-первых, перекачка  нефти с большим содержанием  воды приводит к неоправданно большим  энергетическим затратам, во-вторых, в  воде, содержащейся в нефти, имеются  в растворенном виде соли, которые  вызывают коррозию трубопроводов, оборудования и аппаратуры.

 

Существующие  приборы для определения содержания воды в нефти по принципу действия можно разделить на диэлькометри-ческие и инфракрасного излучения.

 

Диэлькометрические  влагомеры используют значительную разницу диэлектрической проницаемости  нефти (около 2,5) и воды (80).

 

Если в  измерительной пробе нефти содержится вода, появится рассеянное излучение, интенсивность которого тем больше, чем больше содержание воды в нефти.

 

Анализаторы содержания солей в нефти

 

Соли содержатся в растворенном состоянии в воде, присутствующей в нефти, а иногда и в виде мельчайших кристаллов непосредственно  в нефти.

 

Содержание  соли в нефти крайне нежелательно, так как это может привести к разрушению нефтеперер|абаты-вающей аппаратуры и ухудшить качество нефтепродуктов.

 

Предельное  содержание солей в нефти регламентируется государственным стандартом и не должно превышать 50 мг/л.

 

Для контроля содержания соли в нефти в настоящее  время существуют приборы, основанные на растворении пробы нефти в  смеси полярных и неполярных растворителей  в заданном соотношении и на измерении  электропроводности полученного раствора, которая пропорциональна содержанию солей в нефти.

 

Блок преобразователя  отбирает пробу нефти, разбавляет ее смесью полярных и неполярных растворителей  в соотношении 1:9, совместно с  блоком регистрации измеряет электропроводность полученного раствора и удаляет  продукты анализа из камеры чувствительного  элемента.

 

Анализирус-•  мая нефть

 

1 — чувствительный  элемент; 2 — дозатор; 3 — терморегулятор; 4 — редуктор воздуха; 5 — клапан  отсечки нефти; в — емкость; 7 — блок удаления продуктов  'анализа; 8 — электромагнитные краны

 

Включаются  электромагнитные краны «Нефть», «Клапан» и «Выход».

 

Через клапан ж заполняется правая полость  дозатора нефтью, вытесняя через клапан г растворитель в измерительную  камеру.