Эксплуатация газонефтепроводов

1. Происхождение нефти.

Нефть- название персидского происхождения- neft. Нефть добывается из недр Земли и является важнейшим полезным ископаемым. Существует множество предположений о ее происхождении. В истории изучения генетической природы нефти и условий ее образования можно выделить несколько периодов.

Первый период - до научных предположений. Это период предположений, высказанных мыслителями Древнего мира и Средних веков. В 1546 году Агрикола писал, что нефть и каменные угли имеют неорганическое происхождение, и что каменные угли образуются путем сгущения и затвердевания нефти.

Второй период - период научных предположений, связывается с датой опубликования труда М.В. Ломоносова «О слоях земных» (1763), где им была высказана гипотеза о дистилляционном происхождении нефти из того же органического вещества, которое дает начало каменным углям. Он считал, что нефть выделяется из погребенных торфяников под действием высокой температуры «земного жара» и «вступает в расселины и полости сухие и влажные, водами наполненными».

Третий период - период научных исследований. Это период в эволюции знаний о происхождении нефти связан с развитием нефтяной промышленности. В это время учеными всего мира было предложено множество гипотез неорганического (минерального) и органического происхождения нефти.

В 1866 году французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы.

В 1871 году французский химик Г. Биассон выступил о происхождении нефти путем взаимодействия воды с раскаленным железом.

В 1877 году Д.И. Менделеев выдвинул гипотезу о неорганическом происхождении нефти. Согласно его гипотезе ядро Земли стоит из соединений металлов с углеродом (карбидов). При соединении с водой, которая проникала по разломам в глубины Земли, «углеродистые металлы» превращались в углеводороды железа. Затем постепенно, в течение длительного периода в миллионы лет, углеводороды видоизменялись, превращаясь и поднимались к поверхности Земли.

В 1889 году В.Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти. По этой гипотезе исходным материалом возникновения нефти служили углеводороды, содержащиеся в газовой оболочке Земли.

В 50—60-е годы XX века ряд ученых — в СССР (А. Кудрявцев, В. Порфирьев, Г. Доленко и др.) и за рубежом (английский ученый Ф. Хойл и др.) вновь вернулись к гипотезе неорганического происхождения. В 1932 г опубликована классическая работа академика И.М. Губкина «Учение о нефти».

Доказательства биогенной природы «нефтематеринского» вещества были получены в результате детального изучения развития процессов формирования молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников. Важным открытием явилось обнаружение в составе нефтихемофоссилий- молекулярных структур биогенной природы, то есть, унаследованных от органического вещества.

Изучение распределения стабильных изотопов углерода в нефти, органическом веществе пород и в организмах (А.П. Виноградов, Э.М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что нефть - это результат литогенеза. Она представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов захоронения органического вещества- керогена в водно-осадочных отложениях.

Современная геологическая наука о происхождении нефти полностью разделяет теорию академика И.М. Губкина. Согласно его теории нефть образуется из останков животных и растительных микроорганизмов, обитавших в древних мелководных морях и озерах, а также из различных органических остатков, заносимых в моря и озера с суши. Органические остатки, перемешиваясь с минералами, образовали мощные илистые пласты, в которых под воздействием бактерий и кислорода произошло разложение органических веществ. По мере погружения пластов в недра Земли, в них повышались давление и температура, под воздействием которых органические вещества преобразовались в нефть.

Источник: Закоружников Ю.А Подготовка нефти и газа к транспортировке.-Волгоград: Издательский дом «Ин-Фолио»,2010.-176с

2. Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение двух условий.

Первое условие: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).

Коллекторами называются горные породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на дневную поверхность). Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, может считаться коллектором нефти и газа.

По происхождению эта порода может быть осадочной, магматической или метаморфической. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99 %) содержатся в осадочных породах.

Роль покрышек выполняют глины, но кроме них могут быть каменная соль и известняки

Второе условие формирования скопления нефти и газа - это миграция нефти и газа. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку, нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий уходит вверх, вода как самая тяжелая, - вниз, а нефть занимает промежуточное положение.

•

Источник: Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2007. - 528 с.

•

3. Основные физико-химические свойства нефти.

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

· Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти определяется по следующей формуле:

G=Vг/V пл.н,

где Vг - объем газа,

V пл.н- объем пластовой нефти.

Газосодержание обычно выражают в м³/м³ или м³/т.

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м³/ м³ и более, обычное его значениедля большинства нефтей 30-100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м³/м³.

· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

· Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

· Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения.

· Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн, который определяется по формуле:

βн = (1/V) (ΔV/Δp),

где ΔV - изменение объема нефти;

V- исходный объем нефти;

Δр - изменение давления.

Размерность βн -1/Па, или Па^-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С иможет быть подсчитан по формуле:

a_н = (1/Vo) (DV/Dt),

где ΔV - изменение объема нефти;

V_о - исходный объем нефти;

Dt – изменение температуры.

Размерностьa _н -1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти и может быть подсчитан по формуле:

b_н= V_пл.н/V_дег = r_н./r_пл.н ,

где V_пл.н- объем нефти в пластовых условиях;

Vдег - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и

t =20°С;

r_пл.п - плотность нефти в пластовых условиях;

r - плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается, по сравнению с объемом в нормальных условиях, в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Усадка нефтиможет быть подсчитана по формуле:

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент может быть подсчитан по формуле:

q=1/b=V_дег/V_п.н.=r_п.н./r_н

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0.4 г/см³. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см³.

По плотности пластовые нефти делятся на:

- легкие с плотностью менее 0.850 г/см ³;

- тяжелые с плотностью более 0,850 г/ см ³.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.

Вязкость пластовой нефти m_н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

-незначительной вязкостью - m_н < 1 мПа × с;

-маловязкие - 1<m_н£5 мПа × с;

-с повышенной вязкостью - 5<m_н £25 мПа× с;

-высоковязкие - m_н > 25 мПа× с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 - 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири - 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской края – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Республике Коми (добываемая шахтным способом) колеблется в пределах 2000-22000 мПа×с.

Вязкость нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды - показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Различают: динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную (удельную, условную).

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления (в динах) взаимному переме­щению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см², отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемещения 1 см/с.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в системе СИ- м²/с.

Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно отличается.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Это может привести к вытеснению нефти из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. п.) образуют в подошве залежи монолитный слой, который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

· Газовый фактор представляет собой отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре. Газовый фактор зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте.

Физико-химические свойства нефтей, разрабатываемых месторождений Удмуртской Республики изменяются в широких пределах и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м³ , вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 1,8 до 339,5 мПа*с.

Нефть содержит в своем составе: серу S в объеме от 0,8 до 30,6 %, асфальтена- 0,5-7,4 %, парафина –1,7-7,7 %.

Газовый фактор изменяется от 3,3 32,5 м³/м³.

В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель.

Добываемая нефть, в основном высокой (>30мПа*с) и повышенной вязкости (от 10 до 30мПа*с). Повышенная вязкость обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Наибольшая вязкость нефти отмечается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском (башкирский ярус) месторождениях – здесь ее значение превышает 75мПа*с.

Плотность нефти изменяется от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м³ (Шарканская площадь)

Источники: 1. Тетельмин В.В.,Язев В.А. Нефтегазопроводы.– М.: «САЙНС-

ПРЕСС», 2008.-256 с

2.Кудинов В.И., Сучков Б.М.Интенсификация добычи вязкой нефти из

карбонатных коллекторов.-М.:Недра, 1994.

4. Основные физико-химические свойства нефтяного и природного газов.

Газы газовых месторождений называются природными газами. Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Попутным или нефтяным газом называется газ нефтяных месторождений, добываемый вместе с нефтью.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет смесь газов. Основными составляющими ПНГ являются предельные углеводороды - гомологи метана от СН₄ до С₆Н₁₄. Суммарное содержание гексана и более тяжелых углеводоро дов в попутном газе, как правило, не превышает 1 %, содержание пентана находится в пределах 2 %. Кроме того, в ПНГ присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ.

На месторождениях нефти Удмуртской Республики и ряде месторождений Пермского края в составе ПНГ преобладает азот (до 80 %), содержание метана составляет 12-15%. Калорийность газа - 1,46 МДж/м³. Давления насыщения нефти газом высокие и близки к начальным пластовым давлениям (от 2,7 до 11,5 МПа).

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

· Молекулярная масса природного газа

где М_i - молекулярная масса i-го компонента; X_i - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20.

· Плотность газа ρ_г рассчитывается по формуле

где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρ_г находится в пределах 0,73-1,0 кг/м³.

Чаще пользуются относительной плотностью газа по ρ_г.в, которая определяется по следующей формуле:

,

где ρ_г- - плотность газа;

ρ _в -плотность воздуха при тех же давлении и температуре

---

Дата добавления: 2015-07-20