Меню

Расчет давления насыщения нефти газом при

Газосодержание нефтей и давление насыщения нефти газом

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа, количество которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти G — это объем газа растворенного в 1м 3 объема пластовой нефти. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м 3 /м 3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м 3 /м 3 . Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

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. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Объемный коэффициент.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент(b), характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации[4]. Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента. Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам.

Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2.

Содержание воды.

Нефть добывается из скважин не в чистом виде, а виде смеси с пластовой водой и попутным газом. Содержание воды сильно влияет как на работу скважины, так и на промысловое оборудование. По количеству поступающей из скважины воды (%воды) и её составу можно судить о процессах, происходящих в скважине. Чем выше содержание пластовой воды в нефти и минерализация этой воды (содержание солей) тем в более сложных условиях приходится эксплуатировать скважинное оборудование. Контроль над содержанием пластовой воды в нефти и её составом осуществляется по результатам анализа проб нефти (устьевой или глубинной пробы).

Читайте также:  Если у тебя глазное давление может быть рвота

Содержание механических примесей.

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней частиц твердых пород. При эксплуатации скважины механические частицы, содержащиеся в нефти и выносимый из пласта песок, способствуют износу подземного и наземного оборудования скважин, а также отлагаются на забое, образуя пробки.

Содержание серы.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах и очень мало — в воде; тиофен — жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо.

Наличие парафина.

При добыче парафинсодержащей нефти, на стенках труб, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется тем, что температура стенок труб может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Нефть относится к горючим жидкостям. Выделяющиеся из нее пары и газы обладают удушающими и наркотическими свойствами. По степени воздействия на организм нефть относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88. Первые признаки отравления человека: возбуждение, оглушение, сужение зрачков, замедление пульма до 40-50 ударов в минуту, рвота, слюнотечение, позже – сон в течение нескольких часов, на другой день – замедление пульса, легкое повышение температуры. Возможны пневмония и потеря памяти после тяжелых отравлений.

Нефтяной попутный газ относится к воспламеняющимся газам. Является сильным наркотиком. По степени воздействия на организм относится к IV классу опасности. Первые признаки отравления человека: учащение пульса, увеличение объема дыхания, ослабление внимания и координации. При более сильном отравлении – рвота, головная боль, слабость, бледность, глухие тоны сердца, низкое кровяное давление, ослабление брюшных рефлексов, потеря сознания. Вдыхание газа может вызвать меланодермию – покраснение, зуд, позднее сетчатую или пятнистую пигментацию кожи.

При предполагаемом возможном аварийном разливе нефти в результате загрязнения природной среды углеводородами и другими разнообразными токсинами возможна деградация сформировавшихся природных биогеоценозов.

Нефть, попадая в почву, вызывает значительные, порой необратимые изменения ее свойств, которые влекут за собой ухудшение состояния растительности и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются нежелательные природные процессы — эрозия почв, её деградация.

Читайте также:  Чем лечить поднимающееся к ночи давление

Аварийные разливы нефти также оказывают вредное воздействие на биологическую активность почвы: снижаются показатели структурности, уменьшается содержание гумуса, численность и качественный состав основных групп микроорганизмов почвы, некоторые виды которых, способствовавшие гумусообразованию, угнетаются и исчезают.

Загрязнение нефтью отличается от многих других антропогенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило, «залповую» нагрузку на среду, вызывая быструю ответную реакцию.

Физико-химические свойства нефти:

Наименование свойств Нефть
Плотность, г/см 3 0,848
Вязкость кинематическая, сст 6,34
Содержание парафина, % 1,7
Содержание серы, % 0,4
Содержание воды, % До 90
Температура самовоспламе-нения, гр.С 300-400
Газовый фактор, м 3 /тн До 250
ПДК, мг/м 3 300

[1] Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два больших ряда: угольный и нефтяной. Нефть и газ — подвижные вещества, тогда как угли образуют твердые тела (угольные пласты).

[2] Флюоресцировать [лат.;] — физ. светиться, испускать лучи после того, как тело подверглось воздействию света; флюоресценция происходит в течение очень короткого времени после освещения (порядка 10

[3] Фракциями называются соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры.

[4] Объём нефти после дегазации меньше объёма пластовой нефти, поэтому объёмный коэффициент больше 1.

Дата добавления: 2018-04-05 ; просмотров: 1548 ;

Источник

Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости.

Давление насыщения нефти газом — Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину давления насыщения необходимо знать при разработке и эксплуатации нефтяных залежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давления насыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым – перехода на работу залежи при менее эффективном газовом режиме.

Расчет давления насыщения нефти газом. Как известно, давление насыщения нефти газом обычно определяется в лабораториях по глубинным пробам нефти. В настоящее время аналитические методы определения давления насыщения не получили широкого распространения по причине того, что определение этого параметра в лабораторных условиях является обязательным при анализе физико-химических свойств нефти. Однако в промысловой практике встречаются ситуации, когда лабораторные данные отсутствуют или пробы нефти еще исследуются, а на том этапе, на котором находится инженер в процессе выполнения работы, уже необходимо знать давление насыщения. В этой связи был разработан аналитический метод определения данного параметра на основе аппроксимации зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания.

давления насыщения Pнас от газосодержания G

для каждого значения плотности нефти. Данная зависимость достаточно хорошо описывается линейной функцией

где A– неизвестный коэффициент, подлежащий определению, газосодержание.

Существуют аппроксимирующие уравнения для различных значений плотности.

Фильтрация газированной жидкости.

Если давление в пласте выше давления насыщения, то весь газ полностью растворен в жидкости, и она ведет себя как однородная. При снижении давления ниже давления насыщения из нефти выделяются пузырьки газа. По мере приближения к забою скважины давление падает, и размеры пузырьков увеличиваются вследствие расширения газа и одновременно происходит выделение из нефти новых пузырьков газа. Здесь мы имеем дело с фильтрацией газированной жидкости, которая представляет собой двухфазную систему (смесь жидкости и выделившегося из нефти свободного газа).

Читайте также:  Низкое давление во впускном коллекторе причины

При фильтрации газированной жидкости рассматривают отдельно движение каждой из фаз, считая, что жидкая фаза движется в изменяющейся среде, состоящей из частиц породы и газовых пузырьков, а газовая фаза — в изменяющейся среде, состоящей из породы и жидкости. Полагая, что фильтрация происходит по линейному закону, записывают его отдельно для каждой фазы, вводя коэффициенты фазовых проницаемостей kж и kг.

Опытами Викова и Ботсета установлено, что фазовые проницаемости зависят главным образом от насыщенности порового пространства жидкой фазой у. Насыщенностью у называется отношение объема пор, занятого жидкой фазой, ко всему объему пор в данном элементе пористой среды.

В теории фильтрации газированной жидкости вводится понятие газового фактора Г, равного отношению приведенного к атмосферному давлению дебита свободного и растворенного в жидкости газа к дебиту жидкости:

Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Общая пористость — суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

Проницаемость – это параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Физический смысл размерности проницаемости — это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Дата добавления: 2018-11-24 ; просмотров: 409 ;

Источник

Adblock
detector