Основы нефегазопромыслового дела Содержание работы по дисциплине: 1)изучение теоретического материала, 2)написание реферата+ИДЗ Преподаватель: Семёнов Николай Михайлович,

Основные разделы дисциплины 1.Состав и физико-химические свойства нефти, газа, углеводородного конденсата и пластовой воды 2.Основные сведения о строении земной коры, нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях 3.Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин 4.Разработка нефтяных и газовых месторождений 5.Техника и технология добычи нефти и газа 6.Методы увеличения продуктивности и ремонт скважин 7.Сбор и подготовка нефти и газа на промысле 8.Дальний транспорт нефти, газа, газового конденсата и продуктов их переработки 9.Хранение нефти, газа, газового конденсата и продуктов их переработки

Тема 1. Основные сведения о нефти, газе и их месторождениях. Эту тему мы будем рассматривать на ближайших двух-трёх вебинарах. Сегодня мы познакомимся с физико-химическими свойствами нефти, газа, пластовой воды. Нефть - горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В ней обычно преобладают углеводороды метанового ряда, химическая формула С n Н 2n+2. Метан (СН 4 ) – один из самых лёгких углеводородных газов. В нормальных условиях углеводороды с числом атомов углерода в молекуле до четырёх (С 4 Н 10 ) представляют собой газы, от пяти до шестнадцати (С 16 Н 34 ) – жидкости, а выше –твёрдые вещества. В молекулах углеводородных соединений, из которых состоит нефть, может быть до 80 атомов углерода и более. В среднем в нефти содержится около 85 % углерода и 13 % водорода.

Нефть В пластовых условиях все углеводороды находятся обычно в жидком состоянии. Со снижением давления и температуры из нефти выделяются газы и тяжёлые углеводородные соединения, в частности, парафин. Парафин в нормальных условиях представляет собой твёрдое кристаллическое вещество. В большинстве случаев парафинистая нефть содержит от 2 до 30 % парафина, а также значительное количество асфальтосмолистых веществ.

Нефть По мере подъёма нефти на поверхность парафин и асфальтосмолистые вещества начинают выделяться, отлагаясь на стенках подъёмных труб, арматуры и в призабойной зоне. В качестве примесей в нефти находятся соединения, содержащие кислород, серу и азот и в небольших количествах другие элементы (хлор, йод, фосфор, калий и т.д.).

Состав нефти Во многих нефтяных и газовых месторождениях присутствуют сероводород (H 2 S) и углекислый газ (СО 2 ).

Плотность нефти В зависимости от состава нефти плотность её изменяется от 760 до 960 кг/м 3 при температуре 20 С. На этот параметр существенное влияние оказывают давление и температура в пластовых условиях. В связи с изменением объёма нефти под действием растворённого газа и температуры плотность её в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известна нефть, плотность которой в пластовых условиях меньше 500 кг/м 3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м 3.

Плотность нефти В соответствии с существующими стандартами плотность нефти и нефтепродуктов принято определять при температуре 20 С, пользуясь понятием относительной плотности. Относительная плотность – это безразмерная величина, равная отношению плотности нефти (нефтепродукта) к плотности дистиллированной воды при температуре 4 С. Эту плотность обозначают Так как плотность дистиллированной воды при 4 С равна 1 г/см 3, то относительная плотность какого-либо вещества и плотность, выраженная в г/см 3, численно равны. Относительная плотность нефти, добываемой в России, находится в пределах 0,76 – 0,96.

Динамическая вязкость Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних её частиц относительно других. Для характеристики этих сил используется коэффициент внутреннего трения, который называется коэффициентом динамической вязкости. За единицу динамической вязкости принят паскаль- секунда (Пас), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1м 2 поверхности слоя действует сила, равная 1 Н, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких.

Вязкость В нефтяном деле для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньше – миллипаскаль-секунда (мПас). Так, пресная вода при температуре 20 С имеет вязкость 1 мПас, а нефть – от 1 до 10 мПас. Встречается нефть с вязкостью менее 1 и несколько тысяч мПас.

Кинематическая вязкость Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят квадратный метр в секунду (м 2 /с).

Коэффициент сжимаемости Способность нефти изменять свой объём при изменении внешнего давления количественно характеризуется коэффициентом сжимаемости, или коэффициентом объёмного упругого расширения. Этот коэффициент равен отношению изменения объёма нефти к её первоначальному объёму при изменении давления на 1 Па или 1 МПа: где – изменение внешнего давления. Для нефти, добываемой в России, коэффициент сжимаемости изменяется от 0, до МПа -1.

Объёмный коэффициент нефти При обработке данных исследования скважин, а также подсчётах запасов нефти бывает необходимо знать, во сколько раз изменяется объём нефти при извлечении её на поверхность. Для этого обычно пользуются объёмным коэффициентом нефти b, характеризующим отношение объёма нефти в пластовых условиях V пл к объёму, который она занимает на поверхности V пов после дегазации (сепарации): b = V пл /V пов.

Факторы, влияющие на объём На изменение объёма нефти при извлечении её на поверхность влияют следующие факторы: – изменение давления, – изменение температуры, – выделение из нефти газа, который в пластовых условиях был в ней растворён. Для нефти, добываемой в России, объёмный коэффициент изменяется в пределах от 1,0 до 2,0.

Газовый фактор Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газовый фактор – количество газа, приведённое к атмосферному давлению, содержащееся в 1 м 3 или 1 т нефти. Для нефтяных месторождений нашей страны газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м 3 /т (в среднем он составляет 100 м 3 /т). Этот параметр обычно определяется по пробам пластовой нефти путём её дегазации при нормальной температуре.

Давление насыщения С повышением давления газ растворяется в нефти. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворённый в ней газ.

Свойства пластовой воды В пластовых водах, как правило, растворено значительное количество различных веществ. Среди них чаще всего встречаются растворимые соли соляной, серной, угольной, сероводородной, азотной и борной кислоты. Некоторые воды содержат значительное количество йода и брома и используются как сырьё для получения этих ценных элементов.

Плотность пластовой воды Плотность пластовых вод всегда больше единицы и в ряде случаев достигает 1,3 г/см 3 и более и прямо связана с их минерализацией. Коэффициент сжимаемости пластовых вод изменяется в зависимости от температуры, давления и содержания в них растворённого газа. Для дегазированных пластовых вод на основных месторождениях России коэффициент сжимаемости изменяется от до МПа -1. Сжимаемость пластовой воды возрастает с увеличением в ней содержания растворённого газа.

Свойства воды Пластовая вода, как и нефть, при извлечении на поверхность изменяет свой объём. Объёмный коэффициент пластовой воды колеблется в пределах от 1 до 1,05. Вязкость пластовой воды существенно зависит от температуры (с повышением температуры она уменьшается) и её минерализации (чем выше минерализация, тем больше вязкость).

Свойства углеводородных газов. Газ, добываемый из газовых месторождений или попутно с нефтью, состоит из 1.смеси лёгких углеводородов (главным образом метана), 2.паров бензина, 3.примесей азота, 4.углекислоты, 5. окиси углерода, 6. сероводорода.

Плотность газа Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных (например, г/см 3, кг/м 3 ) и относительных единицах. При давлении около 0,1 МПа и температуре 0 С плотность газов от 0,0007 до 0,0015 г/см 3 (в зависимости от содержания в газе лёгких и тяжёлых углеводородов).

Относительная плотность газа Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6 – 1,1.

Растворимость реальных газов Растворимость реальных газов (в том числе и нефтяных) в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле s = αp b, где s – объём газа, растворённого в единице объёма жидкости, приведённый к стандартным условиям; α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объём газа (приведенный к стандартным условиям), растворяемый в единице объёма жидкости при увеличении давления на 1 МПа; p – давление газа над жидкостью; b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

Растворимость реальных газов Значения α и b зависят от состава газа и жидкости. Например, для некоторых условий показатель b изменяется в пределах 0,80 – 0,95. Коэффициент растворимости α для нефти и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 –11 м 3 /м 3 на 1 МПа.

Вязкость нефтяного газа На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворённом состоянии (в нефти) и выделяется только при снижении давления. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 С обычно не превышает 0,01 мПас. С повышением давления и температуры она значительно увеличивается. Однако при давлении 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причём газы, содержащие более тяжёлые углеводороды, имеют, как правило, большую вязкость.

Основные законы газового состояния Состояние газа характеризуется давлением, температурой и объёмом. Для идеальных газов соотношение между этими параметрами определяется основными законами газового состояния.

Закон Бойля-Мариотта для данной массы газа при изотермическом сжатии (постоянной температуре) произведение объёма на давление остаётся неизменным: pV = p 0 V 0, где p, V – соответственно давление и объём газа при данном состоянии; p 0, V 0 – соответственно давление и объём газа при начальном состоянии (до сжатия).

Закон Гей-Люссака При постоянном давлении изменение объёма данной массы газа прямо пропорционально изменению его температуры: ΔV= V V 0 (t-t 0 ), где V – температурный коэффициент расширения газа; V 0, t 0 – соответственно объём и температура газа при начальном состоянии (до нагрева). Объём газа V t при изменении температуры от t 0 до t можно определить по формуле V t = [1+ V (t-t 0 )] V 0.

Закон Шарля отражает зависимость давления данной массы газа от температуры: p= P p 0 (t-t 0 ), где p – изменение давления газа в замкнутом объёме (V=const), вызванное изменением температуры на t-t 0 ; P – термический коэффициент давления. Давление газа при изменении его температуры можно определить по формуле p t = p 0 [1+ P (t-t 0 )]. Для всех газов приближённо выполняется равенство V = P = 1/273.

Закон Клапейрона Состояние идеальных газов описывается законом Клапейрона, обобщающим законы Бойля-Мариотта, Гей- Люссака и Шарля: pV/T = p 0 V 0 /T 0 = R, где T, T 0 – соответственно текущая и начальная абсолютная температура газа; R – газовая постоянная для данной массы газа.

Коэффициент сверхсжимаемости газа При сравнительно невысоких давлениях реальные природные газы подчиняются основным законам. Однако при высоких давлениях происходят заметные отклонения от этих законов, которые в практических расчётах следует учитывать. Поэтому для реальных газов в формулу Клапейрона вводится поправочный коэффициент z, называемый коэффициентом сверхсжимаемости газа. Тогда формула имеет вид pV = zR T