Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Физическо химические свойства нефти


Основные физические свойства нефти и нефтепродуктов

    В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных областях народного хозяйства лежат физико-химические процессы. Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств газа, нефти, нефтяных фракций, составляющих их углеводородов и других органических соединений нефтяного сырья. Одни из констант, характеризующих эти свойства, входят в формулы для расчетов нефтезаводской аппаратуры, другие используются для контроля производства, третьи прямо или косвенно отражают эксплуатационные свойства нефтепродуктов, являясь, таким образом, условными показателями их качества. Ниже рассмотрены основные показатели физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов. [c.34]     ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.43]

    В состав нефти, ее средней гипотетической молекулы , входят следующие элементы С, Н, 5, М, О и металлы. При этом основными структурными элементами являются С и И, так как нефть состоит преимущественно из углеводородов. Содержание углерода в нефтях изменяется в пределах 83—87%, водорода— 12—14%. Углерод и водород определяют физические свойства и химический состав нефти и нефтепродукта. Горючие ископаемые — газ, нефть и уголь — отличаются друг от друга соотношением в их составе углерода и водорода. Из них наиболее обеднен водородом уголь, и поэтому уголь является твердым веществом. Агрегатное состояние различных углеводородных продуктов зависит от атомного соотношения водорода и углерода, которое приведено ниже  [c.74]

    Основное различие между нефтью, добытой в различных географических районах, обусловлено не химическим составом, а содержанием отдельных компонентов последнее и влияет на химические и физические свойства сырой нефти. Некоторые нефтепродукты почти бесцветны, в то время как другие имеют черную, янтарную, коричневую и зеленую окраску. Некоторые нефтепродукты имеют приятный запах, похожий на запах эфира, скипидара и камфоры. Некоторые нефтепродукты имеют очень неприятный запах, обычно вызываемый присутствием серосодержащих компонентов. Биологические и химические свойства различных углеводородов существенно различаются, поэтому, при оценке влияния компонентов нефти на окружающую среду необходимо знать состав определенного нефтепродукта. [c.347]

    Назовите основные показатели физических свойств нефтей и нефтепродуктов. [c.113]

    Переработка нефти осуществляется физическиг1и и химическими методами. Физические методы переработки нефти и нефтепродуктов основаны на различии физических свойств составляющих их компонентов. Для разделения нефти на отдельные фракци[1 применяется пр мая иерегопка ее ири атмосферном и пониженном давлении па атмосферно-вакуумных установках (АВУ). Основными аппаратами АВУ являются ректификационные ко. ои-иы и трубчатые иеми. [c.229]

    Перегонка нефти как физический метод разделения, позволяет получать относительно малые количества светлых нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельные топлива), которые, в основном, не удовлетворяют современным требованиям по качеству к моторным топливам. Поэтому продукты первичной переработки нефти подвергают химическим методам переработки, в результате которых меняется углеводородный состав и потребительские свойства получаемых нефтепродуктов. [c.11]

    Все продукты, методы анализа которых рассмотрены в главе, условно разделены на 5 групп. Основными признаками отнесения продуктов к той или иной группе служили их физическое состояние, вязкость и летучесть. В первую группу (анализ топлив) включены методы анализа природных газов, бензинов, авиационных газотурбинных топлив и автотракторных дизельных топлив, а также товарных и промежуточных продуктов соответствующих фракций нефтей и других органических продуктов. Сырые нефти, вакуумные газойли, тяжелые моторные и котельные топлива, присадки к маслам, мазуты и битумы по своим физико-химическим свойствам и методам анализа ближе к смазочным маслам, поэтому их анализ рассмотрен в следующем параграфе. В третью группу продуктов входят консистентные смазки и отложения. Под термином отложения подразумевается группа веществ, выделяющихся по разным причинам из нефти и нефтепродуктов в процессе их добычи, переработки, хранения и применения. В четвертую группу объединены высокомолекулярные полимеры, которые при комнатной температуре представляют собой твердое вещество. Для анализа низкомолекулярных, жидких полимеров следует пользоваться методами анализа масел. Наконец, в пятой группе рассматриваются методы анализа нефтяных коксов и углей. [c.161]

    Лекция 3. Основные физические свойства нефтей и нефтепродуктов С плотность, молексулярная масса, вязкость, давление насыщеннык паров, температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, застывания, каплепадения и размягчения, тепловые свойства).  [c.352]

    Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь органических соединений переменного состава и разнообразных физических свойств. Удельный вес нефт колеблется от 0,7 до 1,0. Начало кипения легкой нефти лежит в пределах. 50—100°, тяжелая нефть начинает кипеть при температуре выше 100°. Нефть в основном состоит из парафина и нафте-нов — углеводородов предельного ряда, чем объясняется чрезвычайно малая химическая активность нефти и нефтепродуктов. Кроме углеводородов, в состав нефти входят смолы, асфальтены, сера. Содержание серы в нефти колеблется от 0,3 до 5%. Богаты серой нефти Второго Баку. Высокое содержание серы придает нефти и полученным из нее нефтепродуктам резкий неприятный запах. [c.14]

    Битумы. Битумами называют обширную группу твердых или жидких материалов, которые состоят в основном из углеводородов и их производных, содержащих кислород, азот или серу. Битумы применяются большей частью в качестве органических вяжущих веществ или гидроизолирующих материалов. Первоначально битумами называли природные продукты, образующиеся из нефти (асфальты и др.). Позднее к ним стали относить обширный круг промышленных продуктов, в частности, остатки от перегонки некоторых нефтей и нефге-продуктов, каменноугольной смолы, сланцевой смолы, а также остатки от других процессов их переработки (крекинга нефти и т. д.). В настоящее же время, в связи с сильным ростом потребности в битумах, поставлено его промышленное производство из соответствующих нефтепродуктов. Различие химического состава исходных нефтей (или смол), а также температурного режима основного технологического процесса приводит к соответствующей разнице химического состава и соответственно физических и химических свойств получающихся битумов. [c.207]

    В процессах нефтегазопереработки приходится иметь дело с различными углеводородными смесями сложными (нефть и широкие по температурам кипения фракции), многокомпонентными (разделение углеводородных газов, узких бензиновых фракций и др.) и достаточно простыми смесями вплоть до бинарных (разделение ксилолов, газофракционирование и др.). Во всех этих случаях приходится обычно оперировать усредненными величинами физических свойств углеводородных смесей, которые определяют либо на основании соответствующих свойств и составов составляющих их углеводородов, или используют интегральные характеристики, отражающие общие тенденции в изменении тех или иных характеристик системы. Поскольку эти положения рассматриваются в основном при изучении технологии нефти и газа, здесь даны лишь самые общие представления об определении некоторых интегральных свойств нефтепродуктов, которые могут быть необходимы и при гидравлических расчетах. [c.24]

    В определении той или иной физической характеристики количество затрачиваемого тепла относится к единице количества вещества, обычно весовой (ккал/кг), но иногда и объемной (ккал/м ), в физико-химических расчетах предпочтительно пользуются размерностью ккал/кг-моль или кал/г-моль. Основное применение эеплО Вых свойств нефтей — в теплотехнических расчетах при проектировании аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов, а также в тепловых расчетах двигателей, применяющих нефтепродукты, как топливо. [c.84]

    Применяя для разделения тяжелых остатков нефти на основные компоненты такие методы, как осаждение жидким пропаном асфальтенов и смол, обработка избирательно действуюп1,ими растворителями (фенол и крезол), хроматография, молекулярная перегонка и некоторые другие методы, они выделили ряд фракций смол и высокомолекулярных углеводородов, заметно различающихся между обой по элементарному составу и свойствам. Общая схема выделения и разделения показана на рис. GS [75]. Более полное изучение этих фракций химическими (определение элементарного состава, каталитическое гидрирование) и физическими методами (определение вязкости, удельного и молекулярного весов, инфракрасные и ультрафиолетовые спектры поглощения и др.) и применение методов структурно-группового анализа позволили авторам сделать некоторые выводы о химической природе их и о влиянии последней на физико-механические свойства таких нефтепродуктов, как смазочные масла. Результаты опытов и основные выводы о химической природе смол, сделанные на основании этих данных, хорошо согласуются с результатами других исследователей. [c.470]

    Методы исследования нефтей и нефтепродуктов, разработанные Д. И. Менделеевым, В. В. Марковниковым, М. И. Коноваловым, Н. Д. Зелинским, С. С. Наметкиным — методы идентификации по физическим свойствам, методы нитрования, каталитической дегидрогенизации, кетонизации, галоидирования, сульфирования — в дальнейшем были применены для исследования нефтей и в других странах мира [54]. Основные положения прелсией методики анализа нефтей сохранили свою полноценность и до сего времени. [c.50]

    Детальное раздельное исследование зависимости физических и химических свойств высокомолекулярных компонентов нефти (углеводородов, смол и асфальтенов) от их элементного состава и химического строения позволит, несомненно, решить, наконец, такую важную для здравоохранения и до сих нор не решенную проблему, как установление ответственных за канцерогенную активность нефтей и нефтепродуктов структурных звеньев и атомных группировок в молекулах компонентов нефти. По литературным данным, канцерогенность нефтепродуктов связывается с по-ликонденсированными ароматическими структурами углеводородов и их производных. С этой точки зрения тяжелые нефтяные остатки, в которых все основные компоненты характеризуются именно такой структурой, представляются особенно интересным объектом для исследования. Твердо установлено, что остатки переработки нефти методами пиролиза и каталитического крекинга — остатки с наиболее богатым содержанием конденсированных ароматических углеводородов, характеризуются особенно высокой канцерогенностью. Экспериментально доказано, что канцерогенность этих нефтяных остатков резко снижается или исчезает совсем, если подвергнуть их гидрированию или окислению в присутствии небольших концентраций озона. Снижение канцерогенности в гидрированных нефтепродуктах — это дополнительный довод в пользу применения гидрогенизационных методов переработки тяжелых остатков [31—35]. [c.263]

    В химии для исследования самых разнообразных веществ, в том числе для изучения углеводородного состава нефтей, с успехом применяется так называемый препаративный метод, основанный на выделении и изучении индивидуальных соединений. Применению этого метода для изучения состава содержащихся в нефтях и нефтепродуктах сераорганических соединений препятствует крайняя ограниченность сведений об индивидуальных сернистых соединениях. Поэтому получение препаратов сераорганических соединений с целью изучения их физических и химических свойств приобретает особенно большое значение. В связи с этим в Отделе химии Башкирского филиала АН СССР (БашФАН) в течение 1956—1957 гг. продолжалась [1,2] работа по синтезу сераорганических соединений моделирующих вещества, встречающиеся в нефтях. Основное внимание было уделено синтезу а-алкилтиофанов, так как, судя по литературным данным, циклические сульфиды составляют основную массу сераорганических соединений, входящих в состав сернистых нефтей самых различных месторождений. Исследования группового состава сераорганических соединений некоторых нефтей Башкирии, выполненные в Отделе химии БашФАНа в 1952—1955 г., показали, что в нефтях башкирских месторождений циклические сульфиды содержатся тоже в значительных количествах [2, 3, 19]. [c.9]

chem21.info

1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика - Документ

1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

Нефть это сложное соединение углерода и водорода.УВ существует множество УВ которые отличаются др от др числом атомов углерода и водорода в молекуле и хар-ром их скопления. Физические свойства пластовых нефтей отличаются от св-в поверхностных нефтей и зависят от температуры, давления и растворимости в них газа. В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы. В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается. В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1метановыепарафиновые 2 нафтеновые 3 ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми. УВ от метанаСН4 до бутанаС4Н10 при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп. Нефти с преобладанием сложных УВ тяжелые нефти содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте. Одним из физических св-в нефти является ее вязкость св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.

2 Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.

Газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений добываемые вместе с нефтью называют нефтяными газами а газы газовых месторождений называются природным газом. Они состоят из: метана, пропан, пентан, бутан. Часто УВ газы в своем составе содержат сероводород, гелий, аргон, пары ртути. Больше всего содержится сероводорода, азота, углекислого газа. Если при постоянной температуре постоянно повышать давление газа, то он переходит в жидкое состояние.

Температура при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. В зависимости от преимущественного содержания в нефтяных газах легких или тяжелых УВ, газы подразделяются на сухие и жирные. Сухой газ — естественный газ, в котором не содержаться тяжелые УВ или содержаться в небольших количествах. Жирный газ — газ в котором тяжелые углеводороды содержаться в больших количествах. Жирные газы чаще содержаться в легких нефтях, а сухие газы в тяжелых нефтях. Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность. отношение массы вещества к занимаемому объёму. На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает во сколько раз плотность данного газа, заключенного в данном объёме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объёме и при тех же условиях. Вязкость газа — свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул увеличиваются. При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается. При повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры. Растворимость газов в нефти: с увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Давление при котором из нефти начинает выделяться газ называется давлением насыщения пластовой нефти. давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношений их объёмов и температуры. Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давления или близко к нему. Количество газа в 1м3 приходящееся на 1 т добычи нефти, называется газовым фактором.

3 Физико-химические свойства пластовых вод.

В поровом пространстве нефтяных залежей вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остаётся неподвижной. Такую воду называют связанной с породой, остаточной. Эта вода может заполнить до 20% объёма пор и более. Остальная вода может выносится к забою скважин и подниматься на поверхность вместе с Н и Г. На практике такую воду называют пластовой. Пластовые воды по степени полезности делятся на солёные, слабосолёные и пресные. Из газообразных в-тв в пластовые воды входят УВ газы и иногда значительные кол-ва сероводорода. Минеральные в-ва Na, K, Mg, Fe, I, Br….определяют их общую минерализацию. Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды делятся на виды: 1. контурные — воды в пониженных участках нефтяных пластов. 2. верхние контурные — в случае, если нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами. 3. подошвенные — воды, в нижней части приконтурной зоны пласта. 4. промежуточные — воды залегающие в пропластке нефтяных или газовых пластов. 5. верхние — воды, залегающие выше данного пласта. 6. нижние — воды, залегающие ниже данного пласта. 7. смешанные — воды, залегающие выше данного пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов. К особым видам можно отнести тектонические воды: 1. тектонические — могут поступать по тектоническим трещинам из пластов более высоких напоров. 2. Шельфовые — подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна мирового октана. 3. технические — вода попадает в нефтегазовые пласты при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин. Основные физические показатели пластовых вод: плотность, солёность, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде. Толщина тонких слоёв связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина стенок увеличивается, с увеличением минерализации толщина уменьшается. Если в пласте содержится большое кол-во связанной воды, то в пласта уменьшается фазовая проницаемость для нефти и скважин, работают со сниженными дебитами. При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться остатки минеральных солей, который частично или полностью закупорят порово-трещинновое пространство пласта. Также с учётом пластовой воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины.

4 Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.

Горные породы способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Нефть и газ содержаться в таких коллекторах, как пески, песчаники, алевроиты, и в карбонатных коллекторах-известняки, мел. Породы-коллектора должны обладать емкостью — системой пор пустот, трещин. Но не все породы обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа. Проницаемость горных пород зависит от поперечных размеров пустот в породе. Разделяют коллекторы на 3 типа: 1гранулярные, или паровыетолько обломочные горные породы 2трещинные 3 каверновые карбонатные породы. Емкость порового коллектора называется пористостью. для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает какую част от всего объёма горной породы занимают поры. Пористость бывает общая

объем всех пор в породе. Коэф общ пористости представляется отношением объёма всех пор к объёму образца породы, открытая характеризуется коэф открытой пористости: отношение суммарного объёма открытых пор к объёму образца породы, эффективная определ наличием пор в породе из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэф эффективн пористости равен отношению объёма пор через которые возможно движ-е нефти, газа и воды при опред температуре и давлении к объёму образца породы. Способность пород пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте. Величины пористости и проницаемости значительно влияют на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки с целью увеличения пористости и проницаемости проводят разл геолого технич мероприятия.гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом. Удельная поверхность горной породы — величина суммарной поверхности частиц приходящихся на единицу объёма образца. От величины удельной поверхн зависит ее проницаемость.

5 Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный, комбинированный.

Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии. Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения. и искусственных факторов. Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный естественный и искусственный, упругий, газонапорный режим газовой шапки а так же режим растворенного газа и гравитационный режим истощения пластовой энергии.от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. Жестководонапорный режим: 1 движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2среднее пластовое давление давлениянасыщения. 3свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. 4устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости. Упруговодонапорый режим: 1движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней. 2в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и соответственно дебитов нефти по скважинам. 3контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. Газонапорный режим: 1основная движущая сила — энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа, закачивают газ.Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое. Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом.

6 Давление и температура в недрах земной коры. Понятие о геотермической ступени. Давление и температура в нефтяных и газовых скважинах.

Нефть, газ и вода в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От пластового давления зависит запас пластовой энергии и свойства нефти и газа в пластовых условиях. Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта вышележащих горных пород горное давление, тектонических сил, температуры, химических процессов в данной конкретной залежи. Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления в результате перемещения пласта. Влияние температуры сводится к разрушению сложных углеводородов и образованию большого числа простейших молекул, что приводит к увеличению объема жидкости нефть, вода и газа и, соответственно, к росту пластового давления в изолированном пласте. Давление бывает:1Статическое давление на забое скважины — это давление в скважине, устанавливающееся после длительной ее остановки. 2Динамическое давление на забое скважины — это давление, установившееся на забое в процессе отбора жидкости или газа, а также во время закачки в скважину объекта воздействия вода, полимеры, теплоносители и так далее. Динамическое давление на забое часто называют забойным давлением. 3Среднее пластовое давление дает представление о состоянии пласта, его возможностях по отборам нефти и газа, а также указывает на эффективность проведения тех или иных ГТМ. Среднее пластовое давление определяют по замерам статических давлений в отдельных скважинах. 4среднее пластовое давление определ по группе разведочных скважин — начальное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление изменяется в результате увеличения или ограничения объема закачки агента воздействия, увеличения или ограничения отбора нефти и газа и так далее. Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой залегают многолетние мерзлые породы. Толщина таких пород достигает 500-700 м. Температура ниже слоя с постоянной положительной температурой возрастает с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повышение температуры на 1°, называется геотермической ступенью. В среднем она равна 33 метрам. Геотермический градиент — это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры. Геотермический градиент принято считать равным 3°. Знать температуру по залежи важно при бурении скважин, при составлении технологических схем разработки месторождений и в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий ГТМ.

7 Понятие о выделении эксплуатационных объектов. Базисные возвратные объекты.

выбор основных базисных и возвратных горизонтов является одним из мероприятий разработки месторождения. Базисный горизонт — это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами. К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного базисного горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт. После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты отсекают основной горизонт, проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа. В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.

8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения — это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.

Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших показателей.

Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как: 1Выбор основных базисных и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку. Базисный горизонт — это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки базисного горизонта, они залегают выше основного, поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт. После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты отсекают основной горизонт, проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины наосновном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно, но тогда на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин и потребуются дополнительные капитальные вложения. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономических исследований с рассмотрением нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный. 2выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади. Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. 2 Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.. Коэф нефтеизвлечения — конечной целью всей разработки является наивысший коэффициент нефтеизвлечения. отношение извлекаемого количества Н из залежи к геологическим запасам

9 Система разработки месторождений с воздействием на пласт. Основные методы воздействия на пласт.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах. С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения, нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления ППД закачкой в пласт воды. Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие: I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:1.Законтурное заводнение; 2.Приконтурное заводнение; 3.Внутриконтурное заводнениеразрезание залежи рядами нагнетательных скважин; блочное заводнение; очаговое заводнение; избирательное заводнение; площадное заводнение 4.Циклическое заводнение. II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт: 1.закачка сухого газа; 2. закачка воздуха; 3.попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами: 1.полимерное воздействие; 2.термополимсриое воздействие; 3.биополимерное воздействие. IV. Закачка в пласт оторочек оксидатапродукт окисления жидких легких УВ кислородом V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ ПАВ, растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия на пласт: 1.паротспловое воздействие ПТВ; 2.воздействие горячей водой ВГВ; 3.импульсно-дозированное тепловое воздействие ИДТВ; 4.импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой [ИДТВП]; 5.термоциклимсское воздействие на пласт ТЦВП; 6.тепловая обработка призабойной зоны пласта. VII. Внутрипластовое горение.

10 Сущность добычи нефти скважинными с боковой зарезкой ствола. Достоинства и недостатки.

На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше отверстий перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и прекращению всякого поступления пластовых вод в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно направленный ствол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20-50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволят повысить нефтеотдачу залежи на 10-20 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12-15 раз.

11 Основные принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа.

Проект разработки это основной документ разработки нефтяных или газов месторождений. Технологическая схема составляется специализированными научными организациями. До составления проекта на основе данных геологоразведочных работ утверждаются геологические и извлекаемые запасы. После этого проводиться пробная эксплуатация разведочных скважин по спец плану. На основе пробной эксплуатации определяется дебит, приемистость,

уточняется пластовое и забойное давление, положение контура нефтеносности. В то же время осуществляется изучение керна, толщины пласта, проводиться полный анализ нефти и газа. После проведения пробной эксплуатации и анализа полученных данных в результате пробной эксплуатации составляется технологическая схема разработки или проект разработки. В них излагаются: 1.геологическое строение залежи, запасы нефти и газа. 2.основные данные пробной эксплуатации разведочных скважин 3.обоснование основных исходных данных дебиты, газовый фактор, и приемистость нагнетательных скважин 4.выбор нескольких вариантов систем разработки с применением заводнения, пара, перегретой воды 5. Выбирается и обосновывается сетка скважин. 6.определяются способы бурения, метод освоения скважин, порядок разбуривания. от центра, к центру, равными по площади участками 7.выбор методов воздействия на залежь с целью повышения конечного нефтеизвлечения. 8.обоснование способов добычи нефти фонтанный. Глубинно насосный… 9.контроль и исследование в процессе разработки. 10. Раздел охраны окружающей среды 11. Социальные вопросы жилье. Дороги, электроснабжение 12.экономич раздел, где рассматриваются все затраты, прибыли и сроки окупаемости

12 Добыча нефти горизонтальными скважинами. Достоинства и недостатки в сравнении с добычей вертикальными скважинами.

Одним из перспективных методов добычи нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин ГС и боковых горизонтальных стволов БГС. Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки и целики. Данные исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют: 1.Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации 2.Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтраций.3. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки. 4.В бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным, дебит нефти и газа. 6.Снижать объемы бурения скважин. 7.Снижать объемы капитальных вложений. Так же применяется наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение — это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке. Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, много-ствольные. Такие скважины чаще всего применяются: 1.при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек; 2.при бурении скважин, расположенных на участках с сильно пересеченным рельефом горы, овраги; 3.при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения; 4.при бурении нефтяных залежей, расположенных под породами которые трудно бурить. соляные залежи. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства, которые предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия.

gigabaza.ru

Физическое химическое свойство - нефть

Физическое химическое свойство - нефть

Cтраница 1

Физические и химические свойства нефти определяются соотношением входящих в нее соединений.  [1]

Физические и химические свойства нефти существенно зависят от месторождения, и разные ее сорта отличаются по содержанию парафина, смол и серы. Вязкость нефти зависит от ее химического и фракционного состава, особенно от смолистости, и также изменяется в широких пределах.  [2]

По физическим и химическим свойствам нефти различных месторождений, а иногда различных скважин одного месторождения значительно отличаются друг от друга. Поэтому классификация нефти по свойствам имеет существенное значение при определении оптимального варианта технологии ее переработки. В Советском Союзе с 1967 г. действует технологическая классификация. I класс - нефти малосернистые, содержат не более 0 5 % серы; II класс - нефти сернистые, содержат 0 51 - 2 % серы и III класс - нефти высокосернистые, содержат более 2 % серы. По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 С, нефти делятся на три типа: Ti, T2, Тз; по содержанию масел - на четыре группы: MI, M2, Мз, М4; в зависимости от индекса вязкости ( индекс вязкости - показатель, характеризующий вязкость масел в зависимости от их температуры) - на две подгруппы: И и Иа.  [3]

Особенности нефтяной промышленности обусловлены прежде всего физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их взрывчатостью при определенных условиях и токсичностью.  [4]

В частности, наибольшим изменениям подверглись главы о физических и химических свойствах нефти, где нашла свое отражение проведенная у нас за последние годы стандартизация методов исследования. Глава, посвященная характеристике важнейших нефтей, расширена за счет охвата нефтей новых промышленных районов СССР, а также нефтей Венесуэлы и некоторых других заграничных месторождений.  [5]

В следующих главах, по соображениям педагогического характера, я знакомлю читателя с физическими и химическими свойствами нефти и привожу примеры, как они, эти свойства, используются при переработке нефти, указывая, что изучение этих свойств составляет научную основу переработки нефти, а эта последняя, в свою очередь, должна вести к еще более глубокому познанию свойств нефти.  [6]

Для познания сущности геохимических процессов, происходящих в природе при возникновении и разрушении скоплений нефти и газа, рассмотрим кратко основные физические и химические свойства нефти.  [8]

Так как с теоретической точки зрения возможно существование громадного количества индивидуальных углеводородов, обладающих молекулярным весом, достигающим 10005в, то неудивительно, что физические и химические свойства нефтей различных месторождений так значительно отличаются друг от друга.  [10]

В результате изучения разрезов скважин должно быть дано заключение о наличии нефтяных и газовых залежей, глубине их залегания и этаже нефтеносности, о коллекторских и физических свойствах пород, физических и химических свойствах нефти, газа и воды, о контактах нефти, газа и воды.  [11]

Должен знать: технологическую схему расположения трубопроводов и сооружений на трассе; способы определения и устранения неисправностей в работе трубопроводов, оборудования и аппаратуры; устройство запорных арматур, контрольно-измерительных устройств, контрольных пунктов телемеханики и объектов электрохимзащиты; электрические и кинематические схемы управления запорной арматурой; физические и химические свойства нефти, нефтепродуктов и углеводородных газов; систему связи в регионе, по которому проходит трубопровод; схему аварийного оповещения; слесарное дело в объеме выполняемых работ; технические данные воздушных судов, на которых выполняются полеты.  [12]

Должен знать: технологическую схему расположения трубопроводов и сооружений на трассе; способы определения и устранения неисправностей в работе трубопроводов, оборудования и аппаратуры; устройство запорных арматур, контрольно-измерительных устройств, контрольных пунктов телемеханики и объектов электрохимзащиты; электрические и кинематические схемы управления запорной арматурой; физические и химические свойства нефти, нефтепродуктов и углеводородных газов; систему связи в регионе, по которому проходит трубопровод; схему аварийного оповещения; слесарное дело в объеме выполняемых работ; технические данные воздушных судов, на которых выполняются полеты.  [13]

Кроме того, в нефтях Содержатся в относительно небольших количествах кислородные, сернистые и азотистые соединения. Физические и химические свойства нефтей определяются соотношением входящих в них соединений.  [14]

Основными составляющими нефтей являются углеводороды парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Физические и химические свойства нефтей отдельных месторождений находятся в зависимости от соотношений и характера названных составляющих.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru