Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах. Гидраты в нефти


Общая характеристика гидратов - Борьба с отложениями в нефтепромысловом оборудовании - Осложнения в добыче и транспортировке нефти - Каталог статей

Общая характеристика гидратов

Нефтяные газы способны при определенных термодинамических условиях вступать во взаимодействие с водой и образовывать твердые соединения, получившие название газовых гидратов.

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводороды и некоторые другие газы, контактирующие с водой в определенных термобарических условиях, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лёд. Скапливаясь в газопроводах и в другом оборудовании, они могут вызывать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы.

В реальных условиях добычи, сбора и подготовки газа на промыслах имеют дело не с отдельными компонентами, а со смесями углеводородных газов, включающих в свой состав различные газы-наполнители (СО2; Н2; N2; Н2S). Эти смеси образуют смешанные гидраты, состав которых изменяется в зависимости от давления.

В зависимости от условий образования внешне гидраты являются прозрачными кристаллами разнообразной формы:

  • в турбулентном потоке — это масса спрессованного снега,
  • в ламинарном — кристаллы, имеющие формы тетрадекаэдра, додекаэдра и гексадекадекаэдра.

Гидраты обладают высокой сорбционной способностью и поэтому покрываются пленкой из жидких, а иногда и твёрдых углеводородов. К последним относятся смолы, асфальтены, парафины, механические примеси. Эти соединения значительно упрочняют гидраты, делают их более стойкими к разрушению. Кроме того, они увеличивают их адгезионные свойства, т.е. способность к прилипанию к элементам оборудования и друг к другу.

Состав газа определяет условия образования гидратов. Из входящих в состав нефтяных газов и нефтей компонентов гидраты образуют азот, сероводород, углекислый газ, метан, этан, водород, пропан и изобутан.

Насыщение газа парами воды — одно из условий гидратообразования. Этот процесс происходит при взаимодействии на газовую смесь давления, температуры, минерализации воды. Поскольку в пластовых и скважинных условиях все указанные факторы меняются, значение влагосодержания газа также может изменяться.

Для промысловой практики весьма важно знать интервал образования гидратов в скважине или трубопроводе для эффективной борьбы с ними. Поэтому оценка значения влагосодержания газа по стволу скважины является одной из задач прогнозирования места гидратообразования.

Зная давление и температуру по стволу скважины, влагоемкость газа, содержание соли в растворе, плотность газа по воздуху и его молекулярную массу, можно получить интервал гидратообразования.

Растворимость воды в жидких углеводородах зависит от давления, температура, молекулярного состава и при определенных условиях приводит к гидратообразованию при перекачке и переработке.

Газы хорошо растворяются в воде даже при низких давлениях. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа, а азот и гелий — снижают.

В процессе добычи и транспортировки состояние газожидкостной смеси постоянно меняется:

  • при пластовом давлении выше давления насыщения газ растворен в жидкости;
  • при поддержании пластового давления снижается температура пласта;
  • обводнение ведет к увеличению влагосодержания газа;
  • в стволе скважины от забоя до устья снижаются давление и температура, газоотделение увеличивается; влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и магистральных газопроводах постоянно и определяется заданным режимом каждого узла.

Образование гидратов в процессе движения смеси, возможно, во всех элементах системы.

www.neftepro.ru

Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах

Парафины, отлагающиеся на стенках трубопроводов, пред­ставляют собой смесь твердых парафиновых углеводородов со­става С17Н36-С36Н74 и гибридных углеводородов (церезинов алкано-нафтенового строения состава С36Н74-С71Н144). Техниче­ский парафин представляет из себя смесь парафинов (10-75 %), смол (10-30 %), асфальтенов (2-5 %), связанной нефти (до 60 %). 

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях; их содержание может колебаться от следов до 20-28 % и иногда их влияние на технологию и тех­нику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим. Они хорошо растворяются в нефти только при повышенной (40 °С и более) температуре. Так как пластовая температура нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40 °С, то парафины в пластовых условиях образуют в нефти гомогенный раствор. 

При извлечении нефти, то есть при снижении давления, тем­пературы и ее разгазировании, растворяющая способность нефти по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пре­сыщению нефти парафином и переходу его части в кристаллическое состояние. Но этот переход может осуществиться только на какой-то поверхности. Центрами кристаллизации служат выступы, шероховатости поверхности труб и механические взвеси в потоке нефти.

В результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент. Существование радиального температурного градиента приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет этого происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы под действием молекулярной диффузии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твердых отложений происходит их кристаллизация и выделение из раствора. Если температура в пристенном слое ниже уровня, при котором парафин начинает выпадать из нефти, то и в потоке нефти будут содержаться кристаллы парафина, а жидкая фаза будет находиться в состоянии термодинамического равновесия с твердой фазой.

Под действием градиента концентрации взвешенных частиц броуновское движение приводит к поперечному переносу веще­ства. При давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давле­ния. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллиза­ции, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока.

С уменьшением температуры масса кристаллов парафина, взвешенных в нефти, увеличивается, а количество растворенно­го парафина уменьшается. Кристаллы парафина и их скопле­ния, возникшие непосредственно на внутренней поверхности труб, и образуют парафиновые отложения, а образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. 

Необходимыми условиями образования отложений парафинов являются: 

  • присутствие в нефти достаточного количества высокомоле­кулярных углеводородов парафинового ряда; 
  • снижение температуры потока нефти до значений, при ко­торых возможно выделение из нефти твердой парафиновой фа­зы. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы; 
  • достаточно прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода, исключающее возможность смыва отложений потоком нефти. 

Кроме того, на отложение парафина влияет еще ряд факто­ров: 

  1. Перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отла­гающегося парафина пропорционально возрастает.
  2. Давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объёма выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока.
  3. Скорость течения потока: интенсивность накопления отложений парафина сначала растет с увеличением скорости потока вслетствие увеличения массопереноса, а затем - снижается. Такой характер зависимости обусловлен факторами, определябщими динамическое равновесие между механическими свойствами отложившегося парафина и гидродинамическими харак­теристиками потока нефти. При высоких скоростях течения по­ток смывает отложившийся парафин со стенок труб, что объяс­няется превышением сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. 
  4. Свойства поверхности: на начальной стадии интенсивность отложений парафина зависит от свойств поверхности трубопро­вода, так как шероховатость при интенсивном турбулентном пе­ремешивании интенсифицирует перемешивание, а следователь­но, выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина скорость отложения уже не зависит от чистоты обра­ботки поверхности. От характеристик ;.поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. С увеличением чистоты обработки поверхности сцепление осла­бевает, и смыв парафиновых отложений будет происходить при меньших скоростях потока нефти. 
  5. Обводненность продукции: с увеличением доли воды в по­токе интенсивность отложения парафина уменьшается по двум причинам: а) из-за увеличения суммарной теплоемкости (тепло­емкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура пото­ка повышается, что приводит к снижению отложений парафина; б) из-за изменения характера смачиваемой поверхности.
  6. Асфальтосмолистые вещества: образование плотных, трудноудаляемых с поверхности парафинистых отложений происходит в нефти только при наличии в нефти асфальтосмолистых веществ. В их присутствии поверхность имеет развитую шероховатость. При отсутствии - поверхность становится идеально гладкой, а поверхность представляет собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Иными словами, парафин - основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами. Установлено, что чем больше смол находится в нефти, тем более плотные отложения образуются на поверхности.
  7. Компонентный состав нефти: от него зависит растворяю­щая способность нефти относительно парафина - чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 35 °С), тем больше выпадет парафина, чем тяжелее нефть, тем она хуже растворяет парафин, тем интенсивнее будет выпадать из нее парафин.
  8. Плотность нефти: чем тяжелее нефть, тем хуже она рас­творяет парафин, то есть тем интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины. 
  9. Влияние времени: с течением времени количество отло­жившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность наблюдается в начале процесса, а затем скорость роста отложе­ний парафина снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения отложившегося слоя парафина. 

Из-за выпадения парафина:

  • увеличиваются гидравлические сопротивления, снижается пропускная способность трубопровода вплоть до полного пере­крытия сечения трубопровода; 
  • меняются реологические свойства нефти вплоть до потери текучести; 
  • микрокристаллы парафина, кристаллизируясь на границе раздела «нефть-вода», стабилизируют эмульсию, в результате чего для ее разрушения необходимы повышенная температура и деэмульгаторы. 

В газопроводных сетях при наличии в транспортируемом газе влаги и при определенных условиях возможно образование газо-гидратных отложений, также отрицательно влияющих на про­пускную способность газопроводов. 

Добыча природного газа на крупнейших газовых месторож­дениях, расположенных в районах Западной Сибири, зачастую осложнена образованием газовых гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах, системах сбора и подготовки создают условия для отложения гидратов на стенках труб и оборудования. Перекрытие проход­ных сечений подземного и наземного оборудования приводит к срыву работы оборудования и авариям. 

Гидраты являются типичными представителями соединении клатратного типа, в которых межмолекулярные полости, имею­щиеся в структуре воды, заполнены молекулами газов, которые в обычных условиях не обладают большой химической активно­стью (инертные и природный газы, углекислый газ, азот, серо­водород и др.). 

Растворение газов в воде представляет собой экзотермический процесс (происходит с выделением тепла). При этом газ выступает в роли гидратообразующего элемента (гидратообразователя).

Гидраты, где молекулы воды, соединенные между собой водородными связями, образуют кристаллическую решетку, в больших и малых полостях которой располагаются молекулы гза - гидратообразователи, связанные с молекулами воды Вандер-Ваальсовыми силами, называются кристаллогидратами. Кристаллогидраты своим внешним видом похожи на снег или лед и относятся к классу твердых растворов.

В газонефтепромысловой практике под гидратами обычно понимается гидрат, находящийся в кристаллическом состоянии. 

Общая химическая формула газовых гидратов имеет вид: Мnh3O, где М означает включенную молекулу газа, n - пере­менное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры.

Газовые гидраты образуют две кубические кристаллические структуры, и, соответственно, различают две группы газовых гидратов: со структурой 1 и со структурой 2. Идеальный состав гидратов природного газа, то есть смеси углеводородов, струк­туры 1 - M13M223h3O и структуры 2 - M12M217h3O, где М1 - газ, заполняющий большие полости, М2 - газ, заполняю­щий малые полости. Длина ребра элементарной ячейки гидрата типа 1-1,20 нм, типа 2 - 1,47 нм. Количество молекул воды в ячейке типа 1 - 46, типа 2 - 136. Легкие углеводородные газы, такие как метан (СН4) и этан (С2Н6), образуют гидраты струк­туры 1, пропан (С3Н8) и изобутан (i-С4Н10) - структуры 2. Нормальный бутан и более тяжелые углеводороды гидратов во­обще не образуют. С понижением температуры кипения, а также с увеличением размеров молекул гидратообразователя устойчи­вость гидратов увеличивается. Наиболее устойчивым является гидрат изобутана. 

Условия образования гидратов природных и попутных нефтяных газов характеризуются давлением, температурой, а также компонентным составом воды и газа. 

Для простых гидратов, образованных из индивидуального га­за и воды, эти условия наглядно представляются равновесными кривыми в координатах: давление (р) - температура (t).

На рисунке ниже приведены равновесные кривые природных газов различной плотности по воздуху в зависимости от температуры и давления.

Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от давления и температуры 

Задание одного параметра, например температуры, однозначно определяет другой параметр - давление. Область существования гидратов - слева от соответствующих кривых. Видно, что чем выше плотность газа, тем выше температура гидратообразования. Эта закономерность справедлива лишь тогда, когда с ро­стом плотности газа в гидратообразовании участвуют все его компоненты. Если же плотность газа повысится за счет негидратообразующего компонента, то температура его гидратообразования понизится. 

Процесс образования гидратов газов начинается с появлением центров кристаллизации на поверхности контакта «газ - вода», которая может быть границей раздела воды и газовой фазы в скважине, трубопроводе, поверхностью пузырька, проходящего через водную среду, или капли жидкости в газе, влажной глины частицы. 

Скорость роста кристаллов гидрата, например метана, в га­зовой среде значительно выше, чем в воде, и определяется скоростью диффузии молекулы воды через гидратную пленку и скоростью диффузии воды в газовой среде. Молекулы воды, размер которых меньше, чем размер молекул метана, диффундируют значительно быстрее через гидратную пленку. Скорость роста кристаллов гидрата сильно зависит также и от скорости образования свободной поверхности контакта «газ—вода», то есть от степени турбулизации газоводяного потока.

Условия образования гидратов из нефтегазовых смесей и во­ды характеризуются изменением состава газа при изменении термобарических условий в стволе скважины по мере продвиже­ния смеси к устью. Поэтому, чтобы рассчитать условия гидратообразования из нефти газа и воды, необходимо сначала для каждых значений давления и температуры определить из усло­вий равновесия «нефть - газ» компонентный состав газа. Ис­ходными параметрами при этом являются компонентный состав углеводородной смеси жидкости и газа, давление и температура. Фазовое же равновесие нефти и газа рассчитывается по уравне­ниям концентраций с использованием констант фазового равно­весия. После этого методом последовательных приближений для каждого фиксированного значения температуры при неизменном начальном составе системы определяются условия гидратообразования.  

Из-за довольно длительного процесса гидратообразования (недели и месяцы) на стенках труб магистральных газопроводов газовые гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования переохлажденной во­ды. Необычайно быстрое образование гидратных пробок (за считанные часы) возможно при остановке куста газовых сква­жин по тем или иным технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на разные эксплуата­ционные объекты (и, следовательно, при некотором различии текущих пластовых давлений в этих объектах). 

Основным способом борьбы с гидратообразованием является применение ингибиторов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования в термодинамическом смысле заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, в изменении равновесных условий образования гидратов. Одна­ко существуют такие вещества (например, серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны, снижают активность воды в водном растворе, а с другой, сами участвуют в об­разовании смешанного газового гидрата.  

Существуют также безингибиторные методы борьбы с гидратообразованием, которые на сегодняшний день имеют два основ­ных направления развития:

Такое серьезное осложнение, как образование гидратных от­ложений и пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах, встречается также и в газораспределитель­ных сетях. Образование сплошной пробки должно рассматри­ваться как серьезная аварийная ситуация, в большинстве случа­ев связанная с определенными нарушениями технологического регламента ведения процесса или с просчетами в проектирова­нии и строительстве.  

Методы и способы индикации (или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования (и/или отложения) гид­ратов в промысловых коммуникациях, а также эффективные способы и технические приемы обнаружения наличия и место­расположения гидратных отложений (несплошных гидратных пробок) имеют существенное значение при контроле техническо­го состояния (диагностике) газопромысловых объектов, магистральных и распределительных трубопроводов.

Контроль процессов образования и отложения газовых гид­ратов с целью повышения эффективности газотранспортной си­стемы, предупреждения аварийных ситуаций необходим в сле­дующих случаях: 

Как отложения парафинов и гидратов, так и борьба с этими отложениями увеличивают механические и температурные нагрузки на стенку трубопровода, что, в свою очередь, приводит к интенсификации механохимической коррозии, снижению ре­сурса и повышению вероятности повреждения трубопровода. С целью своевременного предупреждения парафино-, гидрато­образования и борьбы с этими негативными явлениями необхо­димо иметь своевременную и точную информацию об отложени­ях и закупорках, возникающих из-за их влияния на трубопро­водную систему.

Таким образом, вопросы определения величины отложения парафина, гидратов на стенках, определения места закупорок полного или неполного сечения трубопровода являются весьма актуальными проблемами и требуют безотлагательного, своевре­менного и качественного решения. 

ros-pipe.ru

Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей

Газы газонефтяных и нефтегазовых залежей. Газонефтяные и нефтегазовые залежи являются двухфазными. Свободный газ в них залегает совместно с нефтью. При этом в нефтегазовых залежах газ занимает основой объём ловушки и располагается над нефтяной частью залежи, называемой нефтяной оторочкой. В газонефтяных залежах газ занимает меньший объём ловушки. Газовая часть такой залежи называется газовой шапкой, а добываемые газы называются попутными.

Попутные газы представляют собой смесь свободного газа газовой шапки и газа, растворенного в нефти – нефтяного газа. Их состав отличается от газов газовых залежей и зависит от состава, плотности нефти и растворимости в нефти индивидуальных газовых компонентов.

В газовых шапках метан обычно находится в меньших количествах по сравнению залежами сухих и газоконденсатных газов. Газы газовых шапок отличаются также повышенным содержанием ТУВГ и паров жидких УВ, более тяжелых, чем гексан С6Н14. Иногда их суммарное содержание превышает содержание метана. Из ТУВГ в большинстве случаев преобладает пропан С3Н8.

Нередко в составе газов газовых шапок встречаются высокие концентрации неуглеводородных газов: азота, углекислого газа или сероводорода. При этом азот и углекислый газ могут резко преобладать.

Химический состав газов, растворенных в нефти. Газы, растворённые в нефти, называются нефтяными или попутными нефтяными. Нефтяной газ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её дегазации в газосепараторах в результате изменения давления и температуры.

Качественный состав попутных нефтяных газов не отличается от природных свободных газов: метан, его гомологи, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Однако количественное отличие часто весьма существенно. Содержание метана не превышает 20–30 %, но его гомологов, включая высшие УВ, значительно больше. Нефтяные газы – жирные (среди УВ часто преобладают пропан и бутан).

Состав углеводородной части нефтяных газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти сопровождаются жирными газами, состоящими на 20–80 % из гомологов метана. Тяжелые нефти, наоборот, содержат преимущественно метан. Из неуглеводородных газов существенное значение имеют углекислый газ, сероводород и особенно азот, который может быть преобладающим компонентом.

Газовые гидраты

Все газы, за исключением водорода, гелия, неона и н-бутана, а также легколетучие органические жидкости, молекулы которых имеют размеры, не превышающие 0,69 нм, при соответствующих давлениях и температурах образуют твёрдые растворы с водой, называемые газовыми гидратами, газогидратами, или клатратами. Внешний вид газогидратов (ГГ) напоминает снег или фирн (рыхлый лед).

При образовании ГГ полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи (рис. 8) заполняются молекулами только одного определённого газа. При этом один объем воды связывает от 70 до 300 объемов газа, поэтому плотность газогидратов меняется в широком диапазоне, от 0,8 до 1,8 г/см3. Общая идеальная формула газовых гидратов М∙nН2О, где М – 1 моль конкретного газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой, давлением и минерализацией воды. Обычно газогидраты образуются при температуре ниже 30°С и повышенном давлении. Например, при 0ºС гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, а при температуре 25ºС уже при давлении 40 МПа. Таким образом, чем выше температура, тем выше необходимо давление для образования ГГ.

Рисунок - 8. Кристаллическая решетка газового гидрата (по Ю.Ф. Макагону; 1985)

Элементарные ячейки гидрата: а – структура I, образуемая лёгкими компонентами углеводородных газов; б – структура II, образуемая тяжёлыми компонентами углеводородных газов.

Кроме того, на равновесные условия образования газогидратов оказывает большое влияние минерализация воды: чем она больше, тем более низкие температуры или более высокие давления необходимы для образования гидратов. Поскольку в гидрат переходит лишь пресная вода, то при их образовании минерализация оставшейся пластовой воды растет.

Непосредственно в воде ГГ не образуются потому, что там концентрация растворенного газа не достигает необходимых значений. Образуются они в водонасыщенных осадках и на разделах горная порода-вода, так как на поверхности минеральных частиц имеется слой адсорбированных молекул газа. Образуются ГГ и из свободного газа на разделе: газ–вода. Образование газогидратов может происходить в пласте в процессе разработки газовой залежи, в стволе скважины или в газопроводе, поэтому прежде чем газ подают потребителям, его осушают.

Условиям образования ГГ в природе соответствуют зоны многолетнемерзлых пород, а также морские и озерные осадки, лежащие на достаточной глубине. Сезонные колебания температуры воды в Мировом океане захватывают только верхний слой толщиной около 100 м. Затем колебания сглаживаются и на глубинах ниже 1500–2000 м температура становится постоянной в пределах от 2 до 3ºС и только в Арктике падает до –0,7 и даже до –1,4 ºС. Поэтому образование гидратов происходит в глубоких акваториях не зависимо от широты. В настоящее время установлено, что условиям гидратообразования соответствует до 23 % площади континентов, особенно Евразии и 90 % площади Мирового океана. Ресурсы гидратного в десятки тысяч раз превышают мировые запасы природного газа. В России газогидраты могут занимать около половины территории суши, которая промерзает на глубину то 500 до 1000 м. Обнаружены они также в придонных осадках Балтийского, Черного и Каспийского морей, озера Байкал.

Ресурсы гидратного газа в акваториях, связывают как с биохимическими газами, так и с глубинными, в том числе катагенетическими газами.

ЛИТОГЕНЕЗ И ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Согласно органической теории процесс нефте- и газообразования развивается периодично, стадийно, длительно и непрерывно, имеет региональный характер и прямо связан с тектогенезом и литогенезом.

Формирование месторождений происходит в течение двух следующих этапов: нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Этап нефтегазообразования разделяется на три стадии: седиментогенеза ОВ, диагенеза ОВ и катагенеза ОВ. Углерод является главным биогенным элементом, или основой живого вещества и ОВ осадочных пород. Кроме того, углерод в больших количествах, как в окисленных (СО, СО2), так и в восстановленных (СН4 и др.) формах поступает в осадочную оболочку и биосферу из мантии Земли.

studfiles.net

Новые источники нефти и газа — 3. Газовые гидраты

1. Природа

Под газовыми гидратами, как альтернативным источником природного газа, подразумеваются клатратные соединения метана с водой[1]. Клатраты – это химические соединения, в которых молекула-гость (в нашем случае – метан), находится в клетке, сформированной кристаллической решеткой молекулы-хозяина (в нашем случае – воды). Элементарная ячейка кристаллического гидрата метана состоит из двух додекаэдров и шести тетрадекаэдров (полиэдр с четырнадцатью сторонами), образованных молекулами воды, в центре каждого из которых находится молекула метана. В результате на одну ячейку с восемью молекулами метана приходится, учитывая, что некоторые молекулы воды оказываются в нескольких ячейках сразу, 46 молекул воды, давая формулу гидрата метана (CH₄)₄(H₂O)₂₃. По весу метан в клатрате составляет 13.4%, хотя эта цифра может варьироваться в зависимости от того, сколько конкретно метана встроено в определенную структуру кристаллов воды. Следовательно, один литр гидрата метана будет содержать около 120 грамм метана, что соответствует 169 литрам газообразного метана при 0°С и 1 атмосфере.

Гидрат метана в лаборатории впервые получил Виллар в 1888 году, вместе с гидратами других легких углеводородов[2]. Клатратная природа газовых гидратов была подтверждена в 1950-е годы после рентгеноструктурных исследований Штакельберга и Мюллера, а также других зарубежных исследователей. В 1966 году Ю.Ф. Макогоном была опубликована статья, в которой он доказал возможность существования природных газов в твердом состоянии в земной коре в виде гидратов[3]. Статья была принята геологами и геохимиками в штыки, и, чтобы убедить их, потребовалось провести совершенно нетривиальные эксперименты, моделирующие процессы в газоносных пластах, а также отыскать реально существующие в природе месторождения[8]. С тех пор газовые гидраты начинают рассматриваться как потенциальный источник топлива.

Считается, что гидраты метана образуются, когда природный газ, образованный в глубинах земли, просачивается по геологическим разломам и выходит наружу на дне океанов или в областях вечной мерзлоты. При контакте с водой при низкой температуре и высоком давлении образуются кристаллические клатраты[4].

Океанические клатраты подразделяются на два типа. В первом, наиболее распространенном, более 99% углеводородов, содержащихся в клатрате, составляет метан. Из-за изотопного состава этого метана считается, что он образовался при анаэробном восстановлении микробами углекислого газа, образующегося при разложении аэробными бактериями океанической органики[5]. Также, так как в структуре клатратов отсутствует соль, понятно, что они легче образуются в пресной воде. При образовании же кристаллов в соленой океанической воде, происходит ее опреснение, что приводит к повышению концентрации соли в окружающей воде. Такие клатраты находятся обычно на глубине от 300 до 500 метров в толще донных отложений, где температура воды у дна составляет около 2°С.

Второй, более редкий тип клатратов, содержит больший процент тяжелых углеводородов и, соответственно, меньше 99% метана. Считается, что углеводороды в эти гидраты проникают, мигрируя наверх из глубинных отложений, где метан образуется термическим разложением органического вещества. Такие клатраты были найдены в Мексиканском Заливе и на дне Каспийского моря.

Также существует смешанный тип клатратов, изотопный состав которого указывает на то, что метан в них образовывался обоими путями. Такие клатраты можно найти как на океанском дне, так и на суше, в вечной мерзлоте на глубине до 800 метров. Их находят на Аляске, в Сибири и в северной Канаде.

2. Распространение

Гидраты метана образуются в верхних слоях литосферы на глубине меньше 2-х км. Эти регионы включают осадочные породы в полярных регионах, где средняя температура на поверхности меньше 0°С, шельфовые регионы, а также глубокие пресноводные озера, такие как Байкал[6].

Размеры океанических запасов гидратов метана измерены не очень хорошо. Начиная с 1960-х годов, когда их существование было открыто, оценки этих размеров уменьшались каждое следующее десятилетие примерно на порядок. Первые, самые большие, цифры были получены, основываясь на предположении о том, что клатраты могут покрывать ровным слоем все дно океанов на достаточно большой глубине. Далее было установлено, что клатраты образуются только на определенном промежутке глубин континентального шельфа, да и то не всегда, а если и образуются, то концентрация метана в них обычно намного меньше максимально возможной. Тем не менее, современные оценки дают цифру порядка 1015 м³. Это соответствует цифре около 2000 гигатонн углерода, что почти на порядок превышает все прочие запасы природного газа на планете, составляющие примерно 230 гигатонн углерода[7].

3. Добыча

Так как запасы природного газа в газовых гидратах намного превосходят все прочие запасы метана на планете, промышленная добыча метана из клатратов представляется перспективной, особенно в долговременной перспективе, а также для таких стран как Япония, не имеющих других источников природного газа. С другой стороны, существует довольно много проблем, связанных с добычей гидратов метана, таких как отсутствие технологий для обнаружения месторождений и извлечения газа, а также факт того, что в большинстве известных месторождений метан оказывается слишком рассеянным для экономически выгодной добычи[4].

Тем не менее, такие технологии разрабатываются, и уже существуют примеры удачного извлечения метана из гидратов. В Институте Физики и Технологии Университета Бергена был разработан метод, заключающийся в закачивании в гидраты углекислого газа, напрямую замещающего метан в клатратах и позволяющего, таким образом, получать метан, не прибегая к непосредственной добыче самих гидратов. Этот метод уже тестируется Японской Национальной Корпорацией Нефти, Газа и Металлов (JOGMEC) при поддержке Американского Департамента Энергетики.

Исследователи из Дортмундского университета предложили метод извлечения метана путем нагревания клатратов в толще пласта. Проект предполагает прокладку трубопровода с платформы на поверхности моря до залежей газогидратов на морском дне. Особенность его в том, что у трубы двойные стенки. По внутренней трубе к месторождению подается морская вода, нагретая до 30–40˚С. При этой температуре начинается фазовый переход, и пузырьки газообразного метана вместе с водой поднимаются по внешней трубе наверх. Там метан отделяется от воды, отправляется в цистерны или в магистральный трубопровод, а теплая вода возвращается вниз, к залежам газогидратов[8].

12 марта 2013 года исследователи из JOGMEC сообщили, что им удалось успешно извлечь природный газ из кристаллических гидратов метана[9]. Для извлечения газа в подводных отложениях была пробурена скважина, в которой затем создали пониженное давление, благодаря которому метан отделился ото льда и был выкачан на поверхность, где его сожгли, чтобы продемонстрировать успех операции[10]. По словам представителей компании, это был первый успешный эксперимент по извлечению природного газа из шельфовых метангидратов. До этого проводились эксперименты по извлечению газа на суше, но разработка технологий по извлечению газа из шельфовых залежей является более перспективной, так как такие месторождения более широко распространены[6].

В России единой программы по изучению газовых гидратов на государственном уровне пока не существует. В 2003 году в Новосибирске в Институте неорганической химии СО РАН, на второй российской конференции «Газовые гидраты в экосистеме Земли» была подчеркнута необходимость создания российской национальной программы исследования газовых гидратов, но программа так и осталась на бумаге. Существует проект по изучению газовых гидратов Байкала, есть отдельные программы исследований газовых гидратов по линии Академии наук, в том числе программа фундаментальных исследований «Природные газовые гидраты» в Сибирском отделении наук. Тем не менее понятно, что изучение и использование газовых гидратов в России пока не слишком актуально, поскольку в стране сосредоточена треть разведанных мировых запасов традиционного природного газа[11].

4. Газовые гидраты в газодобывающей промышленности

Метановые клатраты часто образуются при добыче и транспортировке природного газа, когда жидкая вода кристаллизуется при наличии метана при высоком давлении. Также клатраты могут образовываться с более тяжелыми гомологами метана, такими как этан (С₂Н₆) и пропан (С₃Н₈), также содержащимися в природном газе. С другой стороны, слишком длинные молекулы, такие как бутан (С₄Н₁₀) и пентан (С₅Н₁₂), уже не помещаются в полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды, и склонны скорее препятствовать образованию клатратов.

Образующиеся гидраты могут образовывать пробки в трубопроводах и перерабатывающем оборудовании. Их удаляют, снижая давление, нагревая трубы, или растворяя их химически, чаще всего метанолом. Делать это необходимо аккуратно, так как при быстром распаде клатратов практически мгновенно образуется большой объем метана, что может привести к резкому повышению давления, могущему повредить оборудование[12].

Для предотвращения образования твердых гидратов применяются различные методы. В первую очередь, конечно, простым удалением примесей воды из транспортируемого и перерабатываемого газа, а также добавлением этиленгликоля или метанола, работающих в качестве антифризов.

Также метангидраты могут быть одной из причин выбросов при бурении глубоководных скважин. При бурении газ может проникать в скважину, образуя из-за высокого давления и низкой температуры твердые гидраты с попадающей в скважину водой. Потом твердые гидраты всплывают с грязью и прочими побочными жидкостями. Чем выше они всплывают, тем меньше становится давление, и в какой-то момент они разлагаются на газ и воду с резким увеличением объема. Резкое расширение газа выбрасывает жидкость из скважины, еще больше уменьшая давление, что приводит к еще большему разложению гидратов и дальнейшему увеличению силы выброса[13]. Поэтому при бурении глубоководных шахт применяются различные меры, необходимые для регуляции и контроля давления.

Еще одна проблема, возникающая при разработке метана, связана с возможным вредом, который такая разработка может представлять для окружающей среды. Когда залежи располагаются на крутых склонах в непосредственной близости от морского дна, то они служат цементирующим компонентом осадочных пород. Широкомасштабная разработка месторождений может вызвать подводные оползни и, как следствие, разрушительные приливные волны — цунами. Например, разложением газогидратов объясняют действие подводных грязевых вулканов в Каспийском море и у берегов Панамы.

С другой стороны, есть и возможные положительные применения газовых гидратов для транспортировки природного газа. Так как температура их образования намного выше, чем температура образования жидкого метана (–20 против –162°С), для уменьшения объема газа превращением его в гидраты понадобится меньше энергии, чем для сжижения. Практическая ценность данной технологии в том, что она позволяет разрабатывать отдаленные газовые месторождения и использовать попутный газ одиночных месторождений нефти там, где прокладка специального газопровода нерентабельна (в частности, на шельфе). Недостатком такого метода является то, что вместо транспортировки 100 тонн жидкого газа пришлось бы транспортировать 750 тонн клатратов, поэтому этот метод требует доработки.

5. Газовые гидраты и глобальное потепление

Метан является мощным парниковым газом и, несмотря на то, что его время жизни в атмосфере меньше, чем у СО₂, потепление, вызванное выбросами в атмосферу больших количеств метана, будет в десятки раз быстрее, чем потепление, вызванное углекислым газом. Поэтому некоторые экологи считают, что разработка месторождений газогидратов может привести к негативным последствиям, поскольку попутное выделение метана из залежей в атмосферу еще больше усилит парниковый эффект.

Еще одна проблема заключается в том, что клатраты метана образуются только при достаточно низких температурах. Если глобальное потепление, вызванное нынешними действиями человеческой цивилизации, будет достаточным для того, чтобы привести к распаду хотя бы одного крупного месторождения газовых гидратов, это приведет к выбросу огромных количеств метана в атмосферу. Это приведет к дальнейшему ускоренному потеплению, что, в свою очередь, приведет к распаду новых залежей газовых гидратов. Может начаться лавинообразный процесс ускоренного глобального потепления, остановить который можно будет примерно с тем же успехом, с которым можно остановить выстрел из ружья после воспламенения пороха в стволе. Это приведет к глобальным климатическим изменениям за время меньшее времени человеческой жизни, и может закончиться частичным или даже полным вымиранием человечества. Примеры такого глобального вымирания видов, возможной причиной которых были газовые гидраты, известны палеонтологии. Самым ярким из таких примеров является массовое пермское вымирание, произошедшее 251 миллион лет назад и приведшее к вымиранию 96% видов земных организмов[14]. Исследования, проведенные в арктических областях Сибири, показывают, что там уже происходит выброс миллионов тонн метана[15], а концентрации в некоторых регионах достигают значений, в сто раз превышающих норму[16].

[1] http://peggy.uni-mki.gwdg.de/docs/kuhs/clathrate_hydrates.html

[2] Дядин Ю. А., Гущин А.Л. Газовые гидраты. // Соросовский образовательный журнал, №3, 1998, с. 55–64

[3] http://ross-nauka.narod.ru/02/02−075.html

[4] http://en.wikipedia.org/wiki/Methane_clathrate

[5] http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/0146638096000022

[6] http://telegrafist.org/2013/04/29/54089/

[7] http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0012825203001296

[8] Химия и Жизнь, 2006, №6, стр. 8.

[9] http://www.bbc.co.uk/news/business-21752441

[10] http://www.nytimes.com/2013/03/13/business/global/japan-says-it-is-first-to-tap-methane-hydrate-deposit.html?_r=0

[11] http://www.tmnsc.ru/gazovye-gidraty-2013-toplivo-buduschego

[12] http://books.google.ru/books?id=fd8QFKwcSskC&printsec=frontcover&hl=ru#v=onepage&q&f=false

[13] http://link.springer.com/article/10.1007%2Fs12182−009−0010−3

[14] http://www.bbc.co.uk/science/horizon/2002/dayearthdied.shtml

[15] http://www.cosis.net/abstracts/EGU2007/01071/EGU2007-J-01071.pdf?PHPSESSID=e

[16] http://www.independent.co.uk/environment/climate-change/exclusive-the-methane-time-bomb-938932.html

polymus.ru

Газовые гидраты – топливо будущего? // Нефтехимия // Наука и технологии

Мировые запасы газовых гидратов по некоторым оценкам в несколько раз превышают запасы обычного газа. Но станут ли газовые гидраты основным источником топлива? 

Мировые запасы газовых гидратов по некоторым оценкам в несколько раз превышают запасы обычного газа. Но станут ли газовые гидраты основным источником топлива? Нужна ли России национальная программа по их изучению, если мы и так владеем третьей частью мировых запасов газа? На эти и другие вопросы "Инновационный вестник" ищет ответы вместе с Анатолием Нестеровым, главным научным сотрудником Института криосферы земли СО РАН, доктором химических наук.

Интерес, проявляемый в настоящее время к газовым гидратам, в первую очередь обусловлен значительными ресурсами природного газа, находящегося в земной коре в газогидратной форме. Величина этих запасов как минимум в несколько раз превосходит ресурсы традиционного газа, что позволяет считать газовые гидраты одним из перспективных нетрадиционных источников углеводородного сырья. Проблема добычи газа из гидратов заключается в том, что основная часть природных газовых гидратов (98%) сосредоточена в акватории мирового океана, на глубине начиная примерно с 300-500 м.

Кроме того, при относительно небольших изменениях термобарических условий (температуры и давления) газовые гидраты разлагаются на воду и газ, что сопровождается неконтролируемым выбросом газа в атмосферу.

Как рассказывает Анатолий Нестеров, процесс гидратообразования служит как бы геохимическим барьером на пути выброса тепличного газа в атмосферу, но при увеличении температуры метан из разрушающихся гидратов может подниматься на поверхность земли. Поэтому места скопления газовых гидратов, в которых самым распространенным газом является метан, должны учитываться при составлении прогнозов изменения глобального климата.

В то же время свойство природных газовых гидратов разрушаться при сравнительно слабом целенаправленном воздействии может обеспечить возможность их коммерческой эксплуатации. В качестве примера подобных работ можно указать на недавно проведенные специалистами США, Канады и Японии успешные эксперименты по получению газа из газогидратной залежи в подмерзлотных породах на месторождении Малик (дельта реки Маккензи, Канада), в Японии подобные работы проводятся в районе подводного желоба Нанкаи (Японское море).

Газовые гидраты были получены еще в 1811 году, но долгое время оставались объектом исключительно лабораторного исследования. В 1934 году исследованиями американского ученого Гаммершмидта было установлено, что газовые гидраты могут образовываться в газопроводах, вызывая их закупорку. Впервые существование гидратов в природных условиях было зарегистрировано российскими учеными - Ю. Макогоном, Ф. Требиным, А. Трофимуком, Н. Черским и В. Васильевым - в 1969 году. До начала 90-х годов Советский Союз удерживал одно из лидирующих мест в мире в области изучения газовых гидратов. После распада СССР газогидратные исследования на постсоветском пространстве были свернуты.

Тем временем в мире начался газогидратный "бум". Учитывая тот факт, что Япония 97% природного газа закупает в других странах, изучение газовых гидратов как потенциального источника топлива стало для Японии одной из приоритетных задач. Именно японцы разработали технологию транспортировки газа в лед-газогидратных таблетках, которые можно хранить и перевозить при низких температурах. Пока технология находится на опытной стадии, в дальнейшем ее можно использовать для транспортировки газа (около 60% разведанных запасов газа относятся к категории труднодоступных, добывать которые и транспортировать по трубе экономически невыгодно).

 

 

Сейчас в Японии функционирует государственная программа по изучению газовых гидратов, создан консорциум, объединяющий японские фирмы и исследовательские организации, работающие в данной области (координатор программы - Японская национальная нефтяная корпорация). Программы по изучению газовых гидратов есть также в США ("Национальная долгосрочная программа по метангидратам"), Канаде, Великобритании, Индии.

В России же единой программы по изучению газовых гидратов на государственном уровне пока не существует. В 2003 году в Новосибирске в Институте неорганической химии СО РАН прошла вторая российская конференция "Газовые гидраты в экосистеме Земли", на которой была подчеркнута необходимость создания российской национальной программы исследований газовых гидратов, но дальше этого дело не продвинулось. Как рассказывает Анатолий Нестеров, программа так и осталась на бумаге. Существует проект по изучению газовых гидратов Байкала, есть отдельные программы исследований газовых гидратов по линии Академии наук, в том числе межинтеграционная программа фундаментальных исследований "Природные газовые гидраты" в Сибирском отделении наук.

Понятно, что использование газовых гидратов в России в качестве топлива пока не слишком актуально, поскольку в стране сосредоточена треть разведанных мировых запасов газа. Гидратный газ станет интересен в качестве источника топлива, когда кончится обычный газ. "Это открытый вопрос, когда кончится обычный газ и кончится ли он вообще, - комментирует Анатолий Нестеров. - Когда я учился в школе, нам рассказывали, что запасов нефти и газа хватит лет на пятьдесят. Между тем наука не стоит на месте, появляются новые технологии. Если раньше газ добывали с глубины сеноманских отложений (порядка 1000–1500 м), то сейчас речь идет о разработке ачимовских отложений (глубина залегания свыше 3500 м). Кроме того, точные запасы газа на земле неизвестны, есть только разведанные. По некоторым оценкам, огромные запасы газа есть в Арктике. Также есть запасы угля, которых хватит на тысячу лет, так что если кончится газ, то есть уголь".

По словам Анатолия Нестерова, газовые гидраты будут использоваться в качестве основного источника топлива в мире тогда, когда их добыча станет дешевле, чем обычного газа или нефти. "Все упирается в вопросы экономики, - рассказывает ученый. - Основная часть газовых гидратов сосредоточена в акватории мирового океана, поэтому доставка и получение из газовых гидратов газа достаточно дорогостоящий процесс. С другой стороны, если стоимость нефти уже взлетела до 150 долларов за баррель, то стоит задуматься над альтернативными источниками топлива".

Но есть и другие аспекты исследований газовых гидратов. Дело в том, что при добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промышленных коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. На борьбу с газогидратными пробками у нефтегазовых компаний уходит около 20% стоимости добычи газа. Для предупреждения образования гидратов на газовых промыслах в скважины и трубопроводы закачивают различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, растворы солей), поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка - очистка газа от паров воды.

Разработка вышеуказанных газогидратных технологий требует проведения серьезных исследований. Хотя суммарное количество полученных с 1940 года авторских патентов и свидетельств превышает 500, реальных успехов в этом направлении пока нет. Причина незначительного практического использования газогидратных технологий заключается в некомплексности имеющихся технических предложений, отсутствии их экономического обоснования.

В настоящее время группа российских ученых (московских, новосибирских, тюменских, иркутских) готовит коллективную монографию, которая обобщает результаты исследований природных газовых гидратов. Основное назначение этой работы - ознакомление научного и бизнес-сообществ России с состоянием и перспективами газогидратных исследований, а также подготовка научных кадров для развития такого рода исследований. Сейчас ученые направили заявку на получение гранта фонда Кауфмана на издание электронной книги.

В тюменском Институте криосферы Земли СО РАН разработан научно-исследовательский проект по газовым гидратам. В рамках проекта сотрудники Института криосферы занимаются изучением условий образований и разрушений газовых гидратов, изучением различных добавок, которые влияют на условия гидратообразования. Подобные разработки могут представлять интерес для российской нефтегазовой промышленности, способны помочь при разработке технологий предупреждения гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа, в решении технических проблем бурения и эксплуатации скважин в толще мерзлых пород. Пока исследования тюменского института направлены главным образом на изучение фундаментальных проблем и в меньшей степени прикладных, но, как говорит Анатолий Нестеров, ученые готовы проводить и прикладные исследования. 

 

neftegaz.ru

1.2.Влагосодержание и гидраты природных газов состав гидратов природных газов

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 230 С.

1.3.Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

в = ,

где в - коэффициент водонасыщенности; Vв - объем воды в породе; Vп ‑ объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

н = ,

где н - коэффициент нефтенасыщенности; Vн - объем нефти в породе.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 2030% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 3540% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах.

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5  5·10-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Вязкость пластовой воды при200С составляет 1мПа·с, а при 1000С – 0,284 мПа·с.

studfiles.net


Смотрите также