4. Происхождение.Физ.Хим. Характеристики нефти и газа. Характеристики нефти и газа


Основные характеристики нефти и газа

Состав нефти: различают элементный, фракционный и групповой составы.

Основными ее элементамиявляются углерод (83 – 87 %) и водород (11 – 14%). Наиболее часто встречающаяся примесь – сера (обычно до 7 %), хотя во многих нефтях серы практически нет. Кислород встреча­ется в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т. д. не более 3,6 %). Из металлов в неф­ти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, ко­бальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и др. Содержание ме­таллов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Фракционный состав нефти определяется при разделении соеди­нений по температуре кипения. Так, бен­зины выкипают в пределах 35 – 205 °С, керосины – 150 – 315°С, ди­зельные топлива – 180 – 350 °С, масла – 350 °С и выше.

Под групповым составом нефти понимают количественное соот­ношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.

Углеводороды представляют собой химические соединения углеро­да и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматиче­ские. Кроме углеводородов, в нефти содержатся кислородные, серни­стые и азотистые соединения.

Природные газы делятся на три группы:

- газы, добываемые из чисто газовых месторождений;

- газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;

- газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторожде­ний.

Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонента­ми, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наи­более легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наи­более тяжелые, содержание метана в них от 30 до 70 %. Газы газокон­денсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %.

Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода не имеет запаха.

На технологию транспорта и хранения нефти в той или иной мере влияют ее физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефти и нефтепродуктов зависит от температуры, ее выражают как в абсолютных (с указанием температуры, которой она соответствует) так и в относительных (отношение плотности нефтепродукта при температуре 20 ºС к плотности воды при 4º С – ) единицах. Абсолютная плотность в зависимости от вида нефти колеблется в пределах от 760 до 1000 кг/м3, а относительная от 0,7 до 1. Плотность нефтепродукта при температуре tº определяется по формуле:

, (5.1)

где – плотность нефтепродукта при 20º С; – температурная поправка, .

От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете – прибыль предприятия.

Вязкость нефти – это свойство нефти или нефтепродукта оказывать сопротивление перемещению одной части нефти или нефтепродукта относительно другой. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

. (5. 2)

Вязкость нефтепродукта зависит от его температуры. Вязкость некоторых нефтей и нефтепродуктов настолько велика, что перекачка их по трубопроводу при 20 – 30 ºС практически невозможна. Поэтому транспортировка таких нефтепродуктов (их называют высоковязкими) возможна только с подогревом или в смеси с маловязкими разбавителями. При расчете трубопровода на конкретный нефтепродукт необходимо иметь график зависимости вязкости от температуры для данного нефтепродукта, который строится на основании лабораторных исследований.

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол. Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под утлом 45°. Температура застывания маловязкой нефти составляет до – 25° С и поэтому ее можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефти полуострова Мангышлак она доходит до + 30 °С. Ее можно перекачивать только специальными методами.

Теплопроводность и удельная теплоемкость cp характеризуют теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов.

, (5. 3)

cp , (5. 4)

где – плотность нефти или нефтепродукта при температуре 15 °С.

Удельная теплоемкость в интервале температур от 0 до 110 °С изменяется в пределах 1680 – 2500 , поэтому в прикидочных расчетах ее можно принимать 2100

Испаряемость – свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Пожаровзрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышкипаров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 °С − к горючим.

Под температурой воспламененияпонимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10 − 50 °С выше температуры вспышки.

Под температурой самовоспламененияпонимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т1> 450 °С; Т2= 300 − 450 °С; Т3= 200 − 300 °С; Т4= 135 − 200 °С; Т5= 100 − 135 °С.

Взрывоопасностьнефти и нефтепродуктов характеризуется ве­личинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости− это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемостисоответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефти и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризацияуглеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4 − 8 кВт. От разрядов статического электричества применяют, в основном, два метода защиты: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичностьнефти и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, измене­ние кровяного давления и замедление пульса.

Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транспорта по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжимаемость и способность образовывать газовые гидраты.

Плотность газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается и скорость его движения возрастает. Таким образом, в отличие от нефте- и нефтепродуктопроводов транспортируемая среда в газопроводах движется с ускорением.

Вязкость газов в отличие от вязкости жидкостей изменяется прямо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает, и наоборот. Это свойство используют на практике: охлаждая газы после компримирования, добиваются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газопроводах.

Сжимаемость – это свойство газов уменьшать свой объем при увеличении давления. Благодаря свойству сжимаемости в специальных емкостях – газгольдерах высокого давления – можно хранить количество газа, в десятки раз превышающее геометрический объем емкости.

Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления и температуры он образует гидраты – белую кристаллическую массу, похожую на лед или снег. Гидраты уменьшают, а порой и полностью перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого, газ до закачки в газопровод подвергают осушке.

 



infopedia.su

4. Происхождение.Физ.Хим. Характеристики нефти и газа.

Происхождение. Выдвинуто много теорий, объясняющих происхождение нефть, из них основные-органическая (биогенная) и неорганическая (абиогенная). Согласно органической теории, нефть - жидкая фаза продуктов фоссилизации (захоронения) орг. вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование представляет собой многостадийный процесс, начинающийся еще в живом веществе. Основное исходное вещество нефти – планктон. К неорганическим теориям происхождения нефти относятся минеральная, или карбидная, космическая , вулканическая. Общее для них-синтез углеводородов путем взаимодействия карбидов металлов с водой и кислотами . Физические свойства. Нефть - жидкость от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета. Температура застывания от - 60 до + 30 °С; зависит от содержания в нефти парафина и легких фракций. Вязкость определяется фракционным составом нефти и ее температурой .Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от -35 до + 120°. Химический состав. Нефть -смесь около 1000 веществ, из которых большая часть - жидкие углеводороды ,органические соединения, растворенные углеводородные газы, вода, минер. соли и механические примеси.

5.Роль техники в развитии нефтегазовых отраслей промышленности.

Техника играет ключевую роль в развитии н г отрасли. В то время как раньше люди могли обходиться без каких-либо сложных технических сооружений при добыче и дальнейшем использовании полез.иск(ПИ), то теперь без техники невозможно, все из-за того, что увеличился объем добываемых ПИ, глубина, и отсюда сложность добычи. Все эти действия с каждым годом требуют все более сложной техники. И именно техники, и с её развитием развивается и сама нг отрасль: усовершенствуется оборудование, строятся более надежные трубопроводы и более эффективные перерабатывающие сооружения и компрессорные станции. Все улучшения обеспечивают бесперебойное использование нефти (далее бензина и т.д.) и газа. Получается, что нг отрасль развивается с развитием техники, но все же роль человека в этом процессе самая главная, ведь каким бы новым и совершенным не было оборудование, ее надо уметь использовать правильно.

6. Условия залегания, типы, образование месторождений углеводородов

Условия залегония. Нефть и газ по хим.составу очень сложные, нах.ся при повыш. пластовом давлении и температуре. Углеводороды в пласте всегда претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Также движение их происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Типы: И.О.Брод выделил три типа залежей:1) пластовые залежи; 2) массивные залежи; 3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.:Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами. Массивные залежи -мощная толща, сост.ая из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.Литологически ограниченные со всех сторон залежи- залежи в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Образование месторождений нефти и газа. Тут тектонический фактор имеет решающее значение. Зависят от того, с каким геоструктурным элементом связано формирование этого элемента. Это в основном геосинклинали и платформы. Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.

studfiles.net

Состав нефти и газа

Нефть и газ представляют собой смесь углеводородов, метанового, нафтенового и ароматических рядов с примесью сернистых, азотных и кислородных соединений.

Общая формула углеводородов метанового (алканы) ряда – СnН2n+2

Сh5 метанВ поверхностных условиях

С2H6 этан

С3H8 пропан С1 до С4 – это газ

С4h20 бутан С5 до С17 – жидкости (нефть)

С5h22 пентан С17 – С35 – твердые (парафин).

С6h24 гексан

С7h26 гептан

С8h28 октан

С9h30 нонан

С10h32 декан

Основными элементами в нефти являются углерод (С) -83-87% и водород (Н) 11-14%. В качестве примесей находятся соединения содержащие: серу (S) до 7%, кислород, азот, смолистые вещества, а так же парафин. Сера усиливает коррозию металлов.

Состав нефти классифицируется на:

Элементарный – это массовое содержание в нефти химических элементов, выражается в % или доли единицы (сера, углерод, водород, кислород)

Фракционный – разделение сложных смесей на более простые. Заключается в разделение по их температуре кипения это называется дистилляцией (ректификацией)

от 30С – 200С – бензин; 200С – 300С – керосин; 120С – 240С – лигроин;

до 300С выкипают светлые нефтепродукты, остаются(битум, масла, мазут) асфальтены.

Групповой состав, качественная характеристика нефти.

Классификация нефти по содержанию серы:

Малосернистые – 0,5%, сернистые от 0,5 до 2% , высокосернистые от 2% и более.

По содержанию смол: малосмолистые менее 18%, смолистые от 18% до 35%, высокосмолистые от 35% и более.

По содержанию парафина: малопарафинистые менее 1,5%, парафинистые от1,5%-6% , высокопарафинистые от 6%. В Уренгойском месторождении нефть содержит от 6% до 10%

Плотность– это масса нефти в единице объема: легкая 700 – 800 кг/м3; средняя 800 – 850 кг/м3; тяжелая 850кг/м3 и более.

Вязкость– это свойство оказывать сопротивление взаимному перемещению, движения частиц. Уменьшается с ростом температуры, повышением кол-ва растворенного газа. Возрастает с увеличением давления и повышением молекулярной массы.

Сжимаемость– способность нефти изменять свой объём при изменении термобарических параметров.

Давление насыщения – это давление при котором из нефти начинают выделятся первые пузырьки газа

Газовый фактор-это кол-во газа в 1тонне нефти.

Нефтеотдача пласта- это доля извлекаемой нефти от ее первоначальных запасов.

Газ состоит из 96 – 98% легких углеводородов(метан), а так же других элементов метанового ряда. Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода – не имеет запаха.

Природные газы делятся на 3 группы:

  1. газы, добываемые из чисто газовых месторождений (Сеноманская залежь)
  2. газы, добываемые из газоконденсатных месторождений (валанжин, ачим)
  3. газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (нефтяные оторочки)

Относительная плотность газаназывается отношение плотности газа к плотности воздуха, с ростом t- повышением P и молекулярной массы плотность растет.

Газоконденсат – содержит в себе метан, этан, пропан, а так же тяжелые углеводороды которые при снижении давления превращаются в жидкость (жидкая часть называется конденсат)

Нестабильный – газовый конденсат содержит легкие углеводороды (этан-бутан)

Стабильный– это газовый конденсат, не содержащий легких углеводородов состав которого С5 и выше.

Сухой газ – который добывают из газовых месторождении и он не переходит в жидкое состояние при нормальных условиях.

Жирный газ – газы который содержит в себе компоненты, которые переходят в жидкое состояние при нормальных условиях.

Давление начало конденсации – это, давление при котором из газа выделяется первая капля конденсата

ДРОССЕЛИРОВАНИЕ-это резкое снижение температуры при снижении давлении.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Общая характеристика нефти и газа

    Общая характеристика нефти и газа [c.3]

    Общая характеристика газа и нефти [c.145]

    В связи с тем, что вся технология переработки нефти (как первичная, так и вторичная) базируется на использовании разнообразных методов разделения сложных углеводородных смесей, в книгу помещен раздел, дающий краткие принципиальные сведения о таких процессах, как перегонка и ректификация, абсорбция, кристаллизация, экстракция, термодиффузия, адсорбция, хроматофафия и др. Эти сведения призваны дать общие представления о процессах разделения и облегчить усвоение последующего материала по всем разделам технологии нефти и газа. Одна из глав посвящена описанию систем классификации нефтей и организации их унифицированных исследований. Там же приведена характеристика основных фупп нефтепродуктов, получаемых из нефти и газа, - топлив, масел, парафинов, битумов, растворителей и т. д., их назначение, области применения, кратко рассмотрены способы их получения. Дается перечень определяющих для каждой фуппы физико-химических свойств и их значение для химмотологии. [c.18]

    Впервые комплексно, во взаимосвязи с общими проблемами энергетики, рассмотрены сырьевая база, технология переработки, особенности применения и экономические показатели использования моторных топлив из альтернативных сырьевых ресурсов (угля, сланцев, битуминозных нефтей, природного газа, биомассы). Отражены современное состояние и перспективы потребления моторных топлив. Даны характеристика и классификация альтернативных топлив, приведена система приоритетов в использовании их на автомобильном транспорте с учетом экономических, энергетических и экологических характеристик. [c.2]

    Образцы нефти разведывательных районов, имеющие перспективное значение, с целью получения первых предварительных данных, подвергаются краткому исследованию, ограничивающемуся получением общей характеристики нефти и газа. Нефть сначала дегидратируется при 100° в лабораторном автоклаве, работающем под давлением. [c.149]

    Общая характеристика нефти нз красноцветной толщи приведена в табл. 1. Октановое число бензина до 200° без ТЭС — 65,0, с 3,3 мл ТЭС — 87,6. Нефть содержала значительное ко,личество растворенного газа, в своей углеводородной части состоящего на 32,4% из изобутана. [c.239]

    ОБЩАЯ ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ГАЗА [c.11]

    Турнейская и девонская нефти Сергеевского месторождения значительно различаются по общей характеристике. Девонская нефть менее сернистая (2,08% серы), чем турнейского яруса (2,70% серы). В девонской нефти несколько ниже содержание силикагелевых смол и значительно ниже содержание асфальтенов. Потенциальное содержание светлых, выкипающих до 200 и 350° С, ниже в сергеевской нефти турнейского яруса (рис. 43 и 44). В девонской нефти содержание растворенного газа несколько выше. [c.143]

    В отличие от курса технологии, основанном на изучении способов превращения природного сырья (нефти, газа) в продукты потребления, курс процессы и аппараты основан на изучении теории типовых процессов технологии переработки нефти и газа и методов расчета аппаратуры для осуществления этих процессов. Такой подход позволяет выявить общие закономерности основных процессов независимо от характера перерабатываемых веществ и их места в общей технологической цепочке. В дальнейшем требуется лишь уточнить рабочие параметры и физикохимические характеристики перерабатываемых веществ, чтобы использовать типовой процесс для реализации соответствующей стадии технологического процесса. [c.12]

    Модификации методов увеличения нефтеотдачи, связанные с механизмом смешивающегося вытеснения (вытеснение нефти газом высокого давления, обогащенным газом, сжиженными нефтяными газами и другими растворителями), применимы для маловязких нефтей (до 10 Па-с), залегающих в песчаниках умеренной однородности с невысокими литологическими характеристиками толщина до 10—15 м, проницаемость до 0,05 мкм , пористость до 15%- Ограничений по вещественному составу пород-коллекторов здесь не имеется, однако наличие трещиноватости не желательно, так как может усугубить неблагоприятное развитие микропроцесса — неустойчивость движения фронта газ—нефть, и отразиться на общей эффективности процесса. [c.30]

    Как уже отмечено в Предисловии, основной целью данного издания является рассмотрение важнейших аспектов повышения эффективности использования топлива в энерготехнологиях. При этом также важно отметить, что топливо, энергетика и транспорт, а также энергосберегающие технологии являются, в соответствии с Основами политики Российской Федерации в области развития науки и технологий на период до 2010 г. и дальнейшую перспективу , приоритетными направлениями развития науки, технологий и техники Российской Федерации. В число перечня критических технологий Российской Федерации входят также технологии, тесно связанные с рациональным использованием топлива добыча и переработка угля, производство электроэнергии и тепла на органическом топливе, энергосбережение, технологические совмещаемые модули для металлургических мини-производств, природоохранные технологии, технологии переработки и утилизации техногенных образований и отходов, поиск, добыча, переработка и трубопроводный транспорт нефти и газа, прогнозирование биологических и минеральных ресурсов, нетрадиционные возобновляемые экологически чистые источники энергии и новые методы ее преобразования и аю мупирования и др. В связи с тем, что, как правило, использование топлива связано с применением высоких температур для обработки материалов, то при этом рассматриваются высокотемпературные технологические процессы. Основной упор в данном издании сделан на анализ эффективного использования топлива в металлургических процессах и энергетических установках, но, как уже отмечалось, многие материалы и принципиальные положения могут с успехом использоваться и в любых других технологических процессах. Это наше утверждение основывается на двух положениях. Во-первых, ряд глав достаточно общего характера напрямую может использоваться при решении проблем топливного энергосбережения при решении проблем в любой отрасли или технологии. Как уже отмечалось, к этому списку относятся главы достаточно универсального характера топливно-энергетические ресурсы, топливо и его характеристики, методики теплотехнических расчетов при использовании топлив, стратегия развития энергообеспечения и потенциал энергосбережения, интегрированный энергетический анализ, полная энергоемшсть, методы матемагичес1юго моделирования процессов тепломассообмена (общие подходы), основы теории факельных процессов, общие требования к горелочным устройствам и примеры расчетов, принципы регенерации теплоты и использования ВЭР, стандартизация и сертификация при использовании топлив, энергоаудит и методы оценки работ по энергосбережению, учет энергоресурсов, системы и приборы, использование топлива и экологические проблемы. [c.21]

    ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И ГАЗА, ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ИХ, СОДЕРЖАНИЕ В РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЯХ И НЕФТЯНЫХ ГАЗАХ, ПУТИ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ [c.18]

    Для общей характеристики газа и нефти проводятся следующие определения. [c.145]

    Некоторые авторы указывают, что для характеристики степени эволюции большое значение имеют два показателя отношение 81/( 81 + 82) и температура Т (рис. 15). Отношение 81/( 81 + 82) при отсутствии миграции представляет собой коэффициент превращения г - это количество нефти и газа, которое образовалось из керогена к генетическому потенциалу, т.е. к общему количеству нефти и газа, которое способен генерировать кероген. Этот коэффициент показывает степень фактической реализации генетического потенциала. Постепенное увеличение его с глубиной определяет его ценность как показателя зрелости органического вещества. Значения 81 и 81/( 81 + 82) помимо определения степени зрелости могут быть использованы для количественной оценки генерированных углеводородов. Результат удобно выражать соответственно в граммах углеводородов на тонну породы и в граммах углеводородов на килограмм органического вещества. Однако такую оценку нельзя производить по отдельным измерениям из-за вероятного наличия мельчайших скоплений углеводородов в материнских породах, которые могут сильно повлиять на нее. В связи с этим необходимо строить графики изменения коэффициента превращения 81/( 81 + 82) с глубиной и устанавливать такие скопления по аномально высоким его значениям по сравнению со средней кривой. [c.26]

    Современное развитие химических и биологических наук истребовало более глубокого проникновения в существо изучаемых процессов, детального анализа химического состава разнообразных смесей и биологических объектов. Кроме того, для химического и биотехнологического ироизводства, в том числе для промышленности лекарственных средств, характерны постоянное возрастание требований к чистоте выпускаемых продуктов, ужесточение методов контроля, тенденция к использованию количественных критериев ири оценке качества. Поэтому помимо оценки интегральных характеристик, присущих объекту исследования в целом, часто требуется детальное изучение содержания отдельных компонентов, определяющих состояние биологических систем либо качество химических продуктов. Рещение этих задач, как правило, невозможно без применения достаточно эффективных методов разделения сложных смесей. Среди таких методов доминирует хроматография. Бурно развиваясь в последние десятилетия, этот метод открыл возможности разделения смесей, содержащих десятки и сотни компонентов, их качественного и количественного анализа, препаративного выделения индивидуальных веществ. Принципы хроматографии весьма универсальны, благодаря чему она оказалась пригодной для изучения объектов самой различной природы — от нефти и газов атмосферы до белков, нуклеиновых кислот и даже вирусов. Этим объясняется огромный интерес представителей различных научных и технических дисциплин к хроматографическим методам. Только в пяти специализированных международных журналах по хроматографии ежегодно выходит в свет свыше 2000 публикаций ио различным вопросам теории и применения метода, общее же их число в несколько раз больше. [c.5]

    Следовательно, система разработки каждой нефтяной залежи может быть различной как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпам отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые разнообразные залежи нефти по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесодержащих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход, с тем чтобы разработка ее была наиболее рациональной и эффективной при соблюдении правил по охране недр. [c.140]

    При классификации залежей на различные классы или типы, как правило, исходят из их геологического строения, лишь в работах Н. А. Еременко предлагается классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов. Однако и здесь, оперируя такими общими понятиями, как нефть, растворенный газ, конденсат или газ (свободный), автор дает лишь качественную характеристику флюида, при этом он не рассматривает залежи твердых углеводородов. [c.13]

    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]

    Блок 2 прогноза технологических показателей содержит натуральные характеристики разработки месторождений, общие объемы добычи жидкости, нефти и попутного газа, объемы отбора и закачки воды в натуральном измерении, эксплуатационный фонд скважин. Блок 2 отражает проектные данные разработки месторождения. [c.134]

    Данным обстоятельством является наличие в подземных водах рассматриваемых горизонтов растворенных газов нефтяного ряда и азота. При этом содержание газов в подземных водах горизонта Д, и отдельных зонах горизо1Ггов ДП-1У соизмеримо с газовыми факторами нефтей и составляет от 0,3 до 20 м /м Общее содержание углеводородных газов 60 - 75%, из них этана и высших - от 4 до 38%. Тип газа - азотно-метановый. По существу это естественные водогазовые смеси, которые определяются однозначно как одно из эффективных средств для воздействия на продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Возникающие при этом трудности технологического плана по добыче водогазовой смеси и ее доставке в неизменно.м виде к. месту воздействия были успешно решены созданием жесткой системы водозаборная - нагнетательная скважина. Анализ проведенных модельных исследований показал, что применение пластовых водогазовых смесей для воздействия на остаточные запасы нефти в зависимости от геолого-физической характеристики пластовых систем, концентрации и состава газа позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи на 3,5 - 7,1%. [c.222]

    Принцип действия установки основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы жидкости нефтяных скважин и метода [PVT], который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т газа вычислить объемный расход попутного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепарационной емкости установки, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений". Измерение производится в динамическом режиме, предусмотрена возможность измерения методом отстоя. Технические характеристики и параметры установок даны в таблицах 4.25 и 4.26. [c.59]

    Третья часть посвящена отдаленной перспективе развития нефтяной и газовой промышленности. Это взгляд за пределы 2010 г. Естественно, что здесь могут быть даны только самые общие прогнозы по таким вопросам, как поиски новых месторождений и ресурсы углеводородов России на фоне мировых, география нефтедобычи и газодобычи в XXI веке и тенденции в изменениях уровней добычи. В этой части, которую можно назвать "послезавтра нефтяной и газовой промышленности", рассматриваются и нетрадиционные источники углеводородов. На какой срок хватит ресурсов нефти и газа в недрах России Каковы будут природные характеристики разрабатываемых запасов в XXI веке Чем может быть заменен традиционный природный газ Каковы будут тенденции в развитии переработки нефти Это главные вопросы, рассматриваемые в третьей части. [c.6]

    В книге впервые обобщены результаты изучения состава и свойств нефтей Сахалина. Описана общая характеристика сахалинских нефтей и нефтяных газов, помещены результаты исследования группового и индивидуального состава бензиновых, керосиновых и масляных фракций. Освещены методические вопросы (определение индивидуального углеводородного состава бензинов с применением хроматографии, в том числе газо-жидкостной, микрохроматография масляных фракций и др.). Приведены сведения о каталитическом реформинге сахалинского бензина и путях рационального использования нефтей Сахалина. Книга рассчитана на химиков, геохимиков, технологов и других читателей, интересующихся проблемой сахалинской нефти. [c.2]

    Рассматривая общую характеристику сьфьевой базы Западно-Сибирской провинции, необходимо отметить в целом благоприятную структуру разведанных запасов. Прежде всего это проявляется в приуроченности основных запасов нефти и газа к крупным и крупнейшим месторождениям, что создает высокую рентабельность их разведки и освоения. Почти 65 % разрабатьшаемых запасов нефти и газа находятся в средне- и высокопроницаемых коллекторах. Сернистые газы практически отсутствуют. Около 32 % запасов газа являются конденсатсодержащими. [c.87]

    Другая важная характеристика вытеснения-коэффициент газо- или нефтеотдачи, связанный со средней насыщенностью. На первой стадии вытеснения коэффициент безводной нефтеотдачи определяется как отношение вытесненного водой объема нефти от нагнетательной галереи до фронта к общему объему пор, занятых нефтью до начала вытеснения. Поскольку, в силу предположения о несжимаемости фаз, объем закачанной воды равен обему вытесненной нефти, то можно записать [c.244]

    В качестве узла воспламенения используется короткий отрезок огнепроводного шнура с подсоединенным к нему воспламенителем ВТЗ- 200/100. Генератор содержит две группы зарядов, разнесенных друг от друга на определенное расстояние, зависящее от мощности пласта. Для концентращ1И энергии пороховых газов в заданной зоне обработки над верхним зарядом на кабеле монтируется экранирующий элемент (компенсатор), в виде загерметизированной полой камеры. Нижним экранирующим элементом служит забой скважины. Обе группы зарядов срабатывают одновременно от автономных узлов воспламенения. Генератор оснащен зарядами ЗБ-100 и ЗПГД.БК-100. Отличительной особенностью является наличие экранирующих элементов, что позволяет значительно повысить коэффициент полезного действия энергии пороховых зарядов, поскольку при этом отражается доля энергии, направленная на подъем столба скважинной жидкости (это явление имеет место при использовании генераторов типа ПГД.БК и АДС). Поскольку конструкция генератора дает возможность уменьшить общую массу пороховых зарядов, необходим)то для разрыва пласта, снижается вероятность повреждения обсадных колонн, скручивания кабеля и выброса жидкости. Часть пороховых газов, отраженная от экранов (СО, N2, Нг), через перфорационные каналы выходит наружу и растворяется в нефти. При этом происходит очистка фильтрационной зоны пласта и снижение вязкости черного золота , что способствует интенсификации его притоков. Применение в качестве экранирующего элемента полой емкости, раскрываемой сразу после сгорания пороховых зарядов, позволяет увеличить амплитуду и продолжительность импульсно- волновых колебаний газового пузыря со знакопеременными нагрузками на пласт, что повышает эффективность очистки фильтрационной зоны. Технические характеристики генератора ПГД.РЗ-100 приведены в табл. 4.8. [c.82]

    Дать какие-то надежные критерии для распознавания нефте- и газопроизводящих отложений и даже для установления последовательности генерации нефтей, газоконденсатов и чисто метановых газов в настоящее время невозможно. Можно сказать лишь одно. Каждый пласт отлагается в определенной биогеохимической обстановке и отличается от смежных по содержанию СН и примеси в нем тяжелых УВГ, по содержанию сульфатов в иловой воде и нередко по общей ее солености, по содержанию ОВ и, возможно, также по степени преобразованности ОВ, содержанию различных групп микроорганизмов, геохимической характеристике и ТЛ. При выявлении масштабов генерации УВ различных типов необходимо особое внимание обратить на вероятность миграции основной их части по пластам вверх по восстанию пород, которая может приводить в конечном итоге к уходу УВ, в первую очередь СН , в атмосферу. Поэтому наряду с широким комплексом биогеохимических исследований необходимо проводить весьма тщательный и детальный анализ фациальных изменений отдельных пластов и также детальные палеотектонические построения. [c.111]

    Монография представляет собой фундаментальный труд о коллекторских толщах, залегающих на разных глубинах и различных стратиграфических горизонтах. Характеристика коллекторских толщ дается по нефтегазоносным провинциям Советского Союза. Книга состоит из двух частей. В первой части приведены сведения о породах-коллекторах нефти и газа, факторах, влияющих на формирование коллекторских толщ и изменение коллекторских показателей, а также описание геологических условий нефтегазоносных провинций. Во второй части рассмотрены условия залегания, состав, свойства пород-коллекторов и закономерности их размещения на территории нефтегазоносных провинций. В заключении выделены главные типы коллекторов, выяснены общие изменеьшя свойств коллекторов в зависимости от глубины залегания, термодинамических условий, тектонической напряженности. [c.184]

    Общие физические свойства згглеводородов. Закон четных паев и понятие о пределе и гомологи. Болотный газ. Светильный газ. Превращение болотного газа в его гомологи. Нефть, керосин. Характеристика спиртов как углеводородных гидратов. Понятие о строении углеродных соединений. Непредельные углеводороды. Этилен, или маслородный газ. Полимерия. Ацетилен. Терпентинное масло. Бензин. Фенол. Нафталин. Выводы. [c.54]

    С ростом объемов добычи нефти и газа в море и удалением вышек от берега встал вопрос о новой организации промыслового хозяйства. Было решено, что для группы эксплуатируемых скважин нужно создать общий промысловый сборный пункт. Так появились стационарные площадки, на которых было сосредоточено все нефтегазовое хозяйство. На этих площадках производилось отделение газа от нефти. К ним от скважин подводились либо самостоятельные, либо спаренные подводные трубопроводы, транспортирующие продукцию на материк. Существенную помощь в обслуживании промыслового хозяйства оказало сооружение металлических эстакад, связывающих между собой отдельные стационарные площадки с действующими на них эксплуатационными скважинами. Такая взаимосвязь скважин проектировалась исходя из технико-экономической целесообразности. Следует отметить, что строительству стационарных установок и эстакад предшествовала большая работа по определению геологической характеристики грунтов и рельефа дна на морских месторождениях. Только на основании четких данных и их изучения решался вопоос, как возводить морские гидротехнические сооружения. В процессе развертывания работ по обустройству вновь открываемых месторождений нефти и газа проектировщики вносили необходимые усовершенствования и разрабатывали новые конструкции и технологические схемы обустройства месторождений. [c.116]

chem21.info

Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей

1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, фи­зики и химии.

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

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (Cnh3n) и в меньшем количестве ароматического (Cnh3n-6) рядов.

По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 — газы; от С5Н12 до С16Н34 — жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.

Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводо­родов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и прев­ращения газонефтяных систем.

Нефтегазоносный пласт определяется не только породами, содержащими нефть или газ, но и самими насыщающими их фазами. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре. При извлечении углеводородов на поверхность давление и температура пластовой смеси уменьшаются. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Отсюда возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры. Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости. Из-за сложности природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

Химический состав углеводородных газов может быть легко определен до гептанов. Химический состав сырой нефти оценить труднее, так как она состоит в основном из более тяжелых углеводородов, чем гептаны.

Помимо свойств углеводородов, представляют интерес также свойства воды, каким-либо образом связанной с продуктивным пластом, так как вода занимает часть пространства пласта, создает энергию для добычи нефти, а также может добываться вместе с нефтью и газом.

Содержимое продуктивных пластов в основном находится в состоянии газа, пара или жидкости. Однако эти термины передают сущность состояния только при определенных давлениях и температурах. Вещество в зависимости от давления и температуры, при которых оно находится, может существовать в газообразном или жидком состоянии. Понятие пар определяется как газообразное состояние любого вещества, которое при обычных условиях является жидкостью или твердым телом. Под обычными условиями понимаются атмосферные условия давления и температуры. При рассмотрении углеводородов удобно понятия «газ» и «пар» считать синонимами.

Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными или гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Для гетерогейной системы физические и химические свойства в разных точках различны.

Гетерогенные системы состоят из фаз. «Фаза» — это «определенная часть системы, которая является гомогенной и физически отделена от других фаз отчетливыми границами». Например, в гетерогенной системе одновременно содержатся лед, вода и водяной пар. Степень дисперсности не определяет количества фаз. В приведенном примере лед независимо от того, существует он в виде одного куска или раздроблен на несколько частей, является одной фазой.

Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов.

Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.1.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой.

Рис.1.1. Фазовая диаграмма многокомпонентной смеси

Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой.

«Критическая точка» (точка К на рис.1) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными.

«Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке.

«Критическое давление» — давление, соответствующее критической точке.

«Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.

«Экстенсивные свойства» — свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества.

«Кривая А точек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа.

«Кривая точек росы b» — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости.

«Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия.

«Крикондентерм» (М) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.

«Криконденбар» (N) — наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.

«Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис.1) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям.

«Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA

«Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA).

«Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.

Из рассмотрения рис.1.1 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы —100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации.

Фазовая диаграмма (рис.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения ее на поверхность.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.

studfiles.net


Смотрите также