Нефтяные газы и их свойства. Плотность нефти и газа


Плотность природных и нефтяных газов

    Плотность природных и нефтяных газов зависит от их компонентного состава. Ниже приведены данные о плотности индивидуальных газов при 293 К и 101,3 кПа  [c.64]

    Плотность природного газа в большинстве случаев составляет от 0,72 до 0,88 кг/л , а нефтяных попутных газов — от 0,8 до 1,3 кг/м . [c.32]

    В качестве исходного сырья, используемого для получения синтез-газа посредством парового риформинга, могут применяться природный газ (в основном метан с несколькими процентами высококипящих углеводородов), легкий бензин (в основном бутан с некоторым количеством бутена и высококипящих углеводородов) и, наконец, легкие нефтяные дистиллаты. которые содержат различные углеводороды, кипящие при 40—170 С (например, 65 объемн. % парафинов, 25% нафтенов, 10% ароматических углеводородов и 1% олефинов). В последнем случае средний молекулярный вес близок к 100, а плотность составляет 0,68—0,72 г см , — величины, сходные с молекулярным весом и плотностью гептана С,Нхв. [c.63]

    На Международной конференции по энергетическим ресурсам, состоявшейся в 1979 г. в г. Монреаль (Канада), к традиционным источникам углеводородов были отнесены залежи легких и средних нефтей, природные газы и содержащиеся в них конденсатные жидкости, а к нетрадиционным — скопления тяжелых нефтей и твердых битумов — от асфальта до керита, а также жидкие и газообразные углеводороды, которые можно получать из углей, битуминозных песчаников, горючих сланцев, газогидратов, зон геодавлений, биомассы, торфа, промышленных и городских отходов [5]. В связи с тем, что ряд используемых понятий не имел достаточно четкого определения, на XI Мировом нефтяном конгрессе была предложена единая классификация всех типов природных углеводородов [6]. В качестве основных классификационных параметров для всех источников углеводородов, встречающихся в природных резервуарах, были приняты агрегатное состояние, плотность и вязкость и рекомендованы следующие определения  [c.15]

    В качестве единицы удельного веса принимается 1 Н/м . Относительный удельный вес нефтяных и природных газов определяется как отношение удельного веса газа к удельному весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях. В СССР принято определять плотность и удельный "вес при 20°С. Так как зависимость плотности нефтепродуктов от температуры линейная, то, зная плотность при температуре можно найти по формуле [c.10]

    Полиэтилен —полимеризационная термопластичная пластическая масса. Исходный мономер — этилен — получают из природных или нефтяных газов он может быть также получен дегидратацией этанола или гидрированием ацетилена. Получение полимера может быть осуществлено при высоком, среднем или низком давлении. В СССР выпускается полиэтилен ВД низкой плотности, получаемый по методу высокого давления, и полиэтилен ИД высокой плотности, получаемый по методу низкого давления. Полиэтилен ВД с молекулярным весом 18 000— 25 000 условно называется по- [c.419]

    ТАБЛИЦА У.ЗЗ. ПЛОТНОСТЬ р ПРИРОДНОГО (П), НЕФТЯНОГО (Н) И ПРОПАНБУТАНОВОГО (ПБ) ГАЗОВ, кг/м  [c.452]

    Природный газ нефтяных месторождений содержит углеводороды метанового ряда с относительно большим количеством тяжелых углеводородов, достигающим 50% (табл. 1-4). Вследствие этого нефтяные газы имеют Qв, доходящее до 14 650 ккал м . Плотность этих газов превышает в большинстве случаев плотность воздуха. [c.22]

    Метод расчета по химическому составу. При анализах, не связанных с коммерческими расчетами между поставщиком и потребителем, допускается устанавливать плотность газа расчетным путем по химическому составу, определенному с помощью хроматографа какой-либо марки. Метод распространяется на все природные и попутные (нефтяные) газы. [c.26]

    Плотность смесей нефтяных фракций находят как аддитивную величину, однако это правило не соблюдается, если плотности смешиваемых продуктов резко различаются. Плотность смесей при разных значениях давления и температуры может быть вычислена по данным работ [43, 46—48]. При нахождении плотности высококипящих и остаточных фракций, для которых экспериментальное определение затруднено, можно воспользоваться методикой [49, 50], для расчета плотности сжиженного природного газа— данными [44], а с учетом коэффициента бинарного взаимодействия— работой [51]. [c.19]

    Ценность топлива определяется величиной его теплоты сгорания. По теплоте сгорания газовое топливо не уступает другим видам топлива. Так, например, дрова и торф имеют низшую теплоту сгорания до 3200 ккалЫг, лучшие каменные угли — до 7300 ккалЫг, а нефть — 10 ООО ккал кг. Коксовый же газ дает тепла 4300 ккал м при плотности его 0,5 кг м . Следовательно, теплота сгорания коксового газа будет 8600 ккал кг, что превышает теплоту сгорания лучших углей. Низшая теплота сгорания природного дашавского газа составляет 8500 ккал м при плотности его 0,8 кг м , что составляет 10 600 ккал кг. Таким образом, теплота сгорания этого газа выше, чем нефти. Попутные природные газы нефтяных месторождений имеют еще большую теплоту сгорания, доходящую до 15 ООО ккал м . [c.30]

    ГИ Б энергетических и зкономических проблемах. Общность элементар ного состава ГИ природного газа, газовых конденсатов, нефтей, бурых и каменных углей, горючих сланцев и др. Теории происхождения и генезиса ГИ. Понятие об условном топливе и нефтяном эквиваленте ГИ. Основные физические свойства плотность, молекулярная масса, температуры застывания, размягчения, вспышки, воспламенения и самовоспламения. Теплотворная способность, [c.224]

    С самого зарождения нефтяной промышленности была признана важность облагораживания сырья и производства более ценных продуктов. В начальный период нефть разделяли периодической перегонкой на ряд фракций, различавшихся по температурам кипения и плотности. Природный газ пропускали через адсорбент (активированный уголь) для выделения газового бензина И получения сухого газа. Примитивные периодические установки постепенно вытеснялись трубчатками и абсорбционными установками непрерывного действия, которые, хотя и значительно более совершенны, чем прежние, все еще не обеспечивают достаточно четкого разделения. [c.48]

    В связи с переработкой природных и нефтяных газов в сжиженные газы представляет интерес способ расчета их плотности. Для жидких углеводородов применяют формулу Крегера  [c.63]

    Природные газы различных месторождений отличаются по компонентному составу, а следовательно, по теплотам сгорания, плотности н числу Воббе. Значения числа Воббе для газовых и газоконденсатных месторождений различаются в пределах 9600 до 12 000 ккал/м , для нефтяных несколько выше — от И ООО до 14 500 ккал/м.  [c.286]

    В нефтяной, газовой или нефтегазовой залежах скопившиеся жидкости и газ находятся в пластах пористых, пористо-трещиноватых или трещиноватых пород, заполняя поровое пространство природных резервуаров-коллекторов. Внутри резервуара газ, нефть и вода располагаются в зависимости от величины их плотности газ занимает верхнюю часть пласта, под ним находится нефть, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Скопление газа в самой верхней части резервуара называется газовой шапкой. В тех случаях, когда нефти гораздо меньше, чем газа, и она как бы подстилает газ снизу, скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи. [c.8]

    В связи с различием в количественном составе нефтяных и природных газов их физические свойства различны. Плотность (по воздуху) попутных газов выше, чем природных,— она достигает 1,0 и более теплота сгорания их составляет 46 ООО—50 ООО Дж/кг. [c.151]

    Нефтяные попутные газы по составу в различных месторождениях сильно отличаются друг от друга. Даже их плотность колеблется от 0,8 до 1,5 г/см . Они содержат в своем составе метан — 40— 70 %, этан — 7—20 %, пропан — 5—20 %, бутан — 2—20 % и пентан— О—20%. Иногда в их составе имеется сероводород — около 1%, углекислый газ — около 0,1%, азот и другие инертные газы — до 10%. Попутные газы в районе Азербайджанской, Туркменской и Украинской ССР и некоторых других республиках характеризуются относительно низким содержанием высших углеводородов метанового ряда этана, пропана, бутана, пентана. Они подвергаются переработке, аналогичной для природных газов. Попутные газы в других районах, например втором Баку (Башкирия), содержат большой процент высших углеводородов и могут служить источником пентана, бутана, пропана и этана, используемых для получения различных синтетических полимеров. [c.10]

    В установках очистки природного и нефтяного газа наибольшее распространение получили мембранные аппараты на основе рулонных элементов, имеющие относительно высокую (до 1000 м /м ) плотность упаковки мембран и небольшое (по сравнению с модулями на основе полых волокон) гидравлическое сопротивление. Например, фирма Дельта Инджиниринг разработала процесс Делсеп очистки природного и нефтяного газов с использованием рулонных элементов с асимметричной ацетатцеллюлозной мембраной Гасеп [13, 61—63]. На рис. 8.10 [c.287]

    В зависимости от плотности и элементного состава теплота сгорания нефтей различных месторождений может меняться от 39,5 ГДж/т (тяжелая нефть месторождения Боскан в Венесуэле) до 43,6 ГДж/т (легкая нефть, добываемая в Индонезии). Теплота сгорания природного и нефтяного газов зависит во многом от содержания в них инертных компонентов и может колебаться в пределах от 34 до 47 МДж/м [4]. [c.13]

    Решение ряда важных геологических и геохимических задач базируется на установлении глубины метаморфической превра-щвнности нефти. Под этим показателем обычно понимается суммарный результат постепенных химических изменений нефтяной системы, на которую влияют такие природные факторы, как температура, давление, возраст, каталитические свойства вмещающих пород и др. Для оценки степени превращенности предлагалось использовать разные характеристики нефтей и нефтяных компонентов плотность, смолистость, содержание низкокипящих фракций /I/, соотношения индивидуальных углеводородов и их групп /1-6 и др./, изотопный состав углерода нефти и метана, содержащегося в попутном нефтяном газе /7,8. и др./ и т.д. 8ти характеристики закономерно меняются в ходе геохимической эволюции нефтей, косвенно отражая направления, и результаты превращения нефтяных систем в условиях недр. [c.74]

    Горелки беспламенные панельные (ГБП) полного предварительного смешения газа с воздухом с самого начала предназначались для нефтезаводских печей, работающих на природном газе или газах нефтезаводского происхождения. Эти газы весьма существенно отличаются от коксового плотность и удельная теплота сгорания их в 2 - 2,5 раза выше, чем у коксового газа, содержание водорода очень мало, тогда как в коксовом газе оно равно в среднем 60 %. В соответствии с различием состава эти газы отличаются от коксового по скорости распространения пламени в стехиометрических смесях с воздухом [1] скорость распространения пламени в стехиометрической смеси коксового газа с воздухом ( а = = 1,0, содержание кислорода около 17 %) в несколько раз выше, чем в стехиометрической смеси природного газа с воздухом. Именно поэтому одни и те же инжекционные горелки могут работать вполне устойчиво, без проскоков пламени внутрь горелки, на природном газе и неустойчиво на коксовом. Природный и другие нефтяные газы обычно имеют высокое давление перед соплом горелки и обеспечивают высокую скорость вьшета струи газовездушной смеси из каналов (ниппелей) горелки. Для этих условий с целью предотвращения возможности отрыва пламени от горелки, а также для предварительного нагрева газовоздушной смеси при беспламенном сжигании газа устанавливается керамическая огнеупорная насадка. [c.56]

    Ассортимент саж, имеющихся в настоящее время на мировом рынке, так широк, что практически можно найти подходящий сорт для изготовления любого из рассмотренных типов печатных красок. Сажи подразделяются на три типа, четко отличающихся по происхождению и свойствам./Самая низкосортная сажа получается при неполном сгорании остатков канифоли, древесных смол, растительных масел или нафталина. Такая печная сажа применяется главным образом в газетных красках вследствие ее низкой стоимости и большой маслоемкости, позволяющей получать оттиски высокой плотности, что необходимо для этого вида печати. Сажи среднего качества получают при сжигании в форсунках при ограниченной подаче воздуха легких или тяжелых алифатических углеводородов. Эти продукты известны под названием ламповой сажи . Лучши. сорта сажи получаются при сжигании в герметических камерах природных или попутных нефтяных газов, богатых низкомо-лекулярными насыщенными углеводородами. Эти сажи известны под названиями газовая сажа , нефтяная сажа и arbon Ыаск (в США). [c.230]

    Томский НХК является одним из крупных нефтехимических предприятий. В его состав входят производства метанола (из природного газа) мощностью 750 тыс. т - пуск в 1983 г., формалина (360) и карбамидных смол (200) - пуск в 1985 г., полипропилена (на привозном пропилене, 100 тыс. т) - пуск в 1981 г. [269]. После завершения строительства пиролизной установки ЭП-300, работающей на привозном сырье (прямогонные бензиновые фракции - нафта) производство полипропилена переведено на снабжение собственным пропиленом, а получаемый этилен намечено направлять на получение полиэтилена низкой плотности. Впоследствии предполагается направить его на производство сополимера полиэтилена и винилацетата. Из-за ухудшения снабжения Томского НХК нафтой объемы производства на комбинате скизились. Возникла необходимость обеспечения более стабильной и надежной сырьевой базы за счет использования широкой фракции легких углеводородов, получаемой из попутного нефтяного газа и при стабилизации газового конденсата. В настоящее время на Томском НХК выпускаются продукты этиленовой установки, полиэтилен, полипропилен, изделия из полиэтилена и полипропилена, метанол, формалин, карбамидформальдегидные смолы. [c.529]

    Важная особенность добычи природного газа - это высокие давления в системах сбора, подготовки и транспортирования. Эта особенность связана с тем, что плотность газа намного меньше плотности нефти, соответственно значительно меньше давления столба нефти в нефтяной скважине и достигает при сборе до 15 МПа, а при транспортировании - 7,5 МПа, с вы-текаюп ими отсюда более жесткими требованиями к оборудованию и аппаратам промыслов. [c.10]

    В отличие от газов чисто газовых месторождений эти газы называют попутными или нефтяными. Они содержат меньшее количество метана и повышенное количество других более тяжелых углеводородов — до 40 об. %. Поэтому теплота сгорания этих газов выше и колеблется в пределах от 35,0 до 65,0 Мдж1м . Плотность их также заметно выше и может превосходить плотность воздуха. Часть углеводородов (тяжелее этана) улавливается в процессе газофракционирования на газобензипных заводах и используется в качестве цепного химического сырья или как добавка в процессах выработки моторных топлив. Ниннекоторых природных и попутных газах. [c.16]

    Теплота сгорания различных видов топлив может значительно различаться. Так, например, дрова и торф имеют низшую теп.чоту сгорания до 3200, лучшие каменные угли—до 7300, а нефть — около 10 000 ккал/кг. Низшая теплота сгорания природного газа Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения 8550 ккал/м при плотности 0,73 кг/м , что составляет около И 700 ккал/кг. Таким образом, теплота сгорания I кг этого газа выше, чем нефти. Попутные природные газы нефтяных месторождений имеют теплоту сгорания до 15000 ккал/м (10—11 тыс. ккал/кг), а сжиженные — до 22 000—28 000 ккал/м (около И ООО ккал/кг). [c.26]

chem21.info

Нефтяные газы и их свойства — Мегаобучалка

 

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Природные нефтяные газы – смеси предельных углеводородов, главной составляющей которой является метан. В виде примесей в природном газе присутствуют азот, углекислый газ, сероводород, меркаптаны, гелий, аргон и пары ртути.

Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом они близки к свойствам метана, как основного компонента смеси.

Попутные газы месторождений Муравленковского региона содержат от 59,7 % до 84 % метана.

Молекулярная масса газа: 16-20 кг/кмоль.

Плотностьгаза: 0,73 – 1 т/м3.

При расчетах пользуются относительной плотностью -плотность газа, взятая по отношению к плотности воздуха.Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующими за ними по относительной плотности являются пропан С3Н8 (1.522) и бутан С4Н0 (2.006), которые также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Относительная плотность попутных газов Муравленковского региона варьируется от 0,763 до 1,029.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле:

S = a Р b,

где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a ‑ коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01 МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг∙град, а объемная в кДж/м3∙град.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Природный газ- смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газыразделяются на:

Сухие -природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 гр газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др. Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10-5 до 1х10-5Па-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ. По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате - объем газа больше объема поступления нефти. Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше. Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

 

2.3. 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¸3 0С.

Пластовые воды

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты. 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. До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ, пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды. Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.

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 при 200С составляет 1мПа·с, а при 1000С – 0,284 мПа·с.

Подтоварная вода содержит большое количество как органических, так и неорганических соединений, точный состав сильно варьируется в зависимости от геологической структуры месторождения, состава добываемого флюида. Кроме того, вода может содержать бактерии, суспендированные механические примеси, радионуклиды и тяжелые металлы. Таким образом, пластовая вода представляет собой достаточно агрессивную многокомпонентную жидкость, которая требует дополнительной очистки перед последующей утилизацией. Подтоварную воду нельзя спускать в реки или просто на поверхность земли. Пластовая вода крайне вредно действует на окружающую среду, содержащую неорганические соли, органические соли, органические кислоты и ионы тяжелых металлов, при этом она может иметь уровень радиоактивности, превышающий уровень радиоактивности окружающей среды.

megaobuchalka.ru

Свойства нефти. Плотность нефти. Свойства пластовой воды

где Тн — нормальная температура, Тн = 273,15К; а   и   b — коэффициенты, определяемые из рис.23.5 в зависимости от С, где величина С определяется из равенства:

С = х,                                                                            (99.5)

z = x— суммарное содержание Н2S и CO2  в объемных процентах в составе газа.

5.2. Свойства нефти

При освоении газонефтяных месторождений часто встречаются случаи, когда к скважине одновременно притекают и жидкость и газ. Это связано обводнением газовых скважин, выпадением и частичным выносом из призабойной зоны конденсата, образованием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также прорывом газа через вскрытый нефтенасыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных газонефтяных месторождений с маломощной нефтяной оторочкой возможность и необходимость одновременного отбора газа и нефти, а в ряде случаев газа, нефти и воды требует изучения продуктивность скважины по каждой фазе. Для интерпретации результатов исследования скважин вскрывшие нефтяные и газонефтяные пласты, прогнозирования показателей разработки газонефтяных месторождений, подсчета запасов нефти, а также обустройства газонефтяных промыслов необходимы свойства пластовых нефтей. Свойства нефти входят в исходные уравнения фильтрации нефти в пористой среде и движения нефти (чаще всего газонефтеводоносной  смеси) по стволу и по наземным коммуникациям.

При проектировании разработки газонефтяных месторождений используют свойства пластовых нефтей определенных в основном только экспериментально и в меньшей степени аналитически, разработанные на базе обобщения результатов экспериментальных изучений многочисленных нефтяных месторождений. По углеводородному составу нефти подразделяются на метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические. В составе добываемых нефтей присутствуют также сера, азот, кислород и т.д. Сера в нефти присутствует в свободном состоянии,  в виде сероводорода Н2S и сернистых соединений — сульфиды, дисульфиды, меркаптаны и т.д.

5.2.1.   Плотность нефти

Плотность нефти зависит от состава нефти, давления, температуры и количества растворенного газа. В пластовых условиях плотность нефти меньше ее плотности при нормальных условиях, что связано в основном растворенным газом. При сравнительно высоких давлениях, когда плотность растворенного газа становится сопоставимой с плотностью жидкой фазы с дальнейшим увеличением давления плотность нефти растет. На рис. 24.5 показано изменение плотности от давления двух нефтяных месторождений. Следует подчеркнуть, что не все фазы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти уменьшается при насыщении ее углеводородными газами и незначительно увеличивается при насыщении азотом и СО2. Рост давления выше давления насыщения нефти газом Рн приводит к незначительному увеличению плотности нефти. Часто в гидродинамических расчетах используют относительную плотность нефти. Относительная плотность нефти — это отношение ее плотности при Рат и Тст к плотности воды при Т=277 К и Рат. В диапазоне изменений Т=273¸323 относительную плотность нефти можно определить по формуле:

= rн.ст - a(Т - 20),                                                  (100.5)

где rн.ст — плотность нефти при Рат и Тст=293. Величина a определяется по формуле:

a = [1,828 - 1,320×rн.ст] ×10-3    или  a = 5,11×104(rн.ст + 100/Тср.м)/,                (101.5)

Тср.м — среднемолярная температура кипения нефти, К; при известной молярной массе нефти величину a можно определить по формуле:

a = 0,0006 + 0,0375(-0,0002 + 1/Мн),                                               (102.5)

Мн — молекулярная масса нефти. В более широком диапазоне изменений температуры (20¸1200С) относительную плотность нефти можно определить по формуле:

= rн.ст /[1 + a(Т - 20)],                                                      (103.5)

Значение a зависит от величины плотности нефти при стандартных условиях и определяется по формулам:

при 0,78 £ rн.ст £ 0,86            a = [3,083-2,638rн.ст] × 10-3;              (104.5)

при 0,86 £ rн.ст £ 0,96            a = [2,513-1,975rн.ст] × 10-3.              (105.5)

5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом

В пластовых условиях плотность нефти с учетом растворенного газа rнпл может быть определена по формуле:

rн.пл = (rн.ст + Гrг.ст)/b,                                                                      (106.5)

где rн.ст — плотность нефти при Рат и Тст; rг.ст — плотность газа при стандартных условиях; Г — газовый фактор, т.е. отношение объема газа, растворенного в нефти при пластовой температуре и давлении насыщения к объему дегазированной нефти. Объемы газа и нефти при расчете  Г  должны быть приведены к стандартным условиям;   b  — объемный коэффициент нефти, определяемый по формуле:

b = 1 + l Г +a(Тпл - 20) - bнРпл,                                            (107.5)

где l — безразмерный параметр, определяемый как отношение удельного

vunivere.ru


Смотрите также