Характеристика пластовых флюидов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Характеристика пластовых флюидов

Свойства газа

Плотность газа. На практике пользуются относительной плотностью - это отношение массы данного газа к массе воздуха при одинаковых объемах.

Объемный коэффициент служит для перехода от объема в н.у. к объему, занимаемому этим количеством в пластовых условиях. Объемный коэффициент - это объем, который занимал бы 1 м³ газа в пластовых условиях.

,

Вязкость газа - свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. ( - на АГКМ). Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и условную вязкость.

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности жидкости. Единицы вязкости в СИ: динамическая - Н-с/м² = Па-с; кинематическая - м²/с. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20 °С.

Давление насыщения пластовой нефти газом - это давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Газовый фактор - это количество газа, приходящееся на 1 т или 1 м³ нефти

Свойства нефти

Плотность нефти дегазированной меняется в пределах 600-1000 кг/м³. Зависит от состава УВ и содержания асфальто-смолистых веществ.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, Р и Т. С повышением Р плотность нефти увеличивается, а с повышением Т и содержания газа уменьшается. Поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности нефти дегазированной.

Объемный коэффициент - это отношение объема нефти с растворенным в ней газом к объему этой же нефти после дегазации в поверхностных условиях:

Коэффициент усадки - характеризует уменьшение в % пластовой нефти при извлечении на поверхность после выделения из неё газа: .

Коэффициент сжимаемости нефти и воды: , где - изменение объема при изменении давления на .

Нефть и газ состоят из смеси различных углеводородных и неуглеводородных соединений. Углеводородные соединения -парафиновые, нафтеновые и ароматические (редко олефиновые) группы углеводородов. Неуглеводородные соединения кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Основными химическими элементами нефти являются углерод (82-87 % по весу) и водород (11-15 % по весу). В небольших количествах в нефти могут содержаться кислород (до 1,5 % по весу), сера (0,1-7,0 % по весу и более) и азот (до 2,2 % по весу); в еще меньших количествах присутствуют минеральные примеси - хлор, йод, бром, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, кремний, железо, никель и др.

Для характеристики нефтей и нефтепродуктов используют показатели температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, плавления и застывания. Смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня при температуре, которая называется температурой вспышки. При этом вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки ниже, если легче фракция нефти. Температуры вспышки, например, бензиновых фракций составляют 40 °С, керосиновых от 28 до 60 °С, масляных от 130 до 325 °С. При температуре вспышки можно определить чистоту полученных фракций нефти и возможность образования взрывчатых смесей.

После определения температуры вспышки нефтепродукта при поднесении огня его пары вновь загораются и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нефтепродукт при контакте с воздухом самопроизвольно воспламеняется. Наиболее легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты (300-350 °С).

Температурой плавления твердых нефтепродуктов (парафина и церезина) называется температура их перехода из твердого состояния в жидкое (в определенных условиях).

Температурой застывания называется температура, при которой (в определенных условиях испытания) нефтепродукт теряет подвижность. Температура застывания в основном зависит от содержания парафинов и церезинов в нефти. Они являются важным показателем при транспорте и использовании нефтепродуктов при низких температурах.

Отметим электрические свойства нефтепродуктов. Нефтепродукты плохо проводят электрический ток. Некоторые из них используются как изоляторы - парафин, трансформаторное, конденсаторное масло и др. Электровозбудимость - свойство нефтепродуктов удерживать электрический заряд при движении нефтепродуктов в сосудах, трубопроводах и т.п. Для снятия электрических зарядов необходимо заземлять все устройства, по которым транспортируются нефтепродукты.

Фракционный состав нефти - процентное содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах при ее перегонке. При различных температурах (температуре начала и конца кипения) определяют количество и качество составных частей нефти (фракций-дистиллятов). После обработки дистиллятов различные нефтепродукты получают в виде товарной продукции.

Товарные свойства нефтей определяются технологической классификацией. Она предусматривает показатели оценки нефтей: содержание серы в нефтепродуктах; содержание фракций, которые вскипают до 350 °С, содержание базовых масел и их качество; содержание парафина; индекс вязкости.

В поровом пространстве нефтяной залежи вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остается неподвижной. Такую воду называют "связанной" (с породой), "реликтовой", "погребенной", "остаточной". Эта вода может заполнить до 20 % объема пор и более. Остальная вода может выноситься к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике такую воду именуют "пластовой".

Пластовые воды по степени полезности делятся на соленые, слабосоленые и пресные. Минеральные вещества (растворенные соли) натрия, калия, магния, железа, йода, брома и других определяют их общую минерализацию. Из газообразных веществ в пластовые воды входят углеводородные газы и иногда значительное (до 25 %) количество сероводорода. нефть газ плотность вязкость самовоспламенение

Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:

контурные (краевые) - воды в пониженных участках нефтяных пластов, подпирающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;

верхние контурные (верхние краевые) - в случае, если ненефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами;

подошвенные - воды в нижней части приконтурной зоны пласта; иногда они распространены по всей структуре, включая и ее сводовую часть;

промежуточные - воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;

верхние - воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта;

нижние - воды, залегающие ниже данного нефтяного (газового) пласта;

смешанные - воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов или поступающие из выше- и нижележащих водоносных пластов.

К особым видам пластовых вод можно отнести тектонические, шельфовые и технические. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Шельфовые воды - подземные воды шельфо вых частей материков, т.е. прибрежных частей дна Мирового океана. Техническая вода попадает в нефтегазовые пласты (особенно с низким пластовым давлением) при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин.

Основные физические показатели пластовых вод: плотность, соленость, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде.

Попутный нефтяной газ содержит большое количество пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого попутные газы можно условно разделить на три категории:

бедные или сухие, содержащие до 50 г/м³ тяжелых углеводородов (от пропана и выше);

средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м³ тяжелых углеводородов;

жирные, содержащие свыше 400 г/м³ тяжелых углеводородов.

Большинство попутных газов из категории жирных. С легкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями - в основном сухие газы.

Пропан и бутан легко сжижаются при небольших давлениях. Например, давление паров пропана при температуре 20°С составляет 0,83 МПа. В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ в пластовых условиях находится в различных состояниях в зависимости от давления насыщения - свободном, растворенном, адсорбированном. Основные физические показатели - плотность, вязкость, растворимость, сжимаемость. Плотность свободного газа по отношению к плотности воздуха называется относительной плотностью газа.

Размещено на Allbest.ru