Реферати українською » Геология » Нафта в пластових умовах


Реферат Нафта в пластових умовах

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Запровадження

Ця курсова робота є стисле узагальнення і аналіз сучасних знань на тему «Нафта в шарових умовах».

Основна мета роботи – описати умови залягання й поліпшуючи властивості нафти на шарових умовах.

Під час написання роботи використаний матеріал з таких видань:

>Искендеров М.А. «>Нефтепромисловая геологія й розробка нафтових родовищ» (1955), Жданов М.А. «>Нефтепромисловая геологія і підрахунок запасів нафти і є» (1981) та інших.

Більшість праці полягає із розділів: умови залягання і їхні властивості газу, нафти та води в шарових умовах; фізичні властивості нафти; властивості нафти на шарових умовах;нефтенасищенность пласта. У основній частини використано 4 малюнка.

Обсяг курсової роботи 26 сторінок. Наприкінці наведено графічне додаток в форматі А3 «>Геоизотерми західній частиніНово-Грозненского родовища».


1. Умови залягання й поліпшуючи властивості газу, нафти та води в шарових умовах

У процесі накопичення опадів для формування поклади нафти на результаті регіональної (первинної) міграції пористе простір породи виявляється заповненим дифузно розсіяними нафтою, газом і води. Надалі привнутрирезервуарной (вторинної) міграції всередині пористої породи рідини та газу розподіляються відповідно до їхплотностями: газ займає підвищену частина пласта (створюючи газову шапку), нижче розташовується нафту, та ще нижче вода. Проте повного гравітаційного поділу газу, нафти та води немає і частина води (так званої пов'язаної води) залишається у газовій і Тюменської нафтової зонах пласта, утримуючись там силами поверхового натягу всубкапиллярних порах.

Нафта та газу за хімічним складом є дуже складними вуглеводнями, які перебувають при підвищенихпластовом тиску і температурі, що відрізняє їх властивості в шарових умовах від властивостей лежить на поверхні землі.

Стан суміші вуглеводнів лежить на поверхні залежить від складу вуглеводнів, видобутих із свердловини, і південь від тиску і температури, за яких вони беруться.Углеводороди, залишаються в пласті про всяк стадії його виснаження, перетерплюють фізичні зміни, оскільки пластовий тиск принаймні відбору з пласта нафти чи газу зменшується. Тому не виникає необхідність вивчення фізичних властивостей вуглеводнів, що у природні умови, і особливо змін цих властивостей залежно тиску і температури.

Знання фізичних закономірностей зміни властивостей вуглеводнів дає можливість оцінити кількість отриманих газів і рідини, наведених до стандартних умов, при добуванні їх у поверхню.

Вивчення зазначених вище даних дозволяє з'ясувати фізичні явища, які у надрах, оцінити промислові запаси й газу пласті і визначити заходи щодо якомога повному вилучення у надрах нафти і є.

Під час вивчення фізичних властивостей шарових рідин і газів слід пам'ятати і те, що рух в пористої середовищі при експлуатації відбувається у складних умовах, визначених як високими тиском і температурою, а й фізико-хімічними властивостями рідин, газів і найбільш пористої середовища. Через складності складу природних вуглеводневих сумішей часто-густо доводиться користуватися емпіричними даними, одержаними у результаті лабораторних досліджень.

Для дослідження фізичних властивостей природних рідин і газів у першу чергу, необхідно встановити стан і характеру зміни простиходнокомпонентних систем.Однокомпонентние вуглеводні в чистому вигляді не перебувають у природі й можна отримати тільки після ретельної переробки вуглеводневих систем. Проте зважаючи на те, що фізичні властивостіоднокомпонентних вуглеводнів і характеру їх змін у залежність від тиску і температури якісно таку ж, як й навіть складніших систем, їхнього вивчення можна скористатися основними визначеннями і принципами термодинаміки і зниження фізичної хімії, що відносяться до індивідуальним вуглеводням.

>Углеводородние системи, як та інші системи, може бути гомогенними ігетерогенними.

У гомогенної системі її частини мають однакові фізичні властивості. Для гетерогенної системи фізичні і хімічні властивості у різних точках різні.

>Гетерогенние системи складаються з фаз, кожна з яких є певну частину системи, що є гомогенної робота як фізично відмежовану від інших фазотчетливими межами (наприклад, гетерогенна система: лід, вода і водяну пару).

У нафтогазовому пласті є також гетерогенна система: газ, нафту, вода. Тому, окрім властивостей вуглеводнів необхідно вивчення також властивостей води, що займає частина обсягу пласта, створює енергію у видобуток нафти, і навіть витягається разом із нафтою та газом.

Нижче розглядатимуться лише основні властивості нафти на поверхневих і шарових умовах, які потрібно знати під час проектування, аналізі розробки нафтових покладів, і навіть під час підрахунку запасів нафти.

2. Фізичні властивості нафти

Нафта є переважно суміш вуглеводнів різного складу, хоча у ній зазвичай переважають вуглеводні метанового (>парафинового) чинафтенового рядів. У менших кількостях зустрічаються вуглеводні ароматичного деяких обласних і ін.

По фізичному стану вуглеводні від СП4 до З4М10 – гази, від З5М12 до З16H34 – рідини і південь від З17H36 до З35М72 – тверді, званіпарафинами.

>Углеводороди метанового низки (ЗпМ>2п+2) переважають внефтях родовищГрозненского району,Челекена, Ферганській долини, Південної Бухари й ін.

>Углеводородинафтенового низки (ЗnH2n) є основний складовою нафт Азербайджану, Західної України тощо.

Товарні якості нафти визначаються змістом легень і важких вуглеводнів, складом рідких i твердих вуглеводнів і наявністю домішок.

Нафта характеризується фракційним складом. Зазвичай виділяють такі фракції: до 100 °З – бензин першого сорти, до 110 °З – бензин спеціальний, до 135 °З – бензин другого сорти, до 265 °З – гас (сорт «метеор»), до 270 °З – гас звичайний; залишок належить до мазуту, з яких при підігріванні (під вакуумом) до 400–420 °З відбирають масляні фракції.

За вмістом фракцій розрізняють нафти легкі (бензинові, масляні) і досить важкі (паливні, асфальтові та інших.). Середній вміст бензинових фракцій (киплячих до 200 °З) внефтях пермських і кам'яновугільних відкладень східних районів СРСР коливається не більше 15–25%, внефтях девонських відкладень – 25–30%.

Якість нафти залежить також від вмісту у ній парафіну, сірки, смолистих речовин тощо. За вмістом парафіну розрізняютьбеспарафинистие нафти – парафіну трохи більше 1%,слабопарафинистие-1–2% іпарафинистие – більш 2%. Найбільшим змістом парафіну відрізняються нафти родовищМангишлака (20–28%), Західної України (до 12%),Грозненского району (до 7%),Челекена Середньої Азії (до 4–5%),Сураханского (2–4%),Озек-Суатского (до 25%) та інших.

Сірка внефтях зустрічається як вільна, і у вигляді сполук (сульфіди, меркаптани та інших.); загальне неї давав сягає 1 і часом 4,5%. Розрізняютьмалосернистие нафти – сірки трохи більше 0,5% і сірчисті – більш 0,5%. Особливо містило велику кількість сірки відрізняються нафти родовищ Башкирії і Татарстані, південній частині Пермської іКуйбишевской областей. УнефтяхИшимбайского,Туймазинского,Бугурусланского,Ромашкинского і Ставропольського родовищ вона становить від 1,5 до 3%. Унефтях родовищ, розташованих північніше і південніше Татарії і Башкирії, кількість сірки помітно менше (0,6–0,9%), і зовсім небагато її міститься унефтях Саратовської і Волгоградської областей (0,3–0,4%). Незначне її кількість зазначається й унефтях низки родовищ західній частиніКуйбишевской області, Західного Сибіру.

За вмістом смол розрізняютьмалосмолистие нафти із вмістом смол менш 8%, смолисті – 8–28% ісильносмолистие – більш 28%.

У нафти на невеликих кількостях зустрічаються хлор, йод, фосфор, миш'як, калій, натрій, кальцій, магній тощо.

З кисневих сполук найбільше значення маютьнафтеновие і жирні кислоти,асфальтени і смоли.

Бензин і гас характеризуються величиною октанового числа. Ця кількість показуєдетонационную стійкість палива (детонація – передчасний вибух частини палива, що призводить до їх зниження потужності двигуна і до передчасному його швидкого зносу й руйнації).Октановое число визначається змістомизооктана (в про.%) у такому стандартної суміші його згептаном, котра, за своєї детонаційної стійкості рівноцінна випробуваному палива. Що октанове число палива, тим вужчу детонацію вони викликають в моторі. Бензин з октановим числом 72 і більше називається високооктановим.

Щільність нафт визначають за нормальної температури +20 °З. Вона коливається не більше 0,730–1,06. Щільність азербайджанських нафт 0,78–0,93, грозненських 0,84–0,87. У східних районах РФ вона змінюється загалом від 0,852 до 0,899. Щільність каліфорнійських нафт 0,78–0,93, а деяких мексиканських нафт близько 1,05.

У щільність нафти призначають у градусах АНІ (Американський нафтової інститут) при 60 °F (близько 15,5 0З); щільність води у цій системі дорівнює 10° АНІ.Пересчетная формула від градусів АНІ до системи, ухваленій у Росії, наступна:

звідки 10° АНІ відповідаютьp1515 = 1.

>Вязкость чи внутрішнє тертя – в СІ динамічна в'язкість нафтинамеряется вПас, кінематична – в м2/з.

Умовна в'язкість в градусахЭнглера (°ПУ) є ставлення часу закінчення звискозиметра 200 див3 >испитуемой рідини до «водного числу» – часу закінчення 200 див3 дистильованої води при +20 °З, зазвичай рівному 50–52 з.

>Вязкость нафт коливається в межах і залежить від пластового тиску, температури і розчиненої не в нафті газу. Залежність в'язкості тиску дуже незначна; зі збільшенням температури в'язкість нафти зменшується; зі збільшенням кількості розчиненої газу вона помітно зменшується.

>Вязкость нафти грає великій ролі на своєму шляху її за пласту. Від величини в'язкості нафти і її співвідношення з в'язкістю води залежать динамікаобводнения поклади і умови ефективної видобутку нафти.

>Поверхностное натяг рідини залежить від протидії нормальним силам, докладеним до цієї поверхні і є хто прагне змінити її форму. Одиниці виміруН/м чиДж/м2.

>Поверхностное натяг існує за українсько-словацьким кордоном розділу будь-яких двох фаз. У середньому, його величина за українсько-словацьким кордоном нафти з повітрям становить 2,5–3,5Н/м2, і з водою – 7,2–7,6Н/м2 (поверхове натяг вод нафтових родовищ унаслідок їх мінералізації сягає 7,9Н/м2).

Це властивість має важливе значення на своєму шляху нафти на пористої середовищі. У насправді,поровое простір нафтових пластів у частині представленокапиллярними трубками змінного перерізу, тому частки нафти при своєму русі за цими капілярам повинні змінювати форму і поверхню. У цьому подолання сил поверхового натягу витрачається частина пластовою енергії: що більше величина поверхового натягу, тим більше буде витрачатися пластової енергії з його подолання.

Зазвичай, що більше щільність нафти, то більше вписувалося її поверхове натяг; зі зростанням пластового тиску його величина також кілька зростає; зі збільшенням кількості розчиненої газу та підвищенням температури поверхове натяг нафти зменшується.

 

3. Властивості нафти на шарових умовах

Рух нафти на пласті залежить від шарових умов. До них належать високі тиску, підвищені температури,молекулярно-поверхностние явища, наявність розчиненої газу нафти та інших. Для пластової нафти характерно зміст значної кількості розчиненої газу, що у процесі зниження пластового тиску виділяється, змінюючи його властивості (нафту стає більш в'язкому, зменшується її обсяг).

Отже, пластова нафту є сумішшю рідких і газоподібних вуглеводнів, які можуть перебувати або уоднофазном стані (нафту з розчиненим газом), або удвухфазном (газована нафта та природний вільний газ).

Відбір проб нафти

Вивчення властивостей шарових нафт починають із добору їхнього глибинних проб. Від якості відібраних проб залежатиме точність визначених характеристик.Пробу відбирають з працюючої свердловини, навіщо у замкову шпарину зазвичай до глибини середніх отворів фільтра опускають глибинний пробовідбирач.

Щоб вирішити, з яких свердловин досліджуваного об'єкта слід відбирати проби, насамперед потрібно ознайомитися із геологічною будовою об'єкта, що підлягає вивченню. Якщо об'єкт нескладного будівлі, наприклад, горизонтально що залягає пласт без екрануючих порушень, то вибір свердловин технічно нескладне особливих зусиль. І тут для відбору проб то, можливо вибрано кілька свердловин, рівномірно розташованих за площею та віддалених друг від друга значній відстані відстані. Кількість свердловин залежатиме від розмірів об'єкта.

Що стосується складного геологічної будови (крутоспадаючі пласти, диз'юнктивні порушення всередині об'єкту і т.п.) вибір свердловин для відбору проб представляє досить важке завдання. Необхідно щодо мінімальної числу проб отримати повне уявлення про характер пластової нафти.

При складному геологічному будову об'єкта можливо мінливість по пласту деяких характеристик нафти, викликане відмінностями в певній температурі й тиску окремими його частинах. У порушених частинах пласта температура буде вже ніколи, ніж у опущених. З іншого боку, за наявності в пласті екрануючих порушень може бути, що прошарок, виділений як біжать гідродинамічна система, містить різні за складу нафти, тобто. не більше окремих блоків зібралася нафту,мигрировавшая із різних місць. Відмінність властивості нафти можуть бути і наслідком відсутності встановленого термодинамічної рівноваги в пласті між рідкими і газоподібними вуглеводнями. У разігазонасищенность нафти на межах поклади характеризується непостійністю і убуває вниз по падіння пласта.

Отже, під час виборів свердловин для відбору глибинних проб необхідно керуватися геологічною будовою родовища та даними промислових випробувань свердловин. Чим детальніше вивчений об'єкт, тим вибрати свердловини. Привести якусь універсальну схему неможливо, і питання вибору свердловин для відбору проб у кожному даному випадку необхідно вирішувати особливо.

Наступним важливим моментом під час виборів свердловин був частиною їхнього технічний стан. Запланована для відбору проб свердловина має відповідати вимогам безпечної роботи за спуску глибинних приладів. І тому вона повинна переважно мати справними, легкозакривающимися засувками.Фонтанние труби повинні вільно пропускати глибинний пробовідбирач, навіщо діаметр може бути щонайменше 50,8 мм; бажано, щоб труби були якнайближче до перфорованого частини колони. Часто внаслідок сильних вм'ятин на трубах спускпробоотборника протягом усього глибину свердловин неможливий, тому труби у всій довжині нічого не винні мати вм'ятин і різких вигинів та, крім того, низ колони фонтанних труб має бути обладнаний упором.

Якщо з'ясується, що фонтанні труби спущені не так на всієї глибини свердловини чи кінці труб не приварені упори, то спускпробоотборника нижче фонтанної колони категорично не рекомендується щоб уникнути його обриву при підйомі.

Перед спуском у замкову шпаринупробоотборника слід перевірити шаблоном технічний стан труб.

Що стосуєтьсяпарафинистой нафти, як у верхню частину колони відкладається парафін, перед спускомпробоотборника у замкову шпарину необхідно очистити труби від цього.

Бажано, щоб перед відбором глибинної проби провели дослідження роботи свердловини в різнихштуцерах,замеренизабойное і пластові тиску, температура. Ці дані допоможуть вибрати той режим роботи

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація