В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.
Интенсивность изменения фаз зависит:
- темпа снижения давления и температуры при движении нефтяного по-тока;
- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2-С6);
- молекулярная масса нефти;
-вязкость нефти.
На Рис. представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии-жидкость, горизонтальная линия-двухфазное состояние(жидкость и газ),справа-газ. Справа от С по пунктирной линии-кривая точек конденсации,слева кривая точек кипения.
| Диаграмма фазового состояния чистого этана. Уде́льный объём – объём , занимаемый единицей массы вещества; физическая величина, обратная плотности : если плотность равна ρ, то удельный объём - 1/ρ. В СИ имеет размерность м3/кг, в СГС - см3/г. |
С приближением температуры и давления к критическим значениям
- свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми,
- поверхность раздела между ними исчезает,
- и плотности их уравниваются.
Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать.
Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение.
Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.
Давление при котором газ начинает конденсироваться называется давлением насыщения Фазовые превращения углеводородов можно представить в координатах:
давление-температура.
При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.
Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух - и многокомпонентных систем.
В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры.
Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.
Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин.
Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации.
Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры.
Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением.
Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.
Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора.
По аналогии с газовым фактором (Го) для нефтяных месторождений
газоконденсатный фактор (Ко) (применяется для конденсатных залежей) - отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству стабильного конденсата в м3.
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3).
Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.
Нефть и конденсат, полученные непосредственно на промысле при данных температурах и давлениях, называются сырыми.
Нефть и конденсат прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.
БИЛЕТ № 2
Пористость горных пород
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин).
В зависимости от происхождения различают следующие виды пор
1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.
Вторичные поры
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.
3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка в доломит) идет сокращение объемов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита.
4.Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, пере-кристаллизации.
5.Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.
Различают физическую или абсолютную пористость, которые не зависят от формы пустот, открытую, а также динамическую и эффективную пористость, зависящих от формы пустот.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости зависит от объема всех пор:
Коэффициент открытой пористости зависит от объёма сообщающихся между собой пор
Коэффициент эффективной пористости определяется объёмом пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.
По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:
1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;
(соль, гипс, ангидрит)
2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм)
3) субкапиллярные — меньше 0,2 мкм (0,0002 мм).
Общая и открытая пористость зависят от:
глубины залегания и, как правило, падает с увеличением глубины залегания
от плотности пород; количества цемента и др.
Объём пор зависит от:-формы зёрен и размера зёрен;-сортировки зёрен;-укладки зёрен;-однородности и окатанности зёрен;-вида цемента.
Состав нефти.
Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений.
Основные классы углеводородов в нефти:
Парафиновые углеводороды (алканы) - насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 30 - 70%.
Различают алканы:
- нормального (н-алканы - пентан и его гомологи) строения,
- изостроения (изоалканы - изопентан и др.) и
- изопреноидного строения (изопрены - пристан, фитан и др.).
Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) - насыщенные алициклические углеводороды.
К ним относятся: - моноциклические с формулой CnH2n, - бициклические - CnH2n-2, - трициклические - CnH2n-4, -тетрациклические - CnH2n-6. Содержание их в нефти 25 - 75%.
Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти - и шестичленные нафтены. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.
Ароматические углеводороды (арены) - их в нефти от 10 до 50%. К ним относятся представители
- моноциклических- бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.),
- бициклические- нафталин и его гомологи,
- трициклические- фенантрен, антрацен и их гомологи,
-тетрациклические- пирен, его гомологи и другие.
Гибридные углеводороды (церезины ) - углеводороды смешанного строения:
-парафино-нафтенового, -парафино-ароматического, -нафтено-ароматического.
В основном это твердые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов - являются основной частью парафиновых отложений в скважинах.
Гетероатомные соединения - углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы. К ним относятся:
1. Кислородсодержащие - фенолы, нафтеновые кислоты,., содержание в нефтях от 0,1-1
2. Серосодержащие - меркаптаны, сульфиды, дисульфиды,., содержание в нефтях от 0,1 1-6 %;
3. Азотсодержащие - амины, пиридин, хинолин, пирролы и др. и их производные, от 0.02-1
4. Порфирины -содержание в нефтях меньше 1%;
5. Смолы и асфальтены - высокомолекулярные соединения, содержание в нефтях от 1 до 35%.
6. Минеральные вещества и вода в нефтях содержатся в малых количествах.
Дата: 2019-07-24, просмотров: 321.
