Властивості нафти і газу в покладах і родовищах їх закономірності і

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Зміст
1. Закономірності та зміни властивостей нафти і газу в покладах і родовищах.

2. Тиск і температура в покладах.

Список літератури

3
7
1

1. Закономірності та зміни властивостей нафти і газу в покладах і родовищах
У процесі розробки більшості покладів нафти і газу властивості продукції, що видобувається в тій чи іншій мірі змінюються у міру вилучення запасів. Це відбувається як внаслідок просування до вибоїв свердловин нових порцій нафти і газу із ділянок, віддалених від свердловин і характеризуються іншими властивостями цих флюїдів, ніж в безпосередній близькості до видобувних свердловинах, так і в результаті фізико-хімічних змін нафт і газів, що відбуваються під впливом внедряющейся в поклади води і зміни пластових тиску і температури. Тому для обгрунтованих прогнозів змін властивостей нафти і газу в процесі розробки необхідно мати чіткі уявлення: а) про закономірності зміни властивостей нафти і газу за обсягом поклади до початку розробки; б) про процеси фізико-хімічної взаємодії нафт і газів з води, які надходять у продуктивний пласт (особливо з закачується водами іншого складу, ніж пластова вода); в) про напрямки переміщення флюїдів у продуктивному пласті в результаті експлуатації свердловин; г) про зміни пластових тиску і температури протягом періоду розробки покладу. [1]
Закономірності зміни властивостей нафти і газу за обсягом поклади. Повне однаковість властивостей нафти і розчиненого в ній газу в межах однієї поклади - досить рідкісне явище. Для нафтових покладів зазвичай зміни властивостей достатньо закономірні і проявляються перш за все у збільшенні щільності, в тому числі оптичної щільності, в'язкості, утримання асфальто-смолистих речовин, парафіну і сірки в міру зростання глибини залягання пласта, тобто від склепіння до крил і від покрівлі до підошви у потужних пластах. Фактична зміна щільності в межах більшості покладів зазвичай не перевищує 0,05-0,07 г / см 3. Однак дуже часто градієнт наростання щільності і її абсолютні значення різко зростають в безпосередній близькості до водонефтяного контакту (ВНК, рис. 1,1, 2), де можуть зустрічатися напівтверді асфальти і тверді бітуми. Іноді ці малорухливі нафтові речовини утворюють монолітний шар в підошві поклади, який повністю або частково запечатує поклад, ізолюючи її від законтурне водоносної зони. Нерідко щільність нафти вище ізолюючого шару практично постійна (рис. 1,3). У покладах «відкритого» типу, приурочених до пластів, що виходять на денну поверхню, і запечатаних з голови асфальто-Кіров породами, щільність нафти зі збільшенням глибини зменшується, досягає мінімуму, а потім збільшується у міру наближення до ВНК (рис. 1,4) .

Рис. 1. Принципова схема зміни густини нафти за обсягом покладів (за А. А. Карцеву)
Описані закономірності найбільш характерні для високих покладів родовищ складчастих областей. Основною причиною їх утворення є гравітаційна диференціація (розшарування) нафт за густиною всередині поклади, подібно розшарування газу, нафти і води в межах пласта. Істотна зміна властивостей нафт в зоні ВНК і у верхніх частинах нафтових покладів відкритого типу пов'язане з окисними процесами.
Для покладів платформних областей з невисоким поверхом нафтоносності і великою зоною ВНК гравітаційне розшарування проявляється набагато слабше і основний вплив па зміну властивостей нафт надають окислювальні процеси в зоні, підстилаються підошовної водою. Ступінь їх впливу зменшується у напрямку від зовнішнього контуру нафтоносності до внутрішнього. Також більш інтенсивно вони проявляються в лобових частинах покладів, омиваних свіжими порціями пластових вод. Нафта у тилових ділянках зазвичай менш схильна до впливу окисних процесів. Тому для платформних покладів звичайно щільність нафти, її в'язкість, вміст асфальто-смолистих речовин і ін концентрично збільшуються за площею від центральних ділянок до периферійних, досягаючи максимальних значень в «лобових» (по відношенню до напрямку тиску пластових вод) частинах покладів. [2 ]
Деякі платформні поклади нафти характеризуються односпрямованим лінійним зміною властивостей нафти за площею, що не пов'язане явним чином з положенням внутрішнього контуру і водонафтової зони.
Одночасно зі збільшенням густини нафти, як правило, ростуть її в'язкість зміст асфальто-смолистих речовин і парафіну, а також зменшуються газосодержание і тиск насичення розчинених газів.
Для газових покладів у багатьох випадках спостерігається відносна стабільність складу газів за обсягом покладів, особливо покладів сухого газу, де переважає компонент - метан. Тим не менш, незважаючи на високу дифузійну активність газів, мінливість їх складу в межах єдиної поклади - далеко не рідкісне явище. Найбільш різко вона виявляється в змісті кислих компонентів - вуглекислоти СО 2 і особливо сірководню Н 2 S. У розподілі сірководню звичайно спостерігається зональність, що виражається в закономірний зміну концентрацій сірководню по площі. Явних закономірних зміні концентрації по висоті поклади зазвичай немає.
Газоконденсатні поклади без нафтової облямівки з невисоким поверхом газоносності і невисоким конденсатогазовим фактором, як правило, мають досить стабільний склад газу, склад і вихід конденсату. Однак при висоті газоконденсатной поклади більше 300 м починають помітно проявлятися процеси гравітаційного розшарування, приводячи до збільшення вмісту конденсату вниз по падінню пласта, особливо різко - для поклади з високим поверхом газоносності і нафтової облямівкою. У цьому випадку вміст конденсату в знижених ділянках поклади може бути в кілька разів вище, ніж у зведенні поклади. Відомі, зокрема, приклади, коли конденсатогазовий фактор у свердловинах прісводной частини поклади становив 180 см 3 / м 3, а поблизу газонафтового контакту - 780 см 3 / м 3, тобто в межах однієї поклади зміст конденсату змінювалося в 4 рази. Коливання в 1,5-2 рази звичайні для багатьох родовищ з високими поверхами газоносності при виході конденсату більше 100 см 3 / м 3.
Фізико-хімічна взаємодія нафт і газів із вступниками в пласт водами. Просування води в нафтовий пласт при розробці в умовах водонапірного режиму призводить до зміни сформованого рівноваги між пластовими водами і нафти, приводячи до процесів взаємного розчинення, хімічним н біохімічних реакцій. Особливо активна в цьому відношенні вода, штучно струснутою в пласти підтримки пластового тиску, хімічний склад якої, як правило, різко різниться від складу пластових вод. Основним процесом, що призводить до зміни властивостей нафти; є біохімічне окислення вуглеводнів за рахунок сульфатів, розчинених у воді. Хімічно цей процес виражається рівнянням типу
CaSO 4 + СН 4 = СаСО 3 + Н 2 O + H 2 S;
7CaSO 4 + З 9 Н 20 = 7СаСО 3 + 2СО 2 + ДТ 2 О + 7H 2 S.
Легкі парафінові вуглеводні при відновленні сульфатів окислюються до двоокису вуглецю і води, а важкі, починаючи з С 10 Н 22, перетворюються на полінафтенати. Однак незалежно від кінцевих пунктів окислення вуглеводнів відновлення сульфатів у всіх випадках призводить до втрати легких фракцій нафти, збільшення її щільності і в'язкості і збагаченню нафти (і води) сірководнем і вуглекислим газом, що також знижує рН води. Сірководневе зараження - одне з найважливіших наслідків цього процесу і в той же час надійний індикатор його протікання.
В даний час можна вважати доведеним, що процес відновлення сульфатів за рахунок окиснення нафти і освіти сірководню при розробці нафтових родовищ відбувається біогенним шляхом у результаті життєдіяльності бактерій Сульфат (Desulfovibrio desulfuricans).
Спеціальними лабораторними дослідженнями було встановлено, що життєдіяльність Сульфат бактерії пригнічується при температурі вище 80-90 ° С і мінералізації води більше 100-150 г / л. Промислові спостереження підтверджують ці дані.
Сірководень відзначений у тих покладах, в які в процесі розробки закачують поверхневі прісні і морські води або підземні води неглибоких горизонтів, і невідомий при закачуванні високомінералізованих пластових або стічних вод (розсолів). У всіх випадках сірководневого зараження нафтових пластів в нафті і попутної воді були виявлені Сульфат бактерії, максимальна їхня кількість сягала 10 4 / 10 7 клітин в 1 мл води (Ромашкінское родовище).
У глибокі нафтові пласти бактерії заносять разом з нагнітається водою. У природних умовах Сульфат бактерії зустрічаються в річкових і морських водах, але особливо численні у водах неглибоких підземних горизонтів, що містять вуглеводні. Сульфати вельми поширені в морській і прісній водах, містяться в деяких пластових водах, а також вилуговуються закачиваемой водою з гіпсоносних порід.
Промислові спостереження показують, що зазвичай сірководень з'являється в привибійній зоні нагнітальних свердловин через рік після закачування води, що містить Сульфат бактерії. У міру процесу розробки він досягає вибоїв експлуатаційних свердловин, концентруючись головним чином у попутних водах. Максимальні змісту досягають декількох сотень міліграмів на 1 л, нерідкі концентрації до 100 мл / л, звичайні значення 40-50 мл / л. З появою сірководневої води в експлуатаційних свердловинах помітно збільшується швидкість корозії нафтопромислового обладнання. В даний час боротьбі з сірководневим зараженням нафтових пластів приділяється велика увага.
До зміни складу нафти і розчиненого газу в процесі розробки при нагнітанні в пласт води призводить також виборче розчинення ряду компонентів у воді. Найбільш високою розчинністю у воді володіють метан і азот, їх вміст у попутному газі в процесі розробки з заводнением зазвичай помітно зменшується. Зменшення газосодержания пластової нафти за рахунок видалення найбільш розчинних компонентів газу призводить до вельми помітного зниження тиску насичення, збільшення щільності й в'язкості пластової нафти. [3]

2. Тиск і температура в покладах

У розроблюваних покладах відома температура від близької до нуля в газогідратних покладах до перших сотень градусів у глибоко залягають пластах. Так, наприклад, в вкв. 1 Беневук (Техас, США) температура на глибині 7266 м досягає 291 0 С.
Температура в покладах залежить від глибини їх залягання і геотермічних особливостей відповідної ділянки земної кори. Найбільш характерними показниками температурної обстановки в надрах є геотермічна щабель і геотермічний градієнт. Зміна температури в покладах робить істотний вплив на що містяться в них нафту і газ. Так, підвищення температури викликає зниження в'язкості нафти і води і збільшення в'язкості газів. Зміна температури пласта веде до зміни обсягу газу, води і породи. При збільшенні температури в ізольованому резервуарі підвищується тиск. Значне зростання температури може призвести до істотної перебудови вуглеводневих молекул. Зі зміною температури пов'язана зміна співвідношення фаз у поклади і розчинності газів у нафті і воді. З підвищенням температури, як правило, збільшується розчинність солей у воді і росте мінералізація вод. Зі зростанням мінералізації зменшується розчинність газів у воді.
Тиск в поклади, або пластовий тиск, являє собою тиск, який чинять на флюїди вміщають їх породи. Тиск в поклади на контакті з водою зумовлюється гідростатичним тиском у резервуарі на даному рівні.
У поклади внаслідок наявності різниці між густиною знаходяться в них флюїдів виникає надлишковий тиск Dр і, що представляє собою різницю між тиском в точці вимірювання всередині поклади УВ і тим тиском, яке спостерігалося б у цій точці в разі відсутності скупчення УВ і заповнення всієї пастки пластової водою: Dр і = р 3 - р р, де рз - тиск, виміряний в поклади; р р - гідростатичний тиск, що відповідає висоті точки виміру в поклади. Надмірний тиск у будь-якій точці нафтової або газової поклади визначається за формулою Dр і = h (r в-r Н.Г), де h - висота точки визначення в нафтовій або газового покладу над поверхнею розділу з водою; (r в-r н. г) - різниця густин води і нафти або газу.
Надмірний тиск у будь-якій точці газової шапки розраховують за рівнянням Dр і = h н (r в-r н) + h г (r в-r г), де h н - висота нафтової частини покладу; h г - висота точки визначення над розділом газ - нафта. За формулою можливе визначення положення розділів газ - нафта, нафта - вода або газ - вода в просторі за вимірами тиску в одній свердловині, пробуреної на поклад, за умови, що відомо положення п'єзометричного поверхні в резервуарі.
Енергетичний стан поклади також у значній мірі обумовлено її температурним режимом і пластовим тиском. Говорячи про енергію покладів, слід розрізняти вільну хімічну і потенційну енергію. Запаси вільної хімічної енергії (основний об'єкт видобутку) визначаються кількістю УВ і їх хімічним складом - однак енергія, як правило, не використовується при розробці. Знаходяться в резервуарі вода, нафта і газ утворюють енергетичну систему. Зазвичай (але далеко не завжди) основний запас потенційної енергії такої системи визначається енергією води. [4]
Зміна пластових тиску і температури в процесі розробки покладу.
Розробка покладів, що супроводжується зміною тиску (іноді і температури), порушує термодинамічні рівноваги підземних флюїдів і призводить до суттєвої зміни складу та властивостей видобута нафта і газ.
Для нафтових покладів зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом викликає зниження газосодержания пластової нафти. Внаслідок цього збільшуються її в'язкість і щільність, зменшується об'ємний коефіцієнт. Проте процеси підземної дегазації практично не позначаються на властивостях видобутої нафти, але приводять до зміни складу попутно видобування газу. Відповідно до особливостей розчинності газів у нафті при зниженні пластового тиску в покладі першими переходять у вільну газову фазу найменш розчинні азот і метан, потім при ще більшому зниженні тиску звільняються етан, пропан, бутан і ін, а в кінцевій стадії дегазації - вуглекислота й сірководень. Відповідно до цього попутні гази можуть різко змінити свої складу в процесі розробки на режимі виснаження. Збільшення вмісту СО 2 у складі попутного газу може бути дізнався його виділенням не тільки з нафти в результаті зниження пластового тиску, але і з водорастворенного газу. Зростання вмісту СО 2 за рахунок його виділення з пластових вод проявляється при сильному обводнюванні продукції на заключній стадії розробки. [5]
У нафтових покладах з газовою шапкою, що містить багато газоконденсату, при зниженні тиску конденсат випадає в рідку фазу і змішується з нафтою, в результаті чого видобута рідка продукція характеризується поступовим зменшенням щільності і збільшенням виходу світлих фракцій.
Для родовищ, нафти яких містять велику кількість парафіну, виділення розчиненого газу внаслідок зниження пластового тиску і зниження пластової температури внаслідок закачування холодної води можуть призвести до виділення парафіну з розчиненого стану у вільний тверду фазу. Результат цього процесу - зменшення вмісту парафіну в видобутої нафти і зниження її щільності. Однак кристалізація парафіну в пласті вкрай небажана для розробки нафтових родовищ, оскільки випали кристали парафіну різко погіршують умови фільтрації нафти і призводять до зниження коефіцієнта нафтовіддачі. Для раціональної розробки таких родовищ необхідно дослідити розподіл парафіну в нафтах і умови його кристалізації при зміні термобаричних умов.
Теплова обробка вибоїв свердловин і теплові методи впливу на нафтові пласти з парафінистих нафтою зазвичай призводять до збільшення вмісту парафіну в видобутої продукції. Пара і гаряча вода сприяють виносу з пласта парафіну з підвищеною температурою плавлення. При розробці суто газових покладів звичайно не спостерігається скільки-небудь істотних змін вмісту основних компонентою газу. Тільки на заключних стадіях відбору газу при різко зниженому пластовому тиску складу газу дещо збагачується компонентами, раніше перебували в розчиненому стані в похованою і пластової водах, наприклад двоокисом вуглецю і севодородом. У зв'язку з високою розчинністю цих газів у воді їх загальна кількість у похованою воді може перевищувати запаси у вільній фазі і при великому зниженні пластового тиску виділення цих газів з води призводить до помітного зростання їх вмісту в складі видобування газу. Зокрема, вміст сірководню до кінця розробки деяких газових покладів збільшилася в 2 - 4 рази. Для прогнозу таких істотних змін складу газу необхідно підрахувати початкові запаси цих компонентів як у вільному газі, так і в водорастворенном і знати зміни їх розчинності в залежності від падіння пластового тиску. Слід також враховувати, що в пустотні простори колекторів багатьох газових покладів міститься крім похованою води пов'язана нафту, в якій кислі компоненти газів (СО 2 і H 2 S) також добре розчиняються. Тому пов'язана нафту газових покладів може бути додатковим джерелом збагачення газів вуглекислотою і сірководнем на заключній стадії розробки. [6]

Список літератури

1. Габріелянц Г. А. Геологія нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2003. - 285 с.
2. Єременко Н. А. Довідник по геології нафти і газу. - М.: Надра, 2002. - 485 с.
3. Проблеми освоєння родовищ Уренгойського комплексу. - М.: Надра, 2003.-464 з
4. Соколов В. Л., Фурсов О. Я. Пошуки і розвідка нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2000. - 296 с.
5. Довідник нафтопромислової геології / Под ред. М. Є. Бикова. - М.: Надра, 2001. - 525 с.
6. Супутник нафтогазопромислового геолога: Довідник / За ред. І. П. Чаловского. - М.: Надра, 2000. - 376 с.


[1] Проблеми освоєння родовищ Уренгойського комплексу. - М.: Надра, 2003.-С. 96.
[2] Довідник нафтопромислової геології / Под ред. М. Є. Бикова. - М.: Надра, 2001. - С. 132.
[3] Габріелянц Г. А. Геологія нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2003. - С. 65.
[4] Супутник нафтогазопромислового геолога: Довідник / За ред. І. П. Чаловского. - М.: Надра, 2000. - С. 54.
[5] Єременко Н. А. Довідник по геології нафти і газу. - М.: Надра, 2002. - С. 208.
[6] Соколов В. Л., Фурсов О. Я. Пошуки і розвідка нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2000. - С. 56.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Контрольна робота
36.4кб. | скачати


Схожі роботи:
Властивості нафти і газу в покладах і родовищах їх закономірності та зміни
Фізико-хімічні властивості нафти газу води та їх сумішей
Збір підготовка транспортування та зберігання нафти і газу
Сприятливі структурні форми скупчення нафти і газу
Роль підземних вод у формуванні та руйнуванні покладів нафти і газу
Екологічні проблеми пов`язані з видобутком нафти і газу в ХМАО
Забезпечення безпеки технологічних процесів видобутку переробки транспортування нафти і газу
Властивості рідини і газу
Відчуття і сприйняття закономірності і властивості
© Усі права захищені
написати до нас