Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Апреля 2012 в 19:43, лекция
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.
Газогидратные залежи содержат
газ в твердом (гидратном) состоянии.
Наличие такого газа обусловлено
его способностью при определенных
давлениях и температурах соединяться
с водой и образовывать гидраты.
Газогидратные залежи по физическим
параметрам резко отличаются от обычных,
поэтому подсчет запасов газа
и разработка их во многом отличаются
от применяемых для обычных
Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.
Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.
По содержанию серы нефти делятся на:
Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74—C55H112. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;
парафинистые— 1,5—6,0 % ;
высокопарафинистые — более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:
G=Vг/Vп.н.
Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.
Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.
Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.
При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.
Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300— 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м3/м3.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах
Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.