Состав и свойство пластовых флюидов

Размещено на http://www.allbest.ru/

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН»

ЧУ «АКТЮБИНСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По предмету: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

На тему: Состав и свойство пластовых флюидов

Преподаватель: ___________________Даулетова Салтанат Саденовна

(подпись) (Фамилия, Имя, Отчество)

Учащийся: ___________________________Тарапат Виктор Фёдорович

(подпись) (Фамилия, Имя, Отчество)

Актобе - 2011 г.



Введение

Флюиды, залежи которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.

Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов особенно токсичных, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.



Глава1. Пластовые флюиды

Основными свойствами пластовых флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются:

??тип флюида;

??агрегатное состояние;

??плотность;

??вязкость;

??взаиморастворимость;

??наличие примесей;

??токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне);

??пожаро и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение).

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:

??природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);

??газоконденсаты;

??нефтегазоконденсаты;

??нефть;

??газированные пластовые воды;

??минерализованные воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока по следующим причинам:

??в газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления;

??более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени;

??наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины;

??низкий порог возгораемости;

??взрывоопасность;

??токсичность;

??летучесть, то есть способность газов легко перемещаться в атмосфере;

??повышенная растворимость в воде;

??высокий дебит.

В связи с более высокой фонтаноопасностью газов по сравнению с жидкостями:

??предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов;

??наблюдаются различия в оборудовании эксплуатационных скважин;

??соблюдаются повышенные меры безопасности при проведении аварийных и ремонтных работ, если они сопряжены с вероятностью появления газа в рабочей зоне (газоопасные работы).

Плотность. Это масса одной единицы объема вещества. Измеряется в кг/м3; г/см3. Соотношение: 1,00 г/см3 = 1000,00 кг/м3. Абсолютная плотность - масса вещества, приходящаяся на единицу объема. Для газа эта плотность определяется при нормальных условиях - температура 20 0С и давление 0,1 Мпа (1 атм.). Относительная плотность - плотность газа (или паров) по отношению к плотности воздуха. По значению этой плотности можно судить о степени и характере распространения газов в атмосфере (как далеко распространяется, где концентрируется). Относительная плотность для жидкостей не определяется. Чем выше плотность флюида, тем меньше скорость его фильтрации, и, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. Можно говорить о снижении фонтаноопасности пластовых флюидов по мере увеличения их плотности. Плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанола). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонтаноопасность выше.



Таблица Плотности основных пластовых флюидов и паров метанола

Пластовый флюид

Плотность, кг/м3

(нормальные

условия)

Относительная

(по воздуху)

Метан (СН4) 0,7167 0,554

Сероводород (Н2S) 1,5390 1,190

Двуокись углерода (СО2) 1,9768 1,529

Азот (N2) 1,2510 0,975

Воздух 1,2928 1,000

Сернистый ангидрид (SO2) - продукт горения Н2S 2,8442 2,200

Метанол (пары) 1,100 0,7917

Газоконденсат 400 - 650

Нефтегазоконденсат 650 - 800

Нефть 800 - 1060

Пластовые воды 1010 - 1070

Высокоминерализованная вода, рапа до 1300 - 1350

В таблице приведена плотность паров метанола, потому что хотя он и не является пластовым флюидом, но часто используется для проведения работ на эксплуатационных скважинах. При этом количество используемого метанола соизмеримо с объемами газопроявлений и, в случае возникновения аварийной ситуации при ремонте скважин с применением метанола, последствия для обслуживающего персонала и окружающей среды могут быть весьма опасными.

Вязкость. Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Для оценки качества нефти пользуются относительной (условной) вязкостью.

Растворимость. Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с буровым раствором (при циркуляции). В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта (скважины) считается высокой. В пластовых условиях происходит растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти). Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора. Это объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или 1 т) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Если при бурении, эксплуатации или ремонте скважин возможна ситуация, когда на земную поверхность попадет пластовый флюид, растворимость которого в воде высока, то в таком случае следует говорить о повышенной фонтаноопасности объекта.

Наличие примесей. Содержание примесей в пластовых флюидах влияет на их плотность, вязкость, подвижность и т. п. Это, в свою очередь, не может не отражаться, как было отмечено выше, на фонтаноопасности. Примеси могут быть весьма токсичными, что также усугубляет фонтаноопасность. Наиболее опасной токсичной примесью считается сероводород. Содержание его в газе свыше 6 % (по объему) считается высоким и требует особых мер при бурении, эксплуатации и ремонте. Например, состав газа (в среднем), добываемого на Астраханском газоконденсатном месторождении, следующий: метан - 60,0 %, сероводород - 25,0 %, углекислый газ - 11,5 %, этан - 1,5 %, азот - 1,0 %, пропан - 0,8 %, бутан - 0,2 %. Токсичность. Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. Чем выше токсичность пластового флюида, отдельных его компонентов или примесей, тем выше фонтаноопасность объекта. Токсичными и ядовитыми веществами называются такие вещества, которые, поступая в организм человека в незначительном количестве, вызывают заметные физиологические изменения и тем самым приводят к нарушению нормальной жизнедеятельности организма. К токсичным и ядовитым веществам, контакта с которыми приходится, в основном, опасаться при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, являются: метан (химическая формула СH4), сероводород (химическая формула H2S), сернистый ангидрит (SO2); метанол (СH3ОН). Пожароопасность и взрывоопасность. Горение - это химическая реакция окисления, то есть взаимодействие вещества с кислородом, при котором происходит интенсивное выделение тепла в окружающую среду. Возгорание газообразных веществ в атмосфере происходит при достижении определенной их концентрации, достаточной для начала горения (воспламенения) под воздействием внешнего теплового воздействия. При определенных концентрациях в воздухе некоторых веществ (мелкодисперсных или газов) реакция горения протекает практически мгновенно с очень большим выделением тепла и энергии. В таком случае эта реакция квалифицируется как взрыв. Углеводородные газы при соединении с кислородом и воздухом характеризуются огромной взрывной способностью. Взрыв может происходить при сравнительно малых концентрациях газа в воздухе (с которым газ образует гремучую смесь). Например, нижний и верхний пределы взрываемости соответственно составляют (в об %) для метана 5 и 15, для пропана 2,4 и 9,5; для паров более тяжелых углеводородов эти пределы еще ниже. Сероводород, кроме того, что сам является взрывоопасным газом, расширяет взрываемость природного газа.

1.1 Состав нефти и классификация

Нефть относится к группе горных осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Она обладает одним важным свойством - способностью гореть и выделять тепловую энергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворную способность. Например, для подогрева котельной или другой установки требуется нефти значительно меньше по весу, чем каменного угля.

Все горючие породы принадлежат к особому семейству, получившему название каустобиолитов (от греческих слов “каустос”- горючий, “биос” - жизнь, “литос” - камень, т.е. горючий органический камень).

В химическом отношении нефть - сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5% [3]. В нефтях выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность.

Главную часть нефтей составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости от строения молекул они подразделяются на три класса - парафиновые, нафтеновые и ароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанного строения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов. Строение молекул определяет их химические и физические свойства.

Парафиновые углеводороды, или как их еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят метан СН4, этан С2Н6, структурное строение которых показано на рис.2.1, пропан С3Н8 , бутан и изобутан, имеющие формулу С4Н10.

Для углерода характерна способность образовывать цепочки, в которых его атомы соединены последовательно друг с другом. Остальными связями к углероду присоединены атомы водорода. Количество атомов углерода в молекулах парафиновых УВ превышает количество атомов водорода в 2 раза, с некоторым постоянным во всех молекулах избытком, равным 2. Иначе говоря, общая формула углеводородов этого класса СnН2n+2. Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН4 - С4Н10), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (С5Н16 - С16Н34) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С17Н36 и т.д.) - твердые.

Таким образом, парафиновые углеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газы понижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошо растворяются в нефти только при повышенных температурах, образуя гомогенный раствор; твердые парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинные молекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением церезинов) легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент.

Нафтеновые (циклановае, или алициклические) УВ имеют циклическое строение (С/СnН2n), а именно состоят из нескольких групп - СН2 -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН2:

Циклопентан Циклогексан

Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены имеют более высокую плотность и меньшую упругость паров и имеют лучшую растворяющую способность.

Ароматические УВ (арены) представлены формулой СnНn, наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С6Н6, состоящий из шести групп СН:

Для ароматических УВ характерны большая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения.

Асфальто-смолистая часть нефтей представляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется в бензине. Растворившееся часть - асфальтены. Они обладают способностью набухать в растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов в смолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ и увеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется в бензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой 500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Порфиринами называют особые азотистые соединения органического происхождения. Предполагают, что они образовались из гемоглобина животных и хлорофилла растений. Эти соединения разрушаются при температуре 200-250оC.

Сера широко распространена в нефтях и углеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Зольная часть представляет собой остаток, образующийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия. Свойства нефти определяют направление ее переработки и влияют на продукты, получаемых из нефти, поэтому существуют различные виды классификции, которые отражают химическую природу нефтей и определяют возможные направления переработки.

Например, в основу классификации, отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые, парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов; в парафино-нафтено-ароматических углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах; нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Также используется классификация по содержанию асфальтенов и смол. В технологической классификации нефти подразделяют на классы - по содержанию серы; типы - по выходу фрвкций при определенных температурах; группы - по потенциальному содержанию базовых масел; виды - по содержанию твердых алканов(папафинов).

1.2 Плотность

Плотность является одним из наиболее общих показателей, характеризующий свойства нефтей и нефтепродуктов, измерение которого предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различных нефтей и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристики плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения. Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого этот показатель имеет особое значение при проведении операций купле-продажи между поставщиком и покупателем для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от добычи до переработки и от переработки до потребителей. В качестве примера можно привести объемно-массовый метод, используемый для определения массы брутто нефти [4].

Его применение сводится к измерению объема и плотности продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению):

, (3.1)

где - масса брутто продукта, т;

- объем продукта, м3;

- плотность продукта, приведенная к условиям измерения, т/ м3.

Количество нефти и нефтепродуктов определяют согласно ГОСТ 26976-86 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы”.

Согласно ГОСТ 3900 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.”, для измерения плотности нефти применяются ареометры, пикнометры и плотнометры.

Точность ареометрического метода выражается следующими показателями:

Сходимость - два результата измерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0006 г/см3 - для темных и непрозрачных продуктов.

Воспроизводимость - два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0012 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0015 г/см3 - для темных и непрозрачных продуктов.

Точность пикнометрического метода регламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатов измерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью не должно превышать 0.0006 г/см3.

1.3 Фракционный состав

Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией.

Фракции, выкипающие до 350оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180оС - лигроиновая фракция(тяжелая нафта), 140-220оС (180-240оС ) - керосиновая фракция, 180-350оС (220-350оС, 240-350оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).

Фракция, выкипающая выше 350оС является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500оС вакуумный газойль (дистиллят), >500оС вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400оС (350-420оС) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450оС (420-490оС) средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490оС тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490оС гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные.

Таким образом фракционирование - это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.

Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350оС, и к темным, если пределы выкипания 350оС и выше.

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.

В технических условиях на нефть и нефтепродукты нормируются:

· температура начала кипения;

· температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах;

· иногда лимитируется температура конца кипения.

Информация о точности определения фракционного состава различными методами содержится в [6,7].

1.4 Содержание воды

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название “амбарные нефти”. Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.

Содержание воды в нефти является самой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения массы балласта.

Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.

Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыляющих форсунок.

При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

Содержание воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

Точность метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65:

Сходимость - два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

0.1 см3 - при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;

0.1 см3 или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) - при объеме воды более 1.0 см3.

Воспроизводимость - два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

0.1 см3 - при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;

0.2 см3 или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) - при объеме воды свыше 1.0 см3 до 10 см3;

5% от величины среднего результата - при объеме воды более 10 см3.

Согласно ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%-1% в зависимости от степени подготовки нефтей.

1.5 Содержание механических примесей

Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%:

Таблица № 4

Нормы точности определения массовой доли механических примесей по ГОСТ6370-83

Механические примеси, %	Повторяемость, %	Воспроизводимость, %
До 0.01	0.0025	0.005
Св. 0.001 до 0.1	0.005	0.01
Св. 0.1 до 1.0	0.01	0.02
Св. 1.0	0.1	0.20

Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.

ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую болю механических примесей в нефтях, которая может быть не более 0.05%.

1.5 Содержание серы

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты - легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры - нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды - тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен - жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефтях, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо.

Точность метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:

cходимость - результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение менжду ними не превышает значений, указанных в таблице №5;

воспроизводимость - результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №. 5.

Таблица № 5

Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75

Массовая доля серы, %	Сходимость, %	Воспроизводимость, %
До 1.0	0.05	0.20
Св. 1.0 до 2.0	0.05	0.25
Св. 2.0 до 3.0	0.10	0.30
Св. 3.0 до 5.0	0.10	0.45

1.6 Вязкость

Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел.

По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.

Определяется структурой углеводородов, составляющих нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую - нафтеновые углеводороды.

Можно добавить, что чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.

Определение вязкости согласно ГОСТ 33-82 “Нефтепродукты. Методы определения кинематической и расчет динамической вязкости устанавливает следующие нормы точности определение вязкости: сходимость предполагает, что расхождение результатов последовательных определений полученных одним и темже лаборантом, работающем на одном и том же вискозиметре, в идентичных условиях на одном и том же продукте, не должно превышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительной вероятностью); воспроизводимость - расхождение результата двух определений, полученными разными лаборантами, работающеми в разных лабораториях, на одном и том же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95% доверительной вероятностью).

1.7 Давление насыщенных паров

Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится насыщенным. При этом, число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числу молекул, совершающий обратный переход.

Давление насыщенных паров с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров.

Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.

Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.

флюид пласт нефть газ

1.8 Содержание парафина

При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.

ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20оС. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20оС.

Точность метода А представлена в таблице № 6

Таблица № 6

Сходимость и воспроизводимость метода А определения парафина в нефти

Массовая доля парафина в нефти, %	Сходимость, % от среднего арифметического	Воспроизводимость, % от среднего арифметического
До 1.5	19	68
Св. 1.5 до 6.0	18	68
Св. 6	17	67

Расхождение между двумя параллельными определениями по методу Б не должны превышать значений, указанных в таблице №.7

Таблица № 7

Точность определения парафина по методу Б

Массовая доля парафина в нефти, %	Допускаемые расхождения
До 2	0.2% от массы фракций 250-500°С
Св. 2	10% от значения меньшего результата



Глава 2. Химический состав нефти и газа

Что такое нефть и газ известно всем. И в то же время даже специалисты не могут договориться между собой о том, как образуются нефтяные залежи. Такая ситуация покажется не столь уж странной, если начать знакомиться с «биографией» этого полезного ископаемого.

В лучшем сорте угля - антраците, например, на углерод приходится 94%. Остальное достается водороду, кислороду и некоторым другим элементам.

Конечно, чистого угля в природе практически не бывает: его пласты всегда засорены пустой породой, различными вкраплениями и включениями… Но в данном случае мы говорим не о пластах, месторождениях, а лишь об угле как таковом.

В нефти содержится почти столько же углерода, сколько и в каменном угле - около 86%, а вот водорода побольше - 13% против 5-6% в угле. Зато кислорода в нефти совсем мало - всего 0,5%. Кроме того, в ней есть также азот, сера и другие минеральные вещества.

Такая общность по элементному составу, конечно, не могла пройти незамеченной для ученых. И потому нефть вместе с газом относят к тому же классу горных пород, что уголь (антрацит, каменный и бурый), торф и сланцы, а именно - к классу каустобиолитов.

Это замысловатое слово составлено из трех греческих слов: kaustikos - жгучий, bios - жизнь и lithos - камень. Можете теперь перевести сами.

Такое название может показаться не совсем точным. Как это к классу камней, пусть органического происхождения, пусть даже и горючих, можно отнести жидкую нефть, а тем более природный газ?...

Замечание вполне резонное. Однако, наверное, Вы удивитесь еще больше, когда узнаете, что нефть специалисты относят к минералам (хотя латинское слово minera означает «руда»). Вместе с газом она относится к числу горючих полезных ископаемых. Так уж сложилось исторически, и не нам с Вами эту классификацию менять. Просто давайте иметь ввиду, что минералы бывают не только твердыми.

В химическом отношении нефть - сложнейшая смесь углеводородов, подразделяющаяся на две группы - тяжелую и легкую нефть. Легкая нефть содержит примерно на два процента меньше углерода, чем тяжелая, зато соответственно, большее количество водорода и кислорода.

Главную часть нефтей составляют три группы углеводородов - алканы, нафтены и арены.

Алканы (в литературе Вы можете также столкнуться с названиями предельные углеводороды, насыщенные углеводороды, парафины) химически наиболее устойчивы. Их общая формула СnH(2n+2). Если число атомов углерода в молекуле не более четырех, то при атмосферном давлении алканы будут газообразными. При 5-16 атомах углерода это жидкости, а свыше - уже твердые вещества, парафины. К нафтенам относят алициклические углеводороды состава CnH2n, CnH(2n-2) и CnH(2n-4). В нефтях содердится преимущественно циклопентан С5Н10, циклогексан С6Н10 и их гомологи. И наконец, арены (ароматические углеводороды). Они значительно беднее водородом, соотношение углерод/водород в аренах самое высокое, намного выше, чем в нефти в целом. Содержание водорода в нефтях колеблется в широких пределах, но в среднем может быть принято на уровне 10-12% тогда как содержание водорода в бензоле 7,7%. А что говорить о сложных полициклических соединениях, в ароматических кольцах которых много ненасыщенных связей углерод-углерод! Они составляют основу смол, асфальтенов и других предшественников кокса, и будучи крайне нестабильными, осложняют жизнь нефтепереработчикам.

Посмотрите, как устроены молекулы пентана С5Н10, циклогексана С6Н12 и бензола С6Н6 - типичных представителей каждого из этих классов:



Кроме углеродной части в нефти имеются асфальто-смолистая составляющая, порфирины, сера и зольная часть.

Асфальто-смолистая часть - темное плотное вещество, которое частично растворяется в бензине. Растворяющуюся часть называют асфальтеном, а нерастворяющуюся, понятно, смолой.

Порфирины - особые органические соединения, имеющие в своем составе азот. Многие ученые полагают, что когда-то они образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных.

Серы в нефти бывает довольно много - до 5%, и она приносит немало хлопот нефтяникам, вызывая коррозию металлов.

И, наконец, зольная часть. Это то, что остается после сжигания нефти. В золе, обычно содержатся соединения железа, никеля, ванадия и некоторых других веществ. Об их использовании мы поговорим в дальнейшем.

К сказанному, пожалуй, можно добавить, что геологический сосед нефти - природный газ - тоже непростое по своему составу вещество. Больше всего - до 95% по объему - в этой смеси метана. Присутствуют также этан, пропан, бутаны и другие алканы - от С5 и выше. Более тщательный анализ позволил обнаружить в природном газе и небольшие количества гелия.

Использование природного газа началось давно, но осуществлялось поначалу лишь в местах его естественных выходов на поверхность. В Дагестане, Азербайджане, Иране и других восточных районах с незапамятных времен горели ритуальные «вечные огни», рядом с ними процветали за счет паломников храмы.

Позже отмечены случаи применения природного газа, получаемого из пробуренных скважин или колодцев и шурфов, сооружаемых для разных целей. Еще в первом тысячелетии нашей эры в китайской провинции Сычуань при бурении скважин на соль было открыто газовое месторождение Цзылюцзынь. Практичные люди из Сычуаня довольно скоро научились использовать этот газ для выпаривания соли из рассола. Вот Вам пример типично энергетического применения.

В течение многих столетий человек использовал такие подарки природы, но промышленным освоением эти случаи не назовешь. Лишь в середине 19 века природный газ становится технологическим топливом, и одним из первых примеров можно привести стекольное производство, организованное на базе месторождения Дагестанские огни. Кстати, в настоящее время более 60% стекольного производства базируется на использовании в качестве технологического топлива именно природного газа.

Вообще говоря, преимущества газового топлива стали очевидны довольно давно, пожалуй, с момента появления промышленных процессов термической (без доступа воздуха) деструкции твердых топлив. Развитие металлургии привело к замене примитивных смолокурен коксовыми печами. Коксовому газу быстро нашлось бытовое применение - появились газовые рожки для освещения улиц и помещений. В 1798 году в Англии было устроено газовое освещение главного корпуса мануфактуры Джеймса Уатта, а в 1804 году образовалось первое общество газового освещения. В 1818 году газовые фонари осветили Париж. И очень скоро коксование стали применять для получения не столько металлургического кокса, сколько сначала светильного, а потом и бытового газа. Газификация быта стала синонимом прогресса, процессы газификации топлива совершенствовались, а получаемый газ стали все чаще называть «городским газом».

Интересно отметить, что совершенствование пирогенетической технологии шло по пути более полного использования топливного потенциала. При сухой перегонке типа коксования в газ переходит не более 30-40% теплоты топлива. При окислительной газификации с добавлением кислорода, воздуха, водяного пара можно добыить перевода в газ до 70-80% и более потенциальной теплоты. Практически при газификации твердого топлива в зольном остатке органических соединений не остается.

Однако у газа, получаемого при окислительной газификации, теплота сгорания ниже, чем у газа при коксовании. Поэтому при производстве городского газа комбинировали процессы коксования с газификационными. Впоследствии, уже в 20 веке, появилась возможность повысить калорийность бытового газа, включив в схему газификации операцию каталического метанирования - превращения части оксида углерода и водорода, содержащихся в газе окислительной газификации, в метан. Тем самым удалось достичь необходимой для нормальной работы горелок теплоты сгорания получаемого бытового газа не менее 16,8 Мдж/м3 (4000 ккал/м3).

Итак, газ заменил другие виды топлива сначал для освещения, затем для приготовления пищи, отопления жилищ. Но почти столетие для этих целей использовался практически только искусственный газ, полученный из твердых топлив. А что же природный газ?

Дело в том, что всерьез стали искать и разрабатывать месторождения природного газа в 20-х годах 20 века. И лишь в 30-х годах техника бурения на большие глубины (до 3000 метров и более) позволила обеспечить надежную сырьевую базу газовой промышленности.

Развитию новой отрасли помешала вторая мировая война. Тем не менее уже в 1944 году начались изыскательские работы по прокладке первого промышленного газопровода Саратов-Москва. Это был первенец, за которым в 50-х годах последовали Дашава-Киев, Шебелинка-Москва. В следующие десятилетия весь СССР пересекали мощные трассы, по которым в настоящее время передаются огромные количества природного газа. Именно поэтому газ становится постепенно энергоносителем номер один для коммунально-бытовых нужд и промышленных энергетических установок. Доля природного газа превысила 60-процентный рубеж в энергетике производства цемента, стекла, керамики, других строительных материалов, приближается к 50% в металлургии и машиностроении. Применение природного газа в стационарных энергетических установках позволяет с учетом снижения расхода на собственные нужды электростанций увеличить их КПД на 6-7%, повысить производительность на 30% и более.

2.1 Расчет физических свойств водонефтяных смесей

Нефть и вода, движущиеся в скважинах, вследствие гидродинамических возмущений потока (переход ламинарного течения к турбулентному, деформация и разрыв поверхности раздела фаз, флуктуация плотности и др.), образуют дисперсную систему различной структурной формы. Область существования дисперсной системы определяется давлением, которое должно быть выше давления насыщения жидкости газом, т.е. р ? рнас. Наиболее важными физическими свойствами водонефтяной смеси, необходимость определения которых возникает при решении технологических задач добычи нефти, являются плотность и кажущаяся вязкость. Для расчета указанных физических параметров при соответствующих термодинамических условиях потока, его расходных характеристиках, структурных особенностях и типа смеси предварительно определяют следующие факторы.

1. Объемная расходная доля воды в смеси при стандартных условиях: при известных объемных дебитах скважины по жидкости и воде

при известной массовой расходной доле воды в смеси пв

где Qв ст, Qж ст - соответственно дебит воды и жидкости при стандартных условиях. м3/с, - соответственно плотность воды и нефти при стандартных условиях, кг/м3.

2.Объемные расходы нефти и воды при заданных р и Т

где -объемный коэффициент нефти; -объемный коэффициент воды при р и Т, приближено можно принять

3. Объемная расходная доля воды в смеси при р и Т

4. Скорость потока водонефтяной смеси в рассматриваемом сечении канала

, м/с,

где F- площадь сечения канала.

5.Структура потока. Для водонефтяной дисперсной системы характерны две основные структурные формы, область существования каждой из которых оценивается по критической скорости смеси:

,м/с,

где -гидравлический диаметр канала, м; Р - смоченный периметр поперечного сечения канала.

При водонефтяной поток имеет капельную структуру: диспергированная фаза в виде отдельных капель диаметром 0,5-2 см распределена во внешней, непрерывной фазе.

При поток имеет эмульсионную структуру, диспергированная фаза представлена сферическими капельками диаметром 10-5 -10-3 см. Дисперсную систему такой структуры называют эмульсией.

К а п е л ь н а я с т р у к т у р а. Физическая свойства водонефтяной смеси рассчитываются после предварительного определения типа водонефтяной смеси. В зависимости от расходной объемной доли воды смесь может быть двух типов:

если то смесь будет типа вода (дискретная, внутренняя фаза) в нефти (непрерывная, внешняя фаза) (В/Н);

если то смесь будет типа нефть (дискретная, внутренняя фаза) в воде (непрерывная, внешняя фаза) (Н/В).

а. Поверхностное натяжение нефти на границе с водой

Н/м,

где - соответственно поверхностное натяжение на границах раздела нефть - вода , вода - газ.

б. Истинные объемные доли фаз в потоке смеси. Для смеси типа (В/Н)

где - приведенная скорость воды,

м/с,

- соответственно плотность воды и нефти при заданных р и Т, кг/м3.

Истинная объемная доля внешней (непрерывной) фазы (нефти) будет:

Для смеси типа (Н/В)

где - приведенная скорость нефти,

м/с

Истинная объемная доля внешней фазы (воды) будет:



в. Плотность водонефтяной смеси на основе принципа аддитивности

, кг/м3

г. Кажущаяся динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной структур принимается равной динамической вязкости внешней фазы (мПа с):

для смеси типа (В/Н) ,

для смеси типа (Н/В) ,

- соответственно вязкости нефти и воды при заданных р и Т.

Э м у л ь с и о н н а я с т р у к т у р а. Физические свойства эмульсии рассчитывают, предварительно определив ее тип, который ориентировочно оценивается по объемной расходной доли воды и критической скорости эмульсии:

, м/с.

Если и - эмульсия типа (В/Н).

Если и или - эмульсия типа (Н/В).

а. Истинные объемные доли фаз в эмульсии. Учитывая, что в потоке эмульсии в силу высокой дисперсности практически отсутствует относительное движение фаз, их истинные объемные доли принимаются равными расходным объемным т.е.

б. Плотность водонефтяной эмульсии приближенно оцениваются по следующей формуле:

в. Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии определяется прежде всего ее типом и характером отклонения ее течения от ньютоновского, что оценивается по изменению скорости сдвига потока эмульсии. Особую трудность в определении представляет кажущаяся вязкость эмульсии типа (В/Н), которая зависит от вязкости дисперсионной среды (нефти) , объемной расходной доли воды , скорости сдвига и дисперсности. В зависимости от характера связи вязкости с указанными параметрами ее можно определить различными способами, предварительно определив скорость сдвига потока эмульсии при заданных термодинамических условиях

, 1/с,

где -скорость водонефтяной смеси, м/с; - гидравлический диаметр трубы, равный ее внутреннему диметру, м.

Методы практической оценки вязкости эмульсии типа (В/Н) с учетом влияния на нее скорости сдвига могут быть как расчетные, так и графические с использованием реологических кривых. Расчетный метод основан на использовании некоторого параметра А, учитывающего влияние скорости сдвига на вязкость

,



где В - коэффициент, который определяется в зависимости от параметра А:

если

если .

Графически метод основан на использование реологической кривой вязкости эмульсии в функции массовой доли воды пв (%), скорости сдвига и вязкости дисперсионной среды при определенной дисперсности системы (рис.). График на рис может быть использован для ориентировочной оценки кажущейся вязкости эмульсии любого типа с дисперсностью порядка 10 мкм (10-3 см) (что характерно для эмульсии, образующейся в фонтанных и газлифтных скважинах) при изменении вязкости дисперсионной среды от 3 до 21 мПа•с и скорости сдвига от 80 до 1300 1/с.

Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии типа (Н/В) также может быть оценена как расчетным путем, так и графически (рис. кривая А) с учетом положения точки инверсии фаз эмульсии при соответствующих условиях (геометрическим наложением всех точек инверсии является пунктирная линия).

Расчетный способ определение вязкости эмульсии типа (Н/В) основывается на использовании следующей зависимости:

Последовательно определяем.

1. Объемную расходную долю воды в смеси при стандартных условиях