27-билет
І. Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
ІІ. Динамика добычи нефти и газа из эксплуатационного объекта.
ІІІ.Нефть и ее физико-химические свойства.
Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ° С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
Динамика добычи нефти и газа из эксплуатационного объекта.
Состояние разработки ЭО или его части характеризуется такими основными показателями разработки как: текущая и накопительная добыча нефти, газа и попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных и других текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения, а также в зависимости от степени использования извлекаемых запасов, принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки ЭО и при обобщении опыта разработки групп ЭО обычно используют годовые показатели. Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения (добыча жидкости в тыс.тонн, добыча газа в млн.м3). Для сравнительного анализа результатов разработки разных ЭО используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу УВ характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов; относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости; полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти выражают в процентах начальных балансовых запасов; текущее нефтеизвлечение, т.е. степень использования извлекаемых запасов выражают в процентах начальных извлекаемых запасов. Динамику указанных показателей разработки анализируют по стадиям выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта. Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на 4 стадии: 1-стадия освоения (рост добычи). Разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин. Осваивают предусмотренную систему воздействия на пласт. 2-стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи. На этой стадии бурят оставшиеся скважины основного фонда, часть резервных скважин, выполняют комплекс технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. 3-стадия падения добычи, вследствие извлечения из недр большей части запасов. Осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурить резервные скважины, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки. 4-стадия завершения разработки, характеризующаяся дальнейшим снижением добычи нефти. На этой стадии проводят комплекс мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.
Нефть и ее физико-химические свойства
Нефтяные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие УВ в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышками и основанием.
УВ - это химические соединения, состоящие из атомов углерода и атомов водорода, с общей формулой СпН2п+2
В зависимости от числа атомов углерода в молекуле, они могут находиться в трех агрегатных состояниях:
1. газообразные УВ- это УВ, содержащие в молекуле до 4 атомов углерода (от СН4 до С4Н10); (метан, этан, пропан, бутан)
2. жидкие УВ - это УВ, содержащие в молекуле от5 до 17 атомов углерода (С5Н12 до С!7Н36); ( конденсат, нефть)
3. твердыеУВ – это УВ, содержащие 18 и более атомов углерода (отС18Н38 и более); (парафины, асфальтены).
Нефть-это маслянистая жидкость, темного цвета. В зависимости от компонентного состава имеет различные оттенки.
Основными свойствами нефти являются:
Плотность нефти — это масса единицы объема, при тем¬пературе 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м3. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м3 называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м3, керосин - 800 - 840 кг/м3, бензины 700 - 800 кг/м3, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м3. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.
Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц от¬носительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жид¬кости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП = 10 -3Пa∙c.
С понижением температуры вязкость увеличивается, с по¬вышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).
Объемный коэффициент пластовой нефти — это отноше¬ние объема нефти в пластовых условиях к объему дегазиро¬ванной нефти:
где Упл — объем нефти в пластовых условиях; Удег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.
Известны месторождения, для которых объемный коэф¬фициент нефти достигает 3,5 и более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0,99— 1,06.
С помощью объемного коэффициента можно определить «усадку» нефти — уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность:
если bн=1.25, то β= 1.25-1/ 1.25=0.2 или 20% .
Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления. Характеризуется коэффициентом сжи¬маемости (βн, который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:
где ΔV — изменение объема нефти, м3; Vo — исходный объем нефти, м3; Ар — изменение давления, Па.
Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей раство¬ренный газ, равен 4∙10 -10 - 7∙10 -10 1/Па (4∙10 -5 —7∙10 -5 1/ад).
Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с плас¬товой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называет¬ся недонасыщенной. Если давление насыщения равно пласто¬вому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.
Газовый фактор. Газовым фактором называется количе¬ство газа (в м3), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м3/т (в среднем он составляет около 100 м3/т).