2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Томсона понизится на 20 градусов. Коэффициент растворимости углеводородных газов в нефти колеблется от 0,25 до 2. При постоянной температуре количество растворенного газа пропорционально давлению (закон Генри). Углеводородные газы растворяются лучше в более легкой нефти, чем в тяжелой.

На практике сухим газом является природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся резким преобладанием в его составе метана, сравнительно невысоким содержанием этана и низким – тяжелых углеводородов. Нефтяные газы содержат углекислый газ, азот, сероводород, гелий в незначительном количестве.

Основные свойства газов приведены ниже.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 оС плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 оС) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6–1,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S Pb ,

где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью; α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенного в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значения α

21

и b зависят от состава газа и жидкости. Коэффициент растворимости α для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5–11 м3/м3 на 1 МПа. Показатель b изменяется впределах 0,8–0,95. На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем большеснижаетсядавление, тембольшевыделяетсягазаизраствора.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 оС обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, какправило, имеютбольшуювязкость.

Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 оС. Весовая теплоемкостьгазаизмеряетсявкДж/кг, аобъемная– вкДж/м3.

Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой. Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 оС.

22

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня. Минимальные и максимальные значения содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей, идавлениепривзрыведостигает0,8 МПа.

Влагосодержание и гидраты природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованныеассоциированнымимолекуламиуглеводородовиводы; они имеют различную кристаллическую структуру. Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ–гидрат меньше, чем в системе газ–вода. Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением

итемпературой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Углеводородные

инекоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на

мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, располо-

женными взонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, какизвестно, температурасоставляет2–3 оС.

1.3. Свойства пластовой воды

Пластовые воды – постоянные спутники нефтяных и газовых месторождений, они играют большую роль в формировании залежи и в процессе ее разработки. Для устранения различных осложнений при разработке залежей необходимо учитывать со-

23

левой состав вод, поступающих в скважины. Количественное соотношение между этими ионами определяет тип пластовой воды. Общее содержание растворенных в воде солей принято называть минерализацией воды.

Основные физико-химические параметры пластовых сточных вод

Минерализация – суммарное содержание в воде растворенных солей и коллоидов. Степень минерализации зависит от геологических условий формирования нефтяных залежей и от условий разработки месторождения. Минерализация тем больше, чем больше глубина залегания пласта. При заводнении нефтяного пласта пресными водами минерализация пластовых сточных вод уменьшается. В редких случаях она может увеличиваться, когда в разрабатываемую залежь поступают воды из других горизонтов с более минерализованной водой. С повышением минерализации воды улучшается процесс отстаивания от нее нефти, уменьшается набухание глинистых слоев нефтяного пласта, в который закачивается вода, и понижается температура замерзания сточной воды. Минерализация воды и ее электропроводность влияют на коррозионную активность воды. Основными веществами, растворенными в пластовых водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соедине-

ния образуют ионы Na, K, Ca, Mg, СI, SO4, HCO, CO3.

Жесткость воды обусловливается наличием в ней солей Ca и Mg. Жесткость выражают в градусах. Каждому градусу жесткости соответствует содержание СаО в количестве 10 мг/л или эквивалентное ему количество MgO – 7,1 мг/л.

Содержание растворенных газов. В пластовых сточных во-

дах могут присутствовать: азот, сероводород, углекислый газ, кислород, метан, этан, пропанидр. Впроцессеподготовкиводыиз-за снижения давления происходит выделение растворенных газов из воды. Количество выделившихся газов зависит от перепада давления, времени разгазирования и других факторов. Растворенные вводе газы влияют на физико-химические свойства воды. «Кислые

24

газы» оказывают влияние на величину рН, которая колеблется от 4 до 6,5. Сероводород, кислород и углекислый газ, содержащиеся вповерхностных водах, вызывают коррозию трубопроводов и насосов, поэтому ихконцентрациядолжнабытьминимальной.

Содержание нефти. Нефть в сточных водах может содержаться в растворенном состоянии, эмульгированном и в виде крупных капель. Качество закачиваемой в пласт воды по содержанию в ней нефтепродуктов напрямую зависит от технологической схемы и режима работы установок подготовки нефти, конструктивных особенностей оборудования, применения тех или иных реагентов, системы автоматизации процесса и многих других факторов. Концентрация нефтепродуктов в пластовых сточных водах можетколебатьсявширокихпределах– от15 до1000 мг/л.

Взвешенные вещества. Эти вещества имеют различное происхождение. Часть из них может выноситься из продуктивных пластов вместе с продукцией скважин, другая часть образуется в результате нарушения солевого равновесия (стабильности вод), коррозии металлов, окисления закисного железа или вносится технической водой. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти и воды в большинстве случаев возможно нарушение равновесия двух типов: карбонатного и сульфатного, реже – сульфидного и силикатного.

Карбонатное равновесие определяется количеством бикарбоната кальция. Растворимость бикарбоната кальция при углекислотном равновесии воды в пластовых условиях выше, чем при атмосферном давлении. При подъеме пластовой воды из скважины и движении ее по системе сбора и подготовки нефти, а также по очистным сооружениям снижается давление, уменьшается количество растворенного углекислого газа, и вода становится пересыщенной карбонатами, часть которых выпадает в осадок. Предотвращение выпадения в осадок бикарбоната кальция из пластовой воды может быть достигнуто путем поддержания во всей системе сбора, транспорта и подготовки нефти и воды определенного давления выше некоторого критического, при котором карбонаты будут удерживаться в воде в равновес-

25

ном с CO2 состоянии. Для различных вод величина критического давления лежит в пределах 4–8 кгс/см2.

Сульфатное равновесие в отличие от карбонатного не связано с газовой фазой и практически не зависит от перепадов давления. Сульфат кальция растворяется в воде значительно лучше карбоната, и для заметного выпадения его в осадок требуется пересыщение, которое обычно не наблюдается при смешении пластовых вод хлоркальциевого типа из разных горизонтов. При смешении вод однотипного состава осадок из сульфатов кальция не превышает 2–10 % от общего количества осадков. Основной причиной, приводящей к нарушению сульфатного равновесия, является смешение вод различного химического состава, при этом в осадок может выпадать до 4000 мг/л сульфата кальция, что указывает на химическую несовместимость вод.

Сточные воды нефтедобывающих предприятий в большинстве случаев характеризуются содержанием значительных количеств механических примесей. Примеси, содержащиеся в водах, делятся на минеральные, органические и бактериальные. К минеральным примесям относят песок, глинистые и илистые частицы, частицы гидроокиси железа и т.д. К органическим примесям относят нефтепродукты (парафины, асфальтены, нейтральные смолы и оксониевые соединения) и деэмульгаторы. Размеры частиц механическихпримесей, какправило, лежатвпределах1–250 мкм.

По физическому состоянию примеси, содержащиеся в водах, делят:

1)на нерастворенные, находящиеся в виде крупной взвеси, эмульсии; размеры частиц этих примесей составляют от десятых долей миллиметра до 0,1 мкм;

2)коллоидные, содержащие частицы размером от 0,1 до

0,001 мкм;

3)растворенные молекулярно-дисперсные частицы, которые образуют новую фазу. В этом случае система становится однофазной, т.е. истинным раствором.

Содержание нерастворенных примесей, находящихся в ви-

де крупной взвеси, эмульсии в сточных водах, составляет от десяти до нескольких сот мг/л.

26

2.ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ

ОМЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ И ГАЗА

2.1. Горные породы

По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы:

1)изверженные;

2)осадочные;

3)метаморфические.

Группа 1. Изверженные – породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.

Группа 2. Осадочные породы – продукты разрушения ли-

тосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации (оседание частиц дисперсной фазы в жидкости или газе под действием гравитационного поля или центробежных сил) в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.

По происхождению осадочные породы делятся:

на терригенные, состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты

идругие осадки обломочного материала);

хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне (каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.);

органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений (мел, известняки органогенного происхождения и т.п.).

27

Группа 3. Метаморфические породы – образуются из оса-

дочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий.

В одних случаях горные породы имеют в основном слоистое строение (свойственно большинству осадочных пород), в других – кристаллическое (характерно для изверженных, метаморфических и некоторых хемогенных горных пород). Их строением главным образом предопределяется распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы

нефть, газ и вода могли накапливаться в породе, она должна быть прежде всего коллектором, т.е. иметь определенную ем-

кость пустот в виде пор, каверн или трещин, а для образования промышленных запасов порода должна быть проницаемой.

2.2. Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Такая порис-

тость носит название полной (абсолютной) пористости. Пол-

ная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы и взаимного расположения. Значения полной пористости некоторых горных пород приведены в табл. 2.1.

28

Открытая пористость характеризует емкость пор, сообщающихся с поверхностью образца, закрытая пористость – емкость пор, не сообщающихся с внешней средой. К пористости не относят пустоты в виде каверн и трещин, так как они существенно отличаютсяотпорпоразмеру иопределяютсяобычнораздельно.

Пористость может быть определена по формулам

mабс VVпор ,

породы

mVоткр. пор .

оVпороды

Взависимости от происхождения различают следующие виды пор.

зёрнами обломочного материала).

2. Вторичные пустоты, возникающие по различным причинам после образования породы. К ним относятся:

поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод;

пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образования карста;

поры и трещины, возникшие под влиянием химических

процессов, например превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3), при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12 %;

пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Объём пор зависит от формы зёрен, сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость), размера зёрен, укладки зёрен (при кубической укладке пористость со-

ставляет 47,6 %, при ромбической укладке – 25,96 %); однородности и окатанности зёрен, вида цемента.

29