Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Газ растворенный в нефти


Газ, растворенный в нефти — Мегаобучалка

Во всех нефтяных залежах присутствует растворенный в нефти газ, хотя бы в небольших количествах [22]. Для того чтобы газ оставался в растворенном состоянии, требуется определенное давление. Таким образом, все залежи обладают тем или иным количеством потенциальной энергии. Энергия сжатого и растворенного газа обычно является преобладающим видом пластовой энергии в залежах, сформировавшихся в изолированных и запечатанных ловушках (линзах, тектонических блоках, сцементированных песчаных породах и т.п.). Эта энергия высвобождается при расширении растворенного газа и выделении его из нефти вследствие снижения давления в залежи и в столбе нефти в скважине. Расширяющийся газ движется в направлении более низкого градиента потенциала флюида, увлекая с собой нефть. Залежи, разрабатываемые исключительно за счет энергии расширения газа, высвобождающегося из раствора в нефти, называются залежами с режимом естественного истощения или режимом растворенного газа.

В момент вскрытия такой залежи давление в ней достигает максималь­ного значения, а затем постепенно снижается по мере разработки. Так как пластовая энергия заключена главным образом в первоначально сжатом и растворенном в нефти газе, то снижение давления в общем пропорционально количеству газа, извлеченного из залежи вместе с нефтью. Снижение пластового давления обусловливает уменьшение коэффициента нефтеотдачи, поскольку оставшееся в пласте количество энергии недостаточно для восстановления первоначального давления. Остановка скважины не приводит к восполнению пластовой энергии. Когда весь растворенный газ извлечен из залежи, пластовое давление снижается до атмосферного, и остающаяся в пласте нефть может двигаться в скважины только под воздействием гравитационных сил, что является крайне медленным и неэкономичным процессом (см. стр. 439-440: Гравитационные силы). Следовательно, очень важно сохранить естественную энергию залежей, характеризующихся режимами растворенного газа, поскольку расточение этой энергии неизбежно приведет к повышению стоимости разработки залежи и уменьшению количества извлекаемой нефти. В процессе разработки залежей на режиме растворенного газа наступает момент, когда пластовое давление снижается до величины давления насыщения (точки кипения), и газ начинает выделяться из раствора в свободную фазу в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти. Эти пузырьки могут собраться в сводовой части залежи, образовав вторичную газовую шапку. Вторичная газовая шапка лишь незначительно увеличивает пластовую энергию и эффективность добычи нефти, и ее ни в коем случае нельзя смешивать с первичной газовой шапкой. Иногда вторичная газовая шапка образуется в результате расширения растворенного газа и выделения его в освободившуюся часть порового пространства, ранее занятого нефтью, извлеченной на поверхность. Скважины, расположенные в пределах распространения вторичной газовой шапки, характеризуются очень высокими газовыми факторами и могут давать даже чистый газ.

В случае полного истощения растворенного газа или значительного снижения его содержания в пластовой нефти энергия природного резервуара может быть восстановлена путем нагнетания в него газа под давлением. Обычно в пласт закачивается тот же самый газ, который добывается вместе с нефтью и отделяется (сепарируется) от нее на поверхности. Кроме повышения и поддержания пластового давления, этим достигается и дополнительный эффект: двигаясь от скважин с высоким давлением (нагнетательных) к скважинам с низким давлением (эксплуатационным), т. е. вновь в направлении понижения градиента потенциала флюида, газ расширяется и увлекает вместе с собой нефть¹. Процесс поддержания пластового давления на уровне его первоначального значения путем закачки в пласт газа под давлением называется восстановлением давления (repressuring). Пластовое давление можно также поддержать или повысить путем закачки в пласт воды под давлением через скважины, расположенные на погруженных участках структуры. Это так называемое заводнение. Если к моменту начала заводнения или закачки газа под давлением первичная энергия пласта, создававшаяся растворенным газом, уже была в значительной степени исчерпана, то такой процесс дополнительной разработки называется вторичной добычей или вторичным методом разработки (см. также стр.447-450). Механизм добычи нефти на естественном режиме растворенного газа и на режиме искусственного поддержания давления в этом случае один и тот же.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа значительно ниже, чем при других источниках пластовой энергии, и составляет 10-30%

¹Процесс извлечения жирного газа из пласта, осушения его (отделения конденсата) и закачки сухого газа вновь в пласт с целью поддержания пластового давления называется сайклингом или рециркуляцией газа.

 

в большинстве случаев менее 20%, геологических запасов нефти в пласте¹. Такой низкий процент нефтеотдачи является следствием весьма ограниченного количества газа, первоначально содержавшегося в нефти и недостаточного для вытеснения нефти из породы и продвижения ее в сторону забоев скважин, а также той легкости, с которой газ проходит через нефть. Различия в конечной добыче нефти на режиме растворенного газа связаны со следующим фактом: в большинстве случаев максимальный коэффициент нефтеотдачи (см. стр. 444) возможен лишь при условии очень медленного темпа разработки и относительно небольших дебитов скважин, что позволяет использовать всю или почти всю энергию сжатого газа для извлечения

Фиг. 10-12. Характеристика разработки залежи на режиме растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).

Фиг. 10-13. Обобщенная кривая изменения темпа добычи нефти из залежи с режимом растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-94, 1952).

 

нефти. Только при этом условии разработка такой залежи может быть достаточно выгодной. Если увеличить темп отбора нефти из залежи, пластовое давление начнет резко падать, газовый фактор уже на ранней стадии разработки станет очень высоким, и весьма ограниченная энергия сжатого растворенного газа будет быстро истощена. В некоторых залежах газовый фактор резко возрастает уже после небольшой добычи нефти. Причина этого заключается в том, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для нефти начинает резко снижаться: извлечение из залежи, например, одной четверти заключенной в ней нефти может привести к уменьшению фазовой проницаемости для оставшейся нефти на 0,1 ее первоначальной величины (см. фиг. 4-6). Это в свою очередь приводит к тому, что коллектор становится более проницаемым для газа, обладающего низкой вязкостью, т.е. к резкому повышению газового фактора. На фиг. 10-12 показан характер уменьшение добычи нефти на режиме растворенного газа с сопутствующим снижением пластового давления и повышением газового фактора. Обобщенная кривая изменения величины добычи нефти за весь период разработки залежи на режиме, использующем энергию растворенного газа,

¹Геологические запасы нефти в пласте («Oil in place») представляют собой то количество нефти, которое содержится в поровом пространстве коллектора, полностью насыщенного этой нефтью. Извлекаемая нефть - это товарная нефть (нефть, получаемая на поверхности), которая может быть добыта с помощью всех известных методов, первичных и вторичных, при существующих экономических условиях. Физически извлекаемая нефть - товарная нефть, которая может быть получена всеми известными методами безотносительно к ее стоимости. Остаточная нефть ‑ нефть, остающаяся в пласте после окончания разработки залежи. Это адсорбированная нефть, а также нефть, удерживаемая капиллярным давлением в мельчайших порах. Она неизвлекаема. Первичная извлекаемая нефть может быть добыта с использованием естественной энергии пласта. Вторичная извлекаемая нефть ‑ это нефть, добываемая с помощью искусственного восстановления энергии пласта, например путем заводнения или закачки газа под давлением.

 

показана на фиг. 10-13. Сравнительная характеристика добычи нефти и газовых факторов по группе месторождений США приведена на фиг. 10-14. Второй причиной относительно невысокой эффективности разработки нефтяной залежи на режиме растворенного газа является повышение вязкости нефти по мере извлечения газа. Вначале, когда выделяется растворенный в нефти газ, присутствующий в ней в виде мельчайших рассеянных пузырьков, общая вязкость газо-нефтяной смеси уменьшается, и эта смесь движется в пласте более свободно. Однако это лишь временный эффект. Как только мельчайшие пузырьки газа соединятся в крупные пузыри,

Фиг. 10-14. Соотношение между величиной газового фактора и коэффициентом нефтеотдачи для некоторых месторождений США (Katz, Williams, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 354, Fig. 12, 1952).

В частности, для группы месторождений побережья Мексиканского залива газовый фактор варьирует в пределах 1250-1500 куб. футов газа на 1 баррель нефти. В этих условиях на каждые 100 баррелей нефти в пласте можно получить 60-62 барреля нефти на поверхности. Наиболее высокий газовый фактор для нефтяной залежи составляет 4900 куб. фут/баррель, а самый низкий для газоконденсатной ‑ 3300 куб. фут/баррель.

1 ‑ газоконденсатные месторождения; 2 ‑ нефтяные и газо-нефтяные месторождения.

 

образовав непрерывную газовую фазу, газ начнет обгонять нефть в своем движении к скважинам. Большая часть нефти, обедненной растворенным газом и потому более вязкой, становится неизвлекаемой. На этой стадии разработки скважины вместе с нефтью начинают давать и небольшое количество воды, что свидетельствует о снижении «промывающего эффекта» пластовых вод в общем объеме добываемой нефти.

 

megaobuchalka.ru

Растворенный газ - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Растворенный газ

Cтраница 1

Растворенный газ в этом случае следовало бы рассматривать как пар более летучего компонента, находящийся в равновесии с раствором, а давление этого газа-как давление пара, соответствующее данному составу смеси. Трудно сжижаемые газы, ка к правило, плохо растворимы. Наоборот, газы с высокой температурой кипения абсорбируются достаточно хорошо. Большое влияние на растворимость газов имеют также полярность растворителя и его внутреннее давление.  [1]

Растворенный газ не влияет на кавитационные характеристики насоса. Это объясняется тем, что скорость кавитации больше, чем скорость газовыделения в зоне кавитации и вблизи нее, а также тем, что унос выделяющегося в кавитационной каверне газа не приводит к повышению в ней давления и антикавитационные свойства насоса по срывным режимам практически не меняются.  [2]

Растворенный газ несколько увеличивает объем нефти, понижает ее удельный вес и вязкость, способствует более быстрому притоку ее к забою скважины. Растворимость газа в жидкости протекает до определенного предела, т.е. до насыщения жидкости.  [3]

Растворенный газ увеличивает объем нефти, поэтому с увеличением количества растворенного газа плотность нефти уменьшается. Давление, наоборот, уменьшает объем нефти, вследствие чего с ростом давления плотнозть нефти возрастает. Обе кривые имеют перелом при давлении насыщения. Такая форма кривой изменения плотности нефти характерна для всех недонасыщенных нефтей.  [4]

Растворенный газ несколько увеличивает объем нефти, понижает ее удельный вес и вязкость, способствуя более быстрому притоку ее к забою скважины. Этот предел зависит от характера и объема жидкости, от состава и давления газа и от температуры.  [5]

Растворенный газ не увеличивает давления в пласте. Выделившись из раствора, газ повышает давление. Поэтому желательно, чтобы при эксплоатации газ своевременно выделялся по мере понижения давления.  [6]

Растворенный газ жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.  [7]

Растворенный газ имеется во всех нефтяных пластах.  [8]

Растворенный газ и газ газовой шапки состоят из метана ( до 93 %) и его гомологов.  [9]

Растворенный газ существенно влияет на физические свойства нефти, которые должны учитываться в технологии ее перекачки на большие расстояния, а также при выборе технологаеского оборудования насосных станций. При фиксированной температуре давление, при котором начинается процесс выделения свободного газа, называется давлением насыщения газонасыщенной нефти. Это давление определяется экспериментально с помощью прибора, позволяющего при плавном снижении давления улавливать момент появления первого пузырька газа в объеме пробы нефти.  [10]

Растворенный газ и реагент диффундируют к реакционной плоскости, расположенной на расстоянии б от поверхности.  [12]

Растворенный газ выделяется из нефти или воды тогда, когда давление оказывается ниже давления насыщения; только в этом случае может образоваться газовая шапка или газовая залежь над водой. В резервуаре жидкость находится под гидростатическим давлением. Наименьшее гидростатическое давление наблюдается в наиболее высоко поднятых частях резервуара, наибольшее - в наиболее опущенных. Следовательно, выделение растворенного газа из жидкости ( нефти или воды) с образованием свободного скопления будет происходить в приподнятых участках резервуара, в сводах антиклинальных складок, у кровли массивных резервуаров, в головах моноклинально падающих пластов. При циркуляции воды с растворенным в ней газом по мере прохождения ее через зоны с пониженным гидростатическим давлением из воды будет выделяться свободный газ-газовое скопление в ловушке будет расти.  [13]

Растворенный газ выделяется из нефти или воды тогда, когда давление оказывается равным давлению насыщения; только в этом случае может образоваться газовая шапка или газовая залежь над водой.  [14]

Растворенный газ несколько увеличивает объем нефти, понижает ее удельный вес и вязкость, способствует более быстрому притоку ее к забою скважины. Растворимость газа в жидкости протекает до определенного предела, т.е. до насыщения жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Содержание растворенных в нефти газов

    Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу нефтеперерабатывающих установок хлористые соли, содержащиеся в нефти. Как известно, неорганические соли в нефти не растворяются и попадают в нее в виде растворов в эмульгированной воде. Концентрация солей в пластовых водах, сопутствующих нефти, обычно значительно ниже концентрации насыщенных растворов (см. табл. 3 и 5). Поэтому кристаллы солей, как правило, не содержатся в добываемых нефтях. Однако при испарении части воды, содержащейся в нефти, отделении газа в сепараторах, транспортировке, подогреве на установках обезвоживания и отстое подогретой нефти в емкостях кристаллы могут появиться. При содержании в нефти даже небольших количеств кристаллов сильно усложняется процесс обессоливания, так как кристаллики, обволакиваясь гидрофобной пленкой нефти, очень плохо вымываются водой. [c.7]     В работе [37] впервые были изучены факторы, влияющие па структурно-механическую прочность пластовых нефтей при условиях, когда пространственная структура формируется парафинами с участием асфальтенов (в условиях низких температур — от 15 до 80°С). Убедительно показано влияние на вязкость системы в состояниях геля и молекулярных растворов ВМС концентрации асфальтенов, газосодержания и температуры (рис. 9). Предельное динамическое напряжение сдвига (отношение постоянных вязкостей пефти в двух состояниях — геля и молекулярных растворов) повышается с увеличением содержания асфальтенов (а), газа (б) [c.44]

    Примечание. К — исходное весовое соотношение газа и нефти I — остаток нефти, не растворившийся в газе, % к исходной. Содержание асфальтенов в растворившейся фракции 0,28%. [c.54]

    Из данных табл. 22 видно, что с повышением давления и плотности газа все большая часть нефти переходит в газовую фазу. В опытах со смесями газов, содержащими около 30% гомологов метана, при повышении давления от 300 до 650 ат количество не растворившейся в газе нефти снижается от 25 до 10%. Плотность остатков при этом возрастает от 0,90 до 1,02 см . Остатки с плотностью выше единицы представляли собой твердый хрупкий битум. Увеличение отношения исходных объемов газа к нефти в опытах приводит к увеличению плотности остатков. С повышением давления в ряде случаев вначале наблюдалось небольшое увеличение содержания смол в остатках в связи с преимущественным растворением в газе углеводородов. При дальнейшем росте давления содержание смол в остатках понижается в результате все большего перехода смол в газовую фазу. [c.55]

    Данные таблицы показывают постепенное увеличение плотности и вязкости извлеченных фракций, что можно объяснить тем, что вначале в газовую фазу преимущественно переходят легкие, наиболее растворимые в газе фракции нефти. С уменьшением их содержания в песке газ постепенно начинает растворять [c.75]

    Двуокись (диоксид) углерода (углекислота) СО2 - в нормальных условиях - газ, в полтора раза тяжелее воздуха. Двуокись углерода хорошо растворяется в воде, растворимость возрастает с увеличением давления при 20° С и 0,1 МПа в 1 объеме воды растворяется около 1 объема СО2 при давлении 30 МПа и 100° С растворимость СО2 увеличивается до 30 объемов. Содержание С02 в газах и нефтях от О до 59 %. Двуокись углерода образуется при окислении углеводородов и других органических соединений, при декарбоксилировании органических кислот, при разложении бикарбонатов, возможно мантийное происхождение СО2. [c.7]

    Во время геофизических работ в скважинах с герметизированным устьем в них отсутствует глинистый раствор. Вместо раствора скважина заполнена газом, нефтью или водой. Геофизические приборы или прострелочно-взрывную аппаратуру спускают в скважину на кабеле, предварительно пропущенном через гидравлическое или сальниковое уплотнение, вмонтированное в лубрикатор. Броня кабеля во время движения в сальниковом устройстве подвергается усиленному износу, а под действием сероводорода, содержащегося в нефтяных газах или нефти, быстро разрушается стальные проволоки чернеют, становятся хрупкими, ломаются. Содержание сероводорода в газах или нефти меняется от десятых долей процента до 6%, например, в газовых скважинах Оренбургских месторождений. [c.9]

    С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций или в нем содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и нефти, содержащие ароматические углеводороды. [c.138]

    Газы нефтяных месторождений называются попутными нефтяными газами. Эти газы растворены в нефти и выделяются из нее при выходе на поверхность. Состав нефтяных ,попутных газов резко отличается от сухих значительным содержанием этана, пропана, бутанов и высших углеводородов (в сумме до 50%). Поэто- [c.22]

    Перед началом огневых работ в местах их проведения, а также у емкостей с нефтью, с буровым раствором на углеводородной основе и с добавлением нефти необходимо провести анализ воздуха рабочей зоны. Содержание нефтяных паров (бензина) и газов в воздухе рабочей среды не должно превышать ПДК по ГОСТ 12.1.005-76. [c.279]

    Нами исследовалось влияние растворенного в нефти азота на ее углеводородный состав. Если в нефти растворить воздух или азот, а затем, понизив давление, вызвать выделение их из нефти, то суммарное количество легких углеводородов, выделившихся пз нефти и оставшихся в ней в растворенном виде, превышает их первоначальное содержание. Появление в нефти дополнительных количеств углеводородных газов объясняется, вероятно, тем, что при растворении в нефти чистый азот и азот воздуха, так же как и СОз, вызывает десорбцию легких углеводородов, адсорбированных асфальтенами, смолами и высокомолекулярными углеводородами. [c.40]

    Ванадий извлекают из битумов и других остаточных продуктов, обрабатывая их в течение 5 ч при 500 °С смесью 1 М раствора НЫОз, кислородсодержащего газа и полигликоля. В результате такой обработки ванадий переходит в неорганические соединения, растворимые в воде и легко извлекаемые. Для определения небольшого содержания металла в нефти [419] в дополнение к классическим химическим методам применяют колориметрию, спектрофотометрию, эмиссионную спектрометрию, инфракрасную и ультрафиолетовую спектроскопию, рентгеноскопию, дифракцию, масс-спектрометрию, полярографию, амперометрическое титрование, хроматографию, радиоактивный анализ. [c.36]

    Общее содержание алканов в нефтях 25-30 % об., не учитывая растворенных газов. С учетом содержания растворенных газов в пластовых нефтях доля алканов возрастает до 40-50 % об., а иногда до 50-70 % об. Такое большое содержание низкомолекулярных алканов в пластовых нефтях обуславливает их свойства, которые характерны для молекулярных растворов. [c.28]

    При стандартных условиях СН4 - бесцветный газ без запаха и вкуса. Метан в больших количествах содержится в природе в пустотах земной коры, в виде раствора в нефти, выделяется как продукт разложения органических веществ анаэробными бактериями в отсутствие кислорода (болотный газ). Несмотря на малое содержание в атмосфере (7 10 % объемн.), метан относится к газам, регулирующим ее парниковый эффект . Метан добывают десятками миллионов кубометров как сырье для органического синтеза и как топливо. [c.305]

    Объемные доли нефти, воды и твердой фазы в буровом растворе определяют с помощью прибора, аналогичного показанному на рис. 3.20. Очень важно, чтобы воздух или газ, увлеченный буровым раствором, был удален из него перед перегонкой в приборе в противном случае при определении доли твердой фазы будет допущена ошибка. Удаление газа посредством сильного разбавления нежелательно, так как это приводит к снижению точности измерений, особенно при исследовании буррвых растворов с низким содержанием твердой фазы. Газ часто удаляют путем добавки пеногасителя (например, стеарата алюминия или высокомолекулярного спирта) и понизителя вязкости при необходимости разрушить структуру. Если этим способом не удается удалить весь газ, следует создать вакуум. Для использования в промысловых условиях имеются переносные вакуум-насосы. [c.113]

    Анализ данных исследования состава растворенного в нефти газа в 910 залежах показывает, что в 21% залежей, наиболее часто встречающихся в природе, содержание суммы углеводородных газов составляет 40—50%. Наиболее вероятная средневзвешенная величина этого параметра для среднегипотетической залежи будет 41,6%. Для 50% залежей сумма углеводородных газов колеблется от 26,1 до 54,9%-Помимо углеводородных газов в пластовой нефти растворено и некоторое количество других газов, и в частности азота. Известно, что азот плохо растворяется в нефтях, поэтому наличие его даже в небольших количествах резко увеличивает давление насыщения. Из систематизированных данных анализов газа, выделившегося из нефти, по 921 залежам с определением содержания в нем азота в сумме с редкими газами вытекает (рис. 10), что почти для 70% залежей в составе газа содержится не более 15% азота, а для 40% его содержание не превышает 5%- Расчет показывает, что в нефти среднегипотетической залежи в газе, растворенном в нефти при пластовых условиях, будет содержаться около 8% азота. Средневзвешенная величина содержания азота в газе для 20% залежей будет изменяться от 5,0 до 10,3% и соответственно для 50% залежей — от 3,2 до 16,4%- [c.24]

    Газоконденсатные месторождения имеют свои особенности формирования, которые определяются фазовыми переходами углеводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жидкую и наоборот. В процессе погружения сжатие при росте давления приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее повышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовавшегося пара в газе. Часть УВ нефти (преимушественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении давления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кроме того, материнская толща ниже ГЗН может пополнять залежь жирным газом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. Содержание жидкой фазы в некоторых месторождениях Днепрово-Донецкого бассейна возрастает от 14 см м на глубине 2450 м (пластовое давление 25 МПа) до 76 мVм на глубине 4320 м (давление 44 МПа). В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800-900 см /м при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане. [c.355]

    В нефтях Октябрьского района (таблица 2), как- правило,, растворено некоторое количество углеводородных газов." При этом содержание в нефтях пропана и изших углеводородов настолько мало, что не улавливается при производстве анализов на аппарате Подбильняка. [c.15]

    Вода, поступающая с нефтью, обычно представляет собой соляной рассол с содержанием 1 — 10% ЫаС1. Кроме того, в ней могут присутствовать значительные количества солей кальция, магния, бария, сульфатов и других обычных компонентов морской воды. На pH этого рассола может оказывать влияние присутствие уксусной кислоты, двуокиси углерода и растворенных газов, и рассол обычно является слабокислым. Из-за перепада давления в скважинах из раствора выделяются газы, поэтому pH его в устье скважины может быть значительно выше, чем в глубине ее. По данным работы [3], эта разность достигает 2,5. Следовательно, измерение pH в устье скважины не дает прямого указания на степень коррозии в глубине. [c.189]

    Содержание асфальтенов в остатках возрастает с повышением давления газа, в котором растворяется нефть. При высоких давлениях оно достигает 38—44%. Более детальный анализ смол, асфальтенов и масляных компонентов остатков дан в работе Ковалева и Жузе (1962). [c.55]

    Исходная нефть, ее фракции, растворившиеся при двух условиях опыта, и остаток, полученный при 500 ат, были озолены, и в золах определено содержание ванадия и никеля. Результаты анализа приведены в табл. 23. Из таблицы видно, что фракции нефти, перешедшие в газовую фазу, при сжигании дают некоторое количество золы, причем зольность в них возрастает нри переходе от 300 к 500 ат. Основная же часть золы (1,09%) связана с остатком. В золе растворившихся в газе фракций нефти обнаружено присутствие ванадия и никеля из этого следует, что во фракциях содержались металлоорганические комплексы. [c.56]

    Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного комйонентногс ( ава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения шире, чем здесь указано, и эта теория имеет важное общенаучное значение. [c.252]

    Газы с наибольшей теплотой сгорания образуются при нагреве нефтяного сырья и в результате различных деструктивных технологических процессов. В зависимости от процесса пере- аботки углеводородного сырья состав этих газов изменяется. Так, газ установок прямой перегонки нефти содержит 7—10% )Онана и 13—30% бутана, газ установок термокрекинга богат метаном, этаном н этиленом, газ установок каталитического крекинга — бутаном, изобутиленом и пропиленом. Многие из перечисленных газов служат ценным сырьем для химической н )омышленностн. Для нефтезаводских газов, полученных из сернистого сырья, характерно значительное содержание сернистых соединений и, в частности, сероводорода. Присутствие его в нефтяном газе крайне нежелательно, так как он вызывает интенсивную коррозию и очень токсичен. Поэтому на многих заводах газы подвергают мокрой очистке растворами этанолами-нов, фенолятов, соды и др. [c.110]

    В начальный период циркуляции в газовую фазу переходили более легкие фракции нефти. С уменьшением же содержания нефтн в песке газ извлекал более тяжелые компоненты. Поэтому плотность фракций нефти, выделяющихся в сепараторе, постепенно возрастала от 0,899 в начале опыта до 0,940 г/смз в конце опыта. Вместе с нефтью углекислый газ растворял и воду, содержавшуюся в породе. Отбор нефти составил 51% от потенциала. [c.106]

    Способ, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 1437-56) в СССР, аналогичен описанным выше, в которых об])азовавшийся при сгорании сернистый газ фиксируется при помощи раствора перекиси водорода, окисляющей 80г в 80д. Применяется он для определения содержания серы в маслах, нефтях, коксе и остаточных нефтепродуктах. [c.413]

    Сераорганические соединения входят в состав большинства нефтей. По содержанию и составу сернистые соединения нефти сильно различаются. В нефтях, кроме элементной серы и сероводорода, присутствуют и органические соединения двухвалентной серы меркаптаны, сульфиды, тиофены, соединения типа бензо- и дибензотиофенов. Поэтому проблема технологии нефтехимической переработки серосодержащих нефтяных фракций требует разработки качественно новых экспрессных методов оценки физико-химических свойств фракций и входящих в них компонентов. В частности, таких важнейших характеристик реакционной способности, как потенциал ионизации (ПИ) и сродство к электрону (СЭ), которые определ пот специфику взаимодействия веществ с растворителями, термостойкость и другие свойства [1]. Чтобы перейти к изучению фракций серосодержащих нефтей целесообразно изучить зависимости изменений физико-химических свойств в гомологических рядах индивидуальных соединений, содержащих серу Определенные перспективы в этом направлении открывает электронная абсорбционная спектроскопия. Целью настоящей работы является установление существования подобных зависимостей между ПИ и СЭ в рядах органических соединений серы и логарифмической функцией интегральной силы осциллятора (ИСО). Основой данной работы явились закономерности [2-4], что ПИ и СЭ для я-электронных органических веществ определяются логарифмической функцией интегральной силы осциллятора по абсорбционным электронным спектрам растворов в видимой и УФ области. Аналогичные результаты получены для инертных газов. Обнаружена корреляция логарифмической функции ИСО в вакуумных ультрафиолетовых спектрах, ПИ и СЭ [3]. [c.124]

    Обводненность добываемой нефти верхних горизонтов Ромашкинского месторождения растет очень быстрыми темпами. При такой высокой обводненности значительная часть кислых газов будет растворена в юде. С повышением давления содержание сероводороде в газоюй фазе может быть незначительно. Поскольку сепарация на первой ступени осуществляется при сравнительно низших давлениях (4-6 кгс/см ), переход сероводорода в газовую фазу будет небольшим только при условии быстрого осуществления процесса сепарации и замедленного протекания разгазирования воды. [c.26]

    Иопытания показали, что эффект улавливания сероводорода раствором гидроокиси железа является значительным, а способ вполне ариемлем для создания ряда сероочиотных блочных установок малой производительности для газов с большим содержанием сероводорода, добываемого с нефтями верхних горизонтов. [c.30]

    Анализ сернистых соединений нефтяных дистиллятов сопряжен со значительными трудностями. Строение этих веществ сложнее строения углеводородов, в растворе которых они находятся, а содержание их в нефтепродуктах весьма мало (в среднедистиллятных фракциях высокосернистых нефтей не более 5—7 вес. %). Поэтому ни один из современных аналитических методов не позволяет с исчерпывающей полнотой определить состав нефтяных сернистых соединений. Лишь комбинируя методы определенным образом, удается решить эту задачу. Достоверность результатов во многом зависит от того, как подготовлено сырье для исследования. Насколько важна подготовка материала и насколько она может быть индивидуальна и неповторима для другого сырья, показывает следующий пример. Фракцию 111—150° С нефти месторождения Уассон (США) вначале в изотермических условиях разгоняли на узкие фракции. Из этих фракций специальными комбинированными методами были удалены меркаптаны (опи могли помешать определению соединений других классов). Однако даже такой подготовки оказалось недостаточно. Поэтому узкие фракхщ-подвергли гидрогеполизу. В результате сернистые соединения восстановились до соответствующих углеводородов, которые и были обнаружены методом газо-жидкост-ной хроматографии. Для проверки были проведены параллельные исследования методами ИК- и масс-спектрометрии, которые подтвердили правильность результата основного анализа. [c.75]

    Нефтью называется природная смесь углеводородов различных классов с различными сернистыми, азотистыми и кислородными соединениями. По внешнему виду нефть представляет собой маслянистую жидкость, обыкновенно бурого цвета, хотя встречаются нефти, имеющие более светлые оттенки коричневого цвета. Вязкость нефти различна и зависит от состава. Представляя собой смесь органических веществ, нефть способна гореть, выделяя при этом до 10 ООО калорий на килограмм. В минералогическом отношении нефть относится к числу горючих ископаемых или каустобиолитов. Нефть практически ие содержит химически активных веществ вроде кетонов, спиртов и т. п. соединений, хотя в некоторых случаях имеет кислотный характер вследствие незначительного содержания кислот. Все химические свойства нефти показывают, что нефть никогда не подвергалась действию высоких температур и поэтому для нее нехарактерны обычные компоненты, свойственные различным продуктам перегонки углей, торфа и других естественных горючих материалов. Нефть часто сопровождается в природе различными окаменелостями, позволяющими определить геологический возраст нефти в ее современном залегании. Обыкновенно нефть сонровояодается газом и водой, представляющей собой раствор галоидных и углекислых растворимых солей, иногда в воде содержатся сероводород и растворимые сульфиды. [c.5]

    НЫХ методов анализа (например, применение фотоэлектрических фотометров, рН-метров). В ходе управления процессами обогащения угля и переработки нефти использовали в основном данные анализа, характеризующие анализируемую пробу в целом, например температуру затвердевания или температуру вспышки, предел воспламеняемости или данные об отношении анализируемой пробы к действию раствора перманганата калия. Определение ряда таких характеристик, например определение плотности и давления паров, определение вязкости или снятие кривых разгонки, можно осуществлять при помощи приборов. Указанные методы анализа важны для контроля качества веществ, но они не соответствуют современному уровню исследований и контроля производства, а также не способствуют прогрессу в этих областях. Развитие аналитической химии происходит в направлении внедрения физико-химических методов анализа или методов, использующих специфичные свойства веществ, при этом на первый план выдвигаются методы газовой хроматографии. В связи с этим на примере развития газовой хроматографии можно проследить тенденции развития аналитической химии в целом. Метод газовой хроматографии известен с 1952 г., в 1954 г. появились первые производственные образцы газовых хроматографов, а уже в 1967 г. четвертая часть всех анализов, проводимых на нефтеперерабатывающих заводах США, осуществлялась методом газовой хроматографии (А.1.13]. К 1968 г, было выпущено свыше 100 ООО газовых хроматографов [А.1.14], и лишь небольшую часть из них применяли для промышленного контроля. Газовые хроматографы были снабжены детекторами разных типов в зависимости от специфических свойств анализируемого вещества, его количества и молекулярного веса, позволяющими провести определение вещества при его содержании от 10 до 100% (в случае определения летучих неразлагающихся веществ в газах — при содержании 10- %). К подбору наполнителя для колонок при разделении различных веществ подходили эмпирически. В 1969 г. появились газовые хроматографы, которые наряду с различными механическими приспособлениями содержали элементы автоматики. Для расчета результатов анализа по данным хроматографии и в лаборатории и в ходе контроля и управления процессом применяли цифровые вычислительные машины в разомкнутом контуре. В настоящее время эти машины вытесняются цифровыми вычислительными машинами в замкнутом контуре. При этом большие вычислительные машины со сложным оборудованием можно заменить небольшими. В будущем результаты анализа можно будет получать гораздо быстрее. Методы газовой хроматографии в дальнейшем вытеснят и другие методы анализа мокрым путем и внесут значительный вклад в автоматизацию процессов аналитического контроля. Внедрение техники и автоматизации в методы аналитической химии будет способствовать увеличению числа специалистов с высшим и средним специальным образованием, работающих в области аналитической химии. В настоящее время деятельность химиков-аналитиков выглядит совершенно иначе. Химик-аналитик должен обладать специальными знаниями в области химии, физики, математики и техники, а также желательно и в области биологии и медицины. Все это необходимо учесть при подготовке и повышении квалификации химиков-аналитиков, лаборантов и обслуживающего пс[)сонала. [c.438]

    Если скважина фонтанная и работы ведутся с целью ликвидации утечек во фланцевых соединениях колонных головок, то сначала следует заглушить скважину, затем проверить состояние воздушной среды у устья газоанализатором, как было сказано выше. В случае содержания газов и паров нефти выше ПДК необходимо определить места пропуска мыльным раствором. При возникновении необходимости резки обсадных колонн резцы труборе-зки нужно увлажнять подачей водяной струи. [c.280]

    Вся исследовавшаяся нефть содержит в составе растворенного газа значительное количество азота. Особенно много азота в пластовой нефти скв. 332 — около 19 сж /сж . Значительно меньше азота растворено в пластовой нефти СКВ. 952 и 198 — соответственно 6,5 и 5,4 см в 1 см нефти. Относительное содержание азота наиболее высокое в нефти скв. 952 — около 56%. [c.43]

    В парогазовых рабочих агентах высокого давления, предназначенных для закачки в нефтяные пласты и получаемых окислительным пиролизом водонефтяных эмульсий или сжиганием последних в воздушном окислителе, содержание азота превышает 50% в первом случае и 80% во втором (в сухих газах). Эти агенты (в том числе азот) имеют температуру 200—250° С, т. е. являются теплоносителями, и находятся под высоким давлением (150—200 ama), что позволяет рассматривать их как вытеснители и, частично, как растворители нефти. Азот растворяется в воде, маслах и нефти, поэтому при закачке в пласты в составе парогазовой смеси он будет оказывать положительное влияние на вытеснение нефти [8—10]. А. А. Черепенников [9] указывал на то, что инертные газы растворяются в нефти значительно лучше, чем в воде, и приводил данные об отношении растворимости азота в нефти к растворимости азота в искусственно минерализованной воде, содержащей 200 г Na l на 1 л, т. е. близкой по степени минерализации к пластовым водам нефтяных месторождений  [c.78]

    В работе рассмотрено использование парогазовой смеси — смеси продуктов сгорания с водяным паром — для закачки в нефтяные пласты с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи и увеличения нефтедобычи. Парогазовая смесь может быть получена сжиганием жидкого или газообразного топлива под давлением, необходимым для закачки ее в пласт с впрыском воды в конце зоны горения. Общее количество парогаза, получаемое с I кг топлива, составляет около 30 кг (13 кг пара и 17 /сг сухого газа). Сухие продукты сгорания, входящие в парогазовую смесь, характеризуются следующим составом СОг 13,2 % объемн.. О, 15% объемн., 85,3% объемн. Все компоненты активно участвуют в процессе вытеснения нефти из пласта. В призабойной зоне действие пара в парогазовой смеси аналогично действию чистого пара. Вода, образовавшаяся в результате конденсации пара, насыщается Oj и превращается в карбонизированную воду с хорошими нефтеотмывающими свойствами. Азот, составляющий значительную часть парогазовой смеси, частично растворяясь в нефти, будет способствовать увеличению ее объема и создавать условия для лучшего ее вытеснения. Кроме того, парогазовые смеси могут быть получены окислением воздухом высокообводненных горючих с содержанием их от 2 до 7% при неполном испарении воды (процесс Циммермана). [c.118]

    Причинами обогащения газом являются поступление его из газо-пефтяных горизонтов выделение газа и воздуха, растворенных в буровом растворе при снинповерхностного натяжения и действия некоторых других факторов поступление в раствор воздуха, подсасываемого насосами и содержащегося в утяжелителе стабилизация образовавшейся пены реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов. Последняя причина в связи с усилением роли химической обработки особенно значительна. Такие реагенты, как ССБ, КССБ, различные ПАВ, вызывают интенсивное пенообразование. В некоторых случаях пену вызывают УЩР, крахмал, ПФЛХ, синтаны, добавки нефти, особенно при малом содержании низкоколлоидной твердой фазы и т. п. Во многих практически важных случаях необходимость дегазации обусловлена вспениванием растворов именно в результате химической обработки. [c.211]

    Алюминий и его сплавы имеют весьма высокую стойкость в нефти, нефтепродуктах, газовом конденсате и сжиженных газах агрессивность нефти определяется содержанием примесей и воды. В растворах сероводорода может происходить заметное смещение потенциалов алюминия и его сплавов в сторону положительных значений (в область пассивности). Высокая коррозионная стойкость алюминия и его сплавов в сероводородсодержащих средах, характерных для нефтяной и газовой промышленности, является весьма ценным качеством их как перспективных конструкционных материалов в резервуаростроении. [c.57]

chem21.info

растворенный (нефтяной) газ - это... Что такое растворенный (нефтяной) газ?

 растворенный (нефтяной) газ

8 растворенный (нефтяной) газ: Газообразная смесь углеводородных С1 - С4 и неуглеводородных компонентов, растворенная в нефти при пластовых условиях и выделяющаяся при приведении нефти к стандартным условиям.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

  • Растворенные нефтепродукты
  • растворенный воздух

Смотреть что такое "растворенный (нефтяной) газ" в других словарях:

  • Нефтяной газ, нефтяной попутный газ — ► oil gas, oil well gas Газ, растворенный в нефти при пластовых условиях. Выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения. Содержание газа (м3/т) в нефтях (газовый фактор) колеблется… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • попутный (нефтяной) газ — 16 попутный (нефтяной) газ: Растворенный газ или смесь растворенного газа и газа газовой шапки (свободного газа), добытый из нефтяных скважин совместно с нефтью и прошедший сепарацию на промысле. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нефтяной попутный газ — газ, растворенный в нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти. Содержание нефтяного газа в нефтях (газовый фактор) колеблется от 3–5 куб. м/т …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • НЕФТЬ И ГАЗ — См. также ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ; НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ. НЕФТЬ Сырая нефть природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и …   Энциклопедия Кольера

  • ГОСТ Р 54910-2012: Залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Характеристики углеводородов газоконденсатные. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 54910 2012: Залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Характеристики углеводородов газоконденсатные. Термины и определения оригинал документа: 14 выпавший в пласте конденсат: Пластовый флюид в жидком состоянии,… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Р 50.2.068-2009: Государственная система обеспечения единства измерений. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики — Терминология Р 50.2.068 2009: Государственная система обеспечения единства измерений. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики: 3.1 измерительная установка: Совокупность функционально… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ Р 8.615-2005: Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования — Терминология ГОСТ Р 8.615 2005: Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования оригинал документа: 3.2 дебит скважины:… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Вазелин — (Vaselin). В 70 х годах этого столетия из Америки стали высылать особое, желтоватое по цвету, безвкусное и совершенно не пахучее салоподобное вещество, легко размазывающееся, подобно помаде, плавящееся в прозрачную жидкость при температуре около… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ — (Pнас) давление в кгс/см2, под которым находится растворенный в нефти попутный нефтяной газ. Предложен метод (Леворсен, Гассоу) использования Pнас для определения конечного времени формирования залежей нефти. Систематическое накопление данных по… …   Геологическая энциклопедия

normative_reference_dictionary.academic.ru

Газ, растворенный в нефти

Количество просмотров публикации Газ, растворенный в нефти - 390

Во всœех нефтяных залежах присутствует растворенный в нефти газ, хотя бы в небольших количествах [22]. Для того чтобы газ оставался в растворенном состоянии, требуется определœенное давление. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, всœе залежи обладают тем или иным количеством потенциальной энергии. Энергия сжатого и растворенного газа обычно является преобладающим видом пластовой энергии в залежах, сформировавшихся в изолированных и запечатанных ловушках (линзах, тектонических блоках, сцементированных песчаных породах и т.п.). Эта энергия высвобождается при расширении растворенного газа и выделœении его из нефти вследствие снижения давления в залежи и в столбе нефти в скважинœе. Расширяющийся газ движется в направлении более низкого градиента потенциала флюида, увлекая с собой нефть. Залежи, разрабатываемые исключительно за счёт энергии расширения газа, высвобождающегося из раствора в нефти, называются залежами с режимом естественного истощения или режимом растворенного газа.

В момент вскрытия такой залежи давление в ней достигает максималь­ного значения, а затем постепенно снижается по мере разработки. Так как пластовая энергия заключена главным образом в первоначально сжатом и растворенном в нефти газе, то снижение давления в общем пропорционально количеству газа, извлеченного из залежи вместе с нефтью. Снижение пластового давления обусловливает уменьшение коэффициента нефтеотдачи, поскольку оставшееся в пласте количество энергии недостаточно для восстановления первоначального давления. Остановка скважины не приводит к восполнению пластовой энергии. Когда весь растворенный газ извлечен из залежи, пластовое давление снижается до атмосферного, и остающаяся в пласте нефть может двигаться в скважины только под воздействием гравитационных сил, что является крайне медленным и неэкономичным процессом (см. стр. Размещено на реф.рф439-440: Гравитационные силы). Следовательно, очень важно сохранить естественную энергию залежей, характеризующихся режимами растворенного газа, поскольку расточение этой энергии неизбежно приведет к повышению стоимости разработки залежи и уменьшению количества извлекаемой нефти. В процессе разработки залежей на режиме растворенного газа наступает момент, когда пластовое давление снижается до величины давления насыщения (точки кипения), и газ начинает выделяться из раствора в свободную фазу в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти. Эти пузырьки могут собраться в сводовой части залежи, образовав вторичную газовую шапку. Вторичная газовая шапка лишь незначительно увеличивает пластовую энергию и эффективность добычи нефти, и ее ни в коем случае нельзя смешивать с первичной газовой шапкой. Иногда вторичная газовая шапка образуется в результате расширения растворенного газа и выделœения его в освободившуюся часть порового пространства, ранее занятого нефтью, извлеченной на поверхность. Скважины, расположенные в пределах распространения вторичной газовой шапки, характеризуются очень высокими газовыми факторами и могут давать даже чистый газ.

В случае полного истощения растворенного газа или значительного снижения его содержания в пластовой нефти энергия природного резервуара должна быть восстановлена путем нагнетания в него газа под давлением. Обычно в пласт закачивается тот же самый газ, который добывается вместе с нефтью и отделяется (сепарируется) от нее на поверхности. Кроме повышения и поддержания пластового давления, этим достигается и дополнительный эффект: двигаясь от скважин с высоким давлением (нагнетательных) к скважинам с низким давлением (эксплуатационным), т. е. вновь в направлении понижения градиента потенциала флюида, газ расширяется и увлекает вместе с собой нефть¹. Процесс поддержания пластового давления на уровне его первоначального значения путем закачки в пласт газа под давлением принято называть восстановлением давления (repressuring). Пластовое давление можно также поддержать или повысить путем закачки в пласт воды под давлением через скважины, расположенные на погруженных участках структуры. Это так называемое заводнение. В случае если к моменту начала заводнения или закачки газа под давлением первичная энергия пласта͵ создававшаяся растворенным газом, уже была в значительной степени исчерпана, то такой процесс дополнительной разработки принято называть вторичной добычей или вторичным методом разработки (см. также стр.447-450). Механизм добычи нефти на естественном режиме растворенного газа и на режиме искусственного поддержания давления в данном случае один и тот же.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа значительно ниже, чем при других источниках пластовой энергии, и составляет 10-30%

¹Процесс извлечения жирного газа из пласта͵ осушения его (отделœения конденсата) и закачки сухого газа вновь в пласт с целью поддержания пластового давления принято называть сайклингом или рециркуляцией газа.

в большинстве случаев менее 20%, геологических запасов нефти в пласте¹. Такой низкий процент нефтеотдачи является следствием весьма ограниченного количества газа, первоначально содержавшегося в нефти и недостаточного для вытеснения нефти из породы и продвижения ее в сторону забоев скважин, а также той легкости, с которой газ проходит через нефть. Различия в конечной добыче нефти на режиме растворенного газа связаны со следующим фактом: в большинстве случаев максимальный коэффициент нефтеотдачи (см. стр. Размещено на реф.рф444) возможен лишь при условии очень медленного темпа разработки и относительно небольших дебитов скважин, что позволяет использовать всю или почти всю энергию сжатого газа для извлечения

Фиᴦ. 10-12. Характеристика разработки залежи на режиме растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).

Фиᴦ. 10-13. Обобщенная кривая изменения темпа добычи нефти из залежи с режимом растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-94, 1952).

нефти. Только при этом условии выработка такой залежи должна быть достаточно выгодной. В случае если увеличить темп отбора нефти из залежи, пластовое давление начнет резко падать, газовый фактор уже на ранней стадии разработки станет очень высоким, и весьма ограниченная энергия сжатого растворенного газа будет быстро истощена. В некоторых залежах газовый фактор резко возрастает уже после небольшой добычи нефти. Причина этого состоит по сути в том, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для нефти начинает резко снижаться: извлечение из залежи, к примеру, одной четверти заключенной в ней нефти может привести к уменьшению фазовой проницаемости для оставшейся нефти на 0,1 ее первоначальной величины (см. фиᴦ. 4-6). Это в свою очередь приводит к тому, что коллектор становится более проницаемым для газа, обладающего низкой вязкостью, ᴛ.ᴇ. к резкому повышению газового фактора. На фиᴦ. 10-12 показан характер уменьшение добычи нефти на режиме растворенного газа с сопутствующим снижением пластового давления и повышением газового фактора. Обобщенная кривая изменения величины добычи нефти за весь период разработки залежи на режиме, использующем энергию растворенного газа,

¹Геологические запасы нефти в пласте (ʼʼOil in placeʼʼ) представляют из себято количество нефти, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ содержится в поровом пространстве коллектора, полностью насыщенного этой нефтью. Извлекаемая нефть - это товарная нефть (нефть, получаемая на поверхности), которая должна быть добыта с помощью всœех известных методов, первичных и вторичных, при существующих экономических условиях. Физически извлекаемая нефть - товарная нефть, которая должна быть получена всœеми известными методами безотносительно к ее стоимости. Остаточная нефть ‑ нефть, остающаяся в пласте после окончания разработки залежи. Это адсорбированная нефть, а также нефть, удерживаемая капиллярным давлением в мельчайших порах. Она неизвлекаема. Первичная извлекаемая нефть должна быть добыта с использованием естественной энергии пласта. Вторичная извлекаемая нефть ‑ это нефть, добываемая с помощью искусственного восстановления энергии пласта͵ к примеру путем заводнения или закачки газа под давлением.

показана на фиᴦ. 10-13. Сравнительная характеристика добычи нефти и газовых факторов по группе месторождений США приведена на фиᴦ. 10-14. Второй причиной относительно невысокой эффективности разработки нефтяной залежи на режиме растворенного газа является повышение вязкости нефти по мере извлечения газа. Вначале, когда выделяется растворенный в нефти газ, присутствующий в ней в виде мельчайших рассеянных пузырьков, общая вязкость газо-нефтяной смеси уменьшается, и эта смесь движется в пласте более свободно. При этом это лишь временный эффект. Как только мельчайшие пузырьки газа соединятся в крупные пузыри,

Фиᴦ. 10-14. Соотношение между величиной газового фактора и коэффициентом нефтеотдачи для некоторых месторождений США (Katz, Williams, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 354, Fig. 12, 1952).

В частности, для группы месторождений побережья Мексиканского залива газовый фактор варьирует в пределах 1250-1500 куб. футов газа на 1 баррель нефти. В этих условиях на каждые 100 баррелœей нефти в пласте можно получить 60-62 барреля нефти на поверхности. Наиболее высокий газовый фактор для нефтяной залежи составляет 4900 куб. фут/баррель, а самый низкий для газоконденсатной ‑ 3300 куб. фут/баррель.

1 ‑ газоконденсатные месторождения; 2 ‑ нефтяные и газо-нефтяные месторождения.

образовав непрерывную газовую фазу, газ начнет обгонять нефть в своем движении к скважинам. Большая часть нефти, обедненной растворенным газом и потому более вязкой, становится неизвлекаемой. На этой стадии разработки скважины вместе с нефтью начинают давать и небольшое количество воды, что свидетельствует о снижении ʼʼпромывающего эффектаʼʼ пластовых вод в общем объёме добываемой нефти.

Режим газовой шапки (газонапорный режим)

Присутствие первичной газовой шапки над нефтяной залежью свидетельствует об избыточном количестве газа, полностью насыщающего нефть при пластовых давлении и температуре. Это так называемая ʼʼнасыщенная залежьʼʼ. В этом случае пластовая энергия заключена не только в газе, растворенном в нефти, но и в сжатом пластовым давлением свободном газе газовой шапки. При снижении пластового давления по мере извлечения нефти и уменьшения ее объёма расширяющийся свободный газ ʼʼподчищаетʼʼ поровое пространство, способствуя передвижению этой нефти к скважинам. Режим работы залежи, характеризующейся наличием первичной газовой шапки и движением нефти исключительно в результате расширения растворенного газа и сжатого газа газовой шапки, принято называть газонапорным режимом или режимом газовой шапки. Соотношения между объёмами нефти и газовой шапки в таких залежах бывают самыми различными: одни залежи характеризуются небольшими газовыми шапками, другие, напротив - крупными шапками и незначительными нефтяными оторочками.

Когда в залежи с режимом растворенного газа пластовое давление упадет до точки кипения, различие между этим режимом и газонапорным режимом начинает исчезать. Давление в залежи с режимом растворенного газа может снижаться до тех пор, пока не образуется газовая шапка, ᴛ.ᴇ. на поздних стадиях разработки в залежи могут действовать оба источника пластовой энергии. В начальной стадии разработки, когда залежь только что вскрыта скважинами, для любой залежи характерен максимум аластовой энергии. Далее по мере снижения пластового давления количе­ство пластовой энергии уменьшается вплоть до полного ее истощения, и дальнейшее извлечение нефти становится невозможным.

Фиᴦ. 10-15. Эксплуатационная характеристика залежи при газонапорном режиме (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).

Раньше, когда не были еще известны залежи с газонапорным режимом, скважины обычно ʼʼпродувалиʼʼ до тех пор, пока из залежи не выходило всœе избыточное количество газа и в скважину не начинала поступать нефть. Скважины, вскрывшие газовую шапку, начинали давать чистый газ сразу же, но часто газом фонтанировали и скважины, вскрывшие нефтяную часть залежи, в особенности в случае чересчур быстрого извлечения флюидов. В результате энергия сжатого газа преждевременно истощалась, что вело к крайне важно сти перевода скважин на насосный способ добычи значительно раньше, чем это требовалось при условии сохранения пластовой энергии. Современные методы эксплуатации скважин направлены на максимальное использование пластовой энергии, чтобы газ не только увлекал в скважину возможно большее количество нефти, но и способствовал подъему этой нефти на поверхность.

Эффективность разработки залежей на газонапорном режиме значительно выше, чем на режиме растворенного газа, и коэффициент нефтеотдачи колеблется от 30 до 80%, но в большинстве случаев не превышает 60%.

Основным фактором, препятствующим более полному извлечению нефти при газонапорном режиме, является низкая вязкость газа, предопределяющая большую, чем у нефти, скорость фильтрации его сквозь наиболее проницаемые участки пласта. В случае если залежь интенсивно эксплуатируется, газ начинает обгонять нефть, почти не вытесняя ее из порового пространства. На фиᴦ. 10-15 показана типичная диаграмма снижения темпа добычи в случае работы залежи на газонапорном режиме. Газовый фактор достигает максимального]значения в момент, когда добыча нефти из залежи становится минимальной.

Залежи, которые в условиях небольших глубин обычно характеризуются присутствием газовых шапок, приобретают совершенно иной облик с увеличением температуры и давления с глубиной, пока в конечном счете различие между нефтью и газом не исчезнет вовсœе. Такому случаю отвечает точка В на фиᴦ. 10-4. Плотность газа возрастает с увеличением давления (или глубины) в результате увеличения степени сжатия газа в ограниченном пространстве. Плотность нефти, напротив - по мере погружения будет уменьшаться, так как возрастающее давление будет способствовать переходу всœе большего количества свободного газа в растворенное состояние. В конце концов в критической точке, соответствующей абсолютному давлению 5000-6000 фунт/кв. дюйм (350-420 атм), величины плотности газа и нефти станут равными, а значения вязкости, поверхностного натяжения и сжимаемости - настолько близкими, что отличить нефть от газа станет практически невозможно, ибо они перейдут в однофазное состояние. Такова, в частности, природа газоконденсатных залежей: при увеличении давления происходит растворение нефти в газовой фазе (испарение) и образование однофазной системы, а при снижении давления ‑ обратная (ретроградная) конденсация с разделœением смеси на жидкую и газообразную фазы.

referatwork.ru

растворенный в нефти газ - это... Что такое растворенный в нефти газ?

 растворенный в нефти газ

Тематики

  • нефтегазовая промышленность

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

  • растворенный
  • растворенный воздух

Смотреть что такое "растворенный в нефти газ" в других словарях:

  • ГАЗ ПОПУТНЫЙ — жирный газ, растворенный в нефти, и газ газовых шапок (спонтанный), пространственно и генетически связанные с залежами нефти. Содер. тяжелых углеводородов в попутных газах может в процессе снижения пластового давления доходить до 40% (Высоцкий,… …   Геологическая энциклопедия

  • Растворенный газ — Растворенный газ: легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти... Источник: ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА… …   Официальная терминология

  • растворенный газ — 3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • растворенный (нефтяной) газ — 8 растворенный (нефтяной) газ: Газообразная смесь углеводородных С1 С4 и неуглеводородных компонентов, растворенная в нефти при пластовых условиях и выделяющаяся при приведении нефти к стандартным условиям. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нефтяной попутный газ — газ, растворенный в нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти. Содержание нефтяного газа в нефтях (газовый фактор) колеблется от 3–5 куб. м/т …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • НЕФТЬ И ГАЗ — См. также ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ; НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ. НЕФТЬ Сырая нефть природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и …   Энциклопедия Кольера

  • Нефтяной газ, нефтяной попутный газ — ► oil gas, oil well gas Газ, растворенный в нефти при пластовых условиях. Выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения. Содержание газа (м3/т) в нефтях (газовый фактор) колеблется… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ГОСТ Р 8.615-2005: Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования — Терминология ГОСТ Р 8.615 2005: Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования оригинал документа: 3.2 дебит скважины:… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Р 50.2.068-2009: Государственная система обеспечения единства измерений. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики — Терминология Р 50.2.068 2009: Государственная система обеспечения единства измерений. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики: 3.1 измерительная установка: Совокупность функционально… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • вязкость нефти, содержащей растворенный газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil fluid viscosity …   Справочник технического переводчика

technical_translator_dictionary.academic.ru

Режим - растворенный газ - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Режим - растворенный газ

Cтраница 1

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. При отборе нефти из скважины и снижении давления в пласте растворенный газ выделяется из нефти и расширяется в свободном состоянии. Свободный газ устремляется к забою скважины, опережает движение нефти по капиллярам пласта и увлекает ее за собой. Однако эффект этого механизма незначителен из-за интенсивного действия сил трения. Поэтому к забою скважины поступает только часть нефти из пласта, а энергия газа быстро снижается.  [1]

Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения ря сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует ( всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Этот режим протекает в две фазы. Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния де-прессионных воронок или на границе пласта.  [2]

Режим растворенного газа начинается в пласте либо с начала разработки, если начальное пластовое давление равно давлению насыщения, либо после исчерпания упругой энергии, если текущее пластовое давление равно давлению насыщения. Пластовая энергия определяется количеством растворенного газа в единице объема нефти и равномерно распределена по залежи. Поэтому скважины целесообразно размещать по равномерной ( квадратной или треугольной) сетке, если не предусматривается замена другим режимом. Расчетная модель представляется однородным по свойствам коллектора и нефти пластом в виде круглого цилиндра с концентричной внутри скважиной. Радиус RK основания цилиндра рассчитывается из формулы объема цилиндра по удельному нефтенасыщенному объему перового пространства ( балансовым запасам) залежи, приходящемуся на одну скважину, Vj Sahtn ( l - sCB) / n, где S3, h, т - площадь нефтеносности, эффективная толщина и пористость пород залежи; SCB - водонасыщенность коллектора; п - число скважин.  [3]

Режим растворенного газа малоэффективен даже в случаях маловязких нефтей. Если все же приходится решать вопрос возможности существования его в залежи или оценки эффективности методов воздействия на залежь ( режим растворенного газа принимается за базовый вариант разработки), то в расчетах показателей разработки целесообразнее решать системы дифференциальных уравнений многофазной фильтрации численными методами, например, по методике ВНИИ-2, рассмотренной ниже.  [4]

Режим растворенного газа обусловлен движущей силой энергии газа, выделяющегося из нефти при давлении ниже давления насыщения. По механической сущности этот режим несколько сходен с упруго-водонапорным; давление по пласту понижается но мгновенно, а постепенно. Отличие этого режима от упруго-водонапорного в том, что из нефти выделение газа происходит под действием энергии его расширения. Газовые пузырьки-носители упругой силы при эксплуатации скважин побуждают газированную нефть перемещаться согласно особым сложным законам.  [6]

Режим растворенного газа своим существованием обязан большому количеству газа, растворенному в нефти, и в момент выделения активно перемещающего нефть к забою скважины в виде газожидкостной смеси.  [7]

Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. При таком режиме нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии расширяющегося газа. Гидродинамическая связь между продуктивной и законтурной зонами пласта затруднена в связи с литологической и коллекторской неоднородностью продуктивных пластов или тектоническими нарушениями.  [8]

Режим растворенного газа - источником энергии является напор газа, растворенного в нефти, который при понижении давления переходит в свободное состояние.  [9]

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Без искусственного воздействия на залежь ( например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время.  [10]

Режим растворенного газа проявляется в залежах нефти, когда основной силой, перемещающей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти.  [11]

Режим растворенного газа ( solution gas drive) характеризуется движением нефти к скважинам за счет энергии выделяемого из нее первоначально растворенного в ней газа.  [12]

Режим растворенного газа проявляется тогда, когда залежь характеризуется пластовым давлением, меньшим, или равном давлению насыщения.  [13]

Режим растворенного газа связан с преимущественным действием газа, перешедшего при понижении пластового давления из растворенного в окклюдированное состояние. Выделившиеся пузырьки газа расширяются и проталкивают нефть к забоям ближайших скважин. В случае, когда нет продвижения краевых вод, режим растворенного газа характеризуется довольно резким понижением динамического пластового давления в скважинах и сильным уменьшением их дебита в первый период эксплуатации с образованием отдельных воронок депрессии давления вокруг каждой скважины. Новые скважины, пробуренные по соседству со старыми, имеют по сравнению с последними более высокое пластовое давление.  [14]

Режим растворенного газа своим существованием обязан большому количеству газа, растворенному в нефти, и в момент выделения активно перемещающего нефть к забою скважины в виде газожидкостной смеси.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru