Понятие о нефтяном месторождении. Нефть и её свойства. Характеристики нефти месторождения


Физико-химическая характеристика нефти месторождение Оймаша

Поиск Лекций

Содержание

Введение

Основная часть

1.1 Физико- химическая характеристика нефти месторождение Оймаша

1.2 Шифр нефти месторождения

1.3 Описание поточной схемы

 

Расчетная часть

2.1Расчет материального баланса установок входящих в поточную схему

2.2 Сводный материальный баланс

 

Заключение

Графическая часть

Введение

Нефть для Казахстана – это гораздо больше, чем просто экспортный продукт. Нефть – важнейший символ стабильности, с которым связаны перспективы государства и общества.

Казахстан являются крупнейшими производителями нефти среди стран СНГ. Это государства обладают огромным потенциалом нефтяных запасов, прежде всего связанных с перспективой освоения шельфа Каспийского моря. Реализация таких перспективных проектов позволит Казахстану стать реальными конкурентами среди крупных производителей в мире.

В ближайшие пять-десять лет с учетом увеличения объемов добычи нефти и газа, планов по развитию нефтепереработки и нефтехимии роль нефтегазового сектора в развитии нашей страны, безусловно, будет только расти. Казахстана в мировой экономике, рассматривается как перспективный и надежный партнер, который вносит свой конкретный вклад в обеспечение мировой энергетической безопасности. Казахстан входит в число 15 стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и является одним из пяти регионов мира с наибольшим потенциалом роста добычи нефти в период до 2025 года.

В наше время нефть — важнейший фактор в экономике и политике, определяющий вектор развития многих государств. Энергетические возможности и ресурсы страны играют важную роль не только в обеспечении экономической независимости и безопасности, но и в степени ее влияния на политические процессы в мире. Сегодня интерес к получению казахстанских энергоресурсов проявляет Европа, Юго-Восточная Азия, Китай, мы реализуем и разрабатываем проекты экспорта углеводородов, сотрудничаем со многими странами.

Эксперты прогнозируют восстановление экономического роста по всему миру, что приведет к увеличению потребления энергоносителей. В ближайшее десятилетие планируем значительно увеличить объемы добычи нефти и, конечно же, ожидаем усиления интереса со стороны стран-импортеров, международных компаний к разработке казахстанских нефтегазовых проектов.

В настоящее время в Казахстане функционирует три нефтеперерабатывающих завода: Атырауский, Павлодарский, Шымкентский. Их суммарная мощность составляет 19,4 млн. тонн нефти в год (390000 млн. баррелей) при средней глубине переработки 65,3%. Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн.тонн. Крупнейшее месторождение области - Тенгизское (начальные извлекаемые запасы – 781,1 млн. тонн.). Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Наиболее значимым геологическим открытием в этом регионе является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн. тонн.

Цель работы.Разработать поточную схему переработки нефти месторождения Оймаша, основываясь на ее физико-химических характеристиках.

 

 

Основная часть

Физико-химическая характеристика нефти месторождение Оймаша

Оймаша нефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области. Месторождение Оймаша было открыто в 1980 году. Залежи находятся на глубине 3,1 — 3,7 км. Продуктивны отложения среднего палеозоя, триаса и нижней юры. Дебит нефти 80 т/сут.

Физико-химическая характеристика нефти такова: плотность 0,766 г/см3, вязкость при 20˚С 1,551 мм2/с; коксуемость 0,18 %; температура вспышки 19 ˚С, застывания -21 ˚С; содержание асфальтенов 0,002 %, смол силикагелях 1,7 %, парафина 2,35 %, серы 0,015 %, механических примесей 0,021 %; кислотное число 0,03 мг КОН на 1 г, содержание ванадия 4 мкг/г, никеля 1 мкг/г; фракционный состав по ГОСТу 2177-82: до 100˚С - 18 %, до 200 ˚С – 52 %, до 300 ˚С – 70%.

Таким образом, нефть легкая, низко застывающая, парафинистая, малосернистая. Разгонку нефти на фракции осуществляли последовательно на аппарате АРН-2 (до 450 ˚С) и в глубоковакуумной колбе (до 560 ˚С). Выход фракций составил: 200 ˚С – 55,4 %, до 350 ˚С – 81,1 %, до 500 ˚С – 94,0 %, до 560 ˚С – 98%.

Фракция н.к - 62 ˚С (выход 4,7) содержит приблизительно в одинаковом количестве нормальные и изопарафиновые углеводороды (42,4 и 43,3% соответственно) и 12,3 % нафтеновых. Суммарные содержания н-гексана 28,5%. Следовательно, эта фракция является хорошим сырьем для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов каталической изомеризацией н-парафиновых углеводородов, практически не содержит серы и отличается низкой кислотностью.

Исследуемая нефть характеризуется очень высоким выходом бензиновых фракций (таблица 1).

 

Таблица 1. Характеристика бензиновых фракций

  Показатели Бензиновая фракция, ˚С
н.к - 85 н.к - 120 н.к - 140 н.к – 180
Выход, % 19,3 34,1 40,1 51,1
20 ρ 4 0,6550 0,6983 0,7055 0,7374
Фракционный состав, ˚С, при:  
н.к
10 %
50 %
к.к

Примечание. Содержание общей серы – следы; кислотность – отсутствует.

В таблице 2 приведена характеристика керосиновых фракция 120 – 230 ˚С и 150 – 280 ˚С. Первая фракция характеризуется низкими вязкостью при -40 ˚С и температурой начала кристаллизации, но не содержит серы как общей, так меркаптановой. Однако по некоторым показателям она не соответствует требованиям ГОСТа 10227-86 на реактивное топливо марок ТС-1 и РТ. Фракция по всем показателям, кроме кислотности, удовлетворяет требованиям ОСТа 38.01407-86 на осветительный керосин КО-20 и может быть использована в этом качестве после защелачивания.

 

Таблица 2.Характеристика керосиновых фракций

  Показатели Керосиновая фракция, ˚С
120-230 150-280
Выход, % 25,5 28,3
Вязкость, мм2/с, при:  
20 ̊ С 1,101 1,698
-40 ˚С 3,835 -
20 ρ 4   0,7800   0,8001
Фракционный состав, ˚С, при:  
н.к -
10 % -
50 % -
90 % -
98 % -
Кислотность, мг КОН на 100 мл 0,81 1,35
Температура, ̊ С:  
начала кристаллизации Ниже -60 -
помутнения - -41
вспышки
Содержание ароматических углеводородов, %

Физико-химические характеристики фракций дизельного топлива приведены в таблице 3.

 

Таблица 3. Характеристика дизельного топлива

  Показатели Фракции дизельного топлива, ˚С
140-320 140-350 180-350 180-360 200-320
Выход, % 36,6 41,0 30,0 31,9 21,3
ρ 420 0,8046 0,8096 0,8215 0,8210 0,8190
Продолжение таблицы 3  
Вязкость при 20 мм2/с: 1,931 2,524 3,029 3,166 2,935
Фракционный состав, ̊С, при:  
50 %
96 %
Температура, ˚С:  
Вспышки
Застывания -36 -30 -24 -24 -29
Помутнения -33 -26 -17 -16 -24
Содержание, %:          
Нафтено-парафиновых углеводородов - - -
Серы 0,019 0,022 0,024 0,032 0,034

 

Фракция дизельного топлива 140-320 ̊ С по всем показателям отвечает требованием ГОСТа 305-82 на зимнее дизельное топливо З-0,2-35. Фракция 140-350 ˚С имеет несколько завышенную температуру застывания -32 ̊ С (по ГОСТу -35 ˚С) при соответствии всех прочих показателей нормативным и может быть использована как малосернистый компонент этого топлива или низко застывающий компонент летнего дизельного топлива. Фракции 180-350, 108-360 и 200-320 ̊ С соответствуют требованиям ГОСТа 305-82 на летнее дизельное топлива Л-0,2-62. Все фракции имеют высокое цетановое число (53-59).

Фракция 350-500˚С по основным характеристикам удовлетворяет требованиям к сырью каталитического крекинга.

Остатки оймашинской нефти характеризуются невысоким содержанием серы и металлов, низкими значениями плотности, вязкости, коксуемости и зольности (таблица 4).

 

Таблица 4. Характеристики остатков

Показатели Остаток, ̊ С
выше 350 выше 400 выше 450 выше 500
Выход, % 18,9 15,4 11,1 6,0
ρ 20 4 0,8838 0,8910 0,8947 0,9024
Вязкость условная при:  
50 ̊ С 4,40 5,95 16,70 45,40
80 ̊ С 2,32 3,10 4,97 11,50
100˚ С 1,76 2,23 2,91 5,75
Содержание серы, %: 0,03 0,04 - 0,05
Коксуемость, % 0,81 1,19 1,60 2,70

 

Продолжение таблицы 4  
Зольность, % - - 0,15 0,055
Температура, ̊ С:  
застывания
вспышки
Содержание меди, мкг/г

 

Мазут по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 10585-75 на котельное топливо марок 40 и 100.

Из остатка выше 350 ˚ С получены высоко индексные базовые масла (таблица 5).

 

Таблица 5. Характеристика базового масла

  Показатели Базовое масло1
I II III
Выход, %  
на остаток 62,3 64,2 67,0
на нефть 11,8 12,1 12,7
20 ρ 4 0,8678 0,8720 0,8726
Вязкость, мм2/с, при:  
40 ̊ С 51,86 54,93 56,02
50 ˚С 33,22 35,69 35,99
100 ̊ С 7,552 7,671 7,851
Индекс вязкости
Температура застывания, ˚ С -20 -19 -19

 

1 Смесь углеводородов парафиновых, нафтеновых и ароматических после депарафинизации I-III групп.

Выход петролатума составил 23,2 % на остаток или 4,4 на нефть.

Как видно из таблицы 5, мазут исследуемой нефти может быть хорошим сырьем для производства маловязких высоко индексных масел. [3]

 



poisk-ru.ru

1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод. Разработка Арланского месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

1.3 Характеристика нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 200С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров - 35-45 мПа...

Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки (1999 г.) была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС11 из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п...

Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи изменяется от 6,7 до 8,5 %)...

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов.

Пласт В-II-III верейского горизонта. Отбор глубинных проб проведен в СКВ. 184,194-196,210. в пределах залежи давление насыщения нефти изменяется от 8,4 до 9,94 МПа, газосодержание от 18,4 до 23,4 м3/т, вязкость от 11,80 до 20,4 мПа*с...

Ватьеганское месторождение

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3...

Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико_химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти...

Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов Нефть продуктивного горизонта БС10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием...

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений...

Разработка Арланского нефтяного месторождения

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие...

Разработка нефтяных месторождений

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика нефтей пласта Ач4 изучена только по трем поверхностным пробам, отобранным в трёх скважинах. На основании этих данных нефти обладают средней плотностью 0,858 г/см3, средней вязкостью - 4,5 мПа*с при Т=500С и 6...

Разработка Южно-Ягунского месторождения

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов. В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и гетеро-атомных (преимущественно серо- кислород и азотосодержащих ) органических соединений...

Технология добычи нефти

1.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа•с, плотности - 0,806 т/м3...

Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

1.4 Характеристика пластовых флюидов

...

Характеристика текущего состояния разработки по АНК "Башнефть"

2.3 Характеристика нефти и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

...

geol.bobrodobro.ru

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

Похожие главы из других работ:

Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении

2.4 Свойства и состав нефти и газа

На Приобском месторождении глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии...

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Равенского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб. Пробы исследовались в ОАО Тюменской Центральной лаборатории...

Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю13-4 Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р (таблица 2.5.). По результатам анализа...

Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктив-ных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа...

Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении

1.4 Свойства и состав нефти и газа

Нефти среднего карбона в пластовых условиях близки по своим свойствам. Из них наиболее легкие, менее вязкие нефти из продуктивной пачки Св3, плотность разгазированной нефти по ней равна 0,867 г/см3, тогда как по остальным пачкам она меняется от 0...

Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота...

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

1.5. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды.

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях ОАО “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”...

Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

1.7 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства нефти, растворенных в нефти газов, свободного газа Самбургского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб, выполненных Центральной лабораторией Главтюменьгеологии...

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Контроль над физико-химическими свойствами нефти в пластовых и поверхностных условиях месторождения Жетыбай выполнялся КазНИПИнефть, начиная с периода разведки до 1996 г. В 1992 г...

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ1-3 представлены в таблице 1.5 [4]. Как видно из таблицы...

Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

2.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды с учетом новых данных исследований

После выполнения Проекта пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы в 2006г. [2], для уточнения принятых параметров пластовой нефти и состава газа...

Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства горных пород

Свойства пластовой нефти обобщены по 7 глубинным пробам, отобранным из 7 скважин и исследованным в лаборатории пластовых флюидов. Анализ поверхностных проб показал, что нефть рассматриваемого месторождения относится к нафтеновому типу...

Разработка нефтяных месторождений

2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146...

Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996-2006 гг. лабораторией "КазНИГРИ" и компанией "Мунайгазгеолсервис" были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103...

Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996-2006 гг. лабораторией "КазНИГРИ" и компанией "Мунайгазгеолсервис" были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103...

geol.bobrodobro.ru

Нефтяное месторождение

Схемы залежей нефтяных ордовищ

Нефтяное месторождение ( рус. Нефтяной месторождение ; англ. oil field, petroleum deposit , нем. Erd?lfeld n, Erd?llagerst?tte f - Совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушек (рис. 1 - 6), которые контролируются единственным структурным элементом, и размещенных на одной локальной площади. Границы смежных Н.р.ф. проводятся по контурам смежных залежей соседних площадей.

1. Классификация нефтяных месторождений

Большинство предложенных классификаций нефтяных месторождений мира базируется на тектонических представлениях. Нефтяные месторождения приурочены к таким основных тектонических элементов: платформ с докембрийской (дорифейским или частично байкальской) складчатой ​​основой; молодых платформ с палеозойской и частично байкальской складчатой ​​основой; краевых прогибов перед складчатыми сооружениями герцинской, мезозойского, альпийского возраста; епигеосинклинальних орогенных областей; епиплатформних орогенных областей .

По запасам нефтяные месторождения делятся на:

По количеству залежей:

  • однопокладови
  • багатопокладови

По фазовым содержанием углеводородов:

  • нефтяные
  • газонефтяные
  • газоконденсатное-нефтяные.

2. Характеристики нефтяных месторождений

Основные параметры, характеризующие Н.р.ф.: геологическое строение площади месторождения, размещение локальной структуры относительно структур высшего порядка, наличие различных структурных планов, характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупорив, типы и количество ловушек и залежей, фазовое состояние углеводородов в залежах, запасы, их плотность по площади и др.. Уч.г. может объединять несколько структурных этажей, что значительно усложняет его разведку и разработку и требует изучения совпадений в плане контуров залежей между собой и с контурами структур.

3. Промышленная ценность месторождения

Промышленную ценность месторождений ( рус. промышленная ценность месторождения ; англ. commercial value of a field (deposit) ; нем. industrielles Lagerfeldwert m ) - Комплекс горно-геологических, экономико-географических и социально-экономических параметров нефтяного (газового) месторождения, который определяет хозяйственную эффективность процессов добычи нефти (газа). Промышленная ценность месторождения характеризуется предельным значинамы параметров месторождения, то есть их кондициями.

4. Крупнейшие нефтяные месторождения мира

См.. также

Литература

nado.znate.ru

Характеристика нефтей - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

В широком диапазоне изменяется и количество растворенного в пластовой нефти парафина от следов до 30% в нефти месторождения Колодезное (Ставропольский край) и до 28% в нефти месторождения Узень (Казахская ССР). [c.20] Представляет определенный интерес выявить наиболее часто встречающиеся значения важнейших физико-химических параметров нефтей в пластовых и поверхностных условиях. [c.20] Процесс разработки нефтяных месторождений требует определения физико-химических параметров пластовых нефтей. При проектировании разработки используют такие характеристики пластовых нефтей, как давление насыщения, вязкость, объемный коэффициент и газосодержание, а также отдельные характеристики в зависимости от давления и температуры. [c.21] Для выявления наиболее часто встречающихся значений физикохимических параметров нефтей в пластовых и поверхностных условиях, а также для расчета средневзвешенных значений отдельных параметров были систематизированы данные более чем по 1200 залежам, в том числе по Урало-Поволжью — 750, Западной и Восточной Сибири — 100, Украинской ССР и Белорусской ССР — 50, Средней Азии — 220, по остальным районам — 130. По систематизированным нами данным построены гистограммы по оси ординат на этих графиках отложены относительные числа данных — частость (в %), по оси абсцисс — значения рассматриваемого параметра. К сожалению, приходится констатировать, что из более чем 1200 залежей, охваченных исследованием, по ряду залежей те или иные характеристики нефти не определялись, в связи с чем ниже для каждого построения указывается конкретное число залежей, данные по которым использованы при выводе рассматриваемой зависимости. Однако равномерность распределения залежей нефти на территории СССР, по которым проводилось определение каждого из параметров, во всех случаях примерно одинакова. [c.21] ДЛЯ 50% залежей — от 2,7 до 5,9%. Кривая, отражающая содержание серы в нефтях различных залежей, построена по 883 данным, а по содержанию парафинов — по 843 данным. Интересно отметить, что по содержанию парафинов к первому виду относится только 9,5% всех данных по нефтям, использованных при построении, тогда как ко второму виду — парафиновым нефтям — более 67%. [c.22] Кривая вероятного распределения содержания серы в нефтях существенно отличается от кривой распределения парафинов. В нефтях около 40% залежей содержится не более 0,5% серы. Эта группа нефтей в соответствии с ГОСТом относится к I классу — малосернистым. Ко II классу — сернистых нефтей также относится 40% использованных в расчетах данных. Оставшиеся 20% залежей содержат высокосернистые нефти. Содержание серы в нефти средней гипотетической залежи составит 0,8%, в 20% залежей средневзвещенное по плошади гистограммы значение этого параметра будет находиться в диапазоне от 0,5 до 1,1% и соответственно для 50% — от 0,3 до 1,7%. [c.22] Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22] Средневзвешенное значение величины давления насыщения для гипотетической средней залежи составляет 8,7 МПа, в 20% залежей давление насыщения находится в диапазоне 7,6 до 10,1 МПа, а для 50% от 5,7 до 12,3 МПа. [c.22] Наиболее вероятное значение средневзвешенной величины газосодержания (см. рис. 7) по данным для среднегипотетической залежи составит 49 м /м , для 20% залежей величина газосодержания будет лежать в диапазоне от 39 до 60 м /м . В 50% залежей в 1 м нефти при пластовых условиях будет растворено газа от 25 до 82 м . [c.22] Средневзвешенное по площади гистограммы значение объемного коэффициента средней гипотетической залежи будет равно 1,14, соответственно для 20% залежей он будет изменяться от 1,10 до 1,18 и для 50% — от 1,07 до 1,26. [c.24] Количество растворенного в нефти газа при прочих равных условиях зависит от состава газовой и жидкой фаз и характеризуется коэффициентом растворимости. По данным обработки материалов по более чем 1200 залежам рассчитана средневзвешенная по площади гистограммы величина коэффициента растворимости газа в нефти для среднегипотетической залежи, которая оказалась равной 0,54-10 (м /м )/Па. В 34% залежей, наиболее часто встречаемых в природе, коэффициент растворимости находится в пределах 0,4—0,6. Для 20% залежей он изменяется от 0,48 до 0,60, а для 50% —от 0,38 до 0,75. [c.26] Основные физико-химические параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях по 10 месторождениям, расположенным в различных нефтегазоносных провинциях, а также средневзвешенные значения величин основных параметров нефти среднегипотетической залежи и диапазон изменения этих параметров для 20 и 50% наиболее часто встречаемых залежей приведены ниже. [c.26] Помимо построения гистограмм частости встречаемых значений тех или иных параметров и расчетов по этим гистограммам средневзвешенных величин были рассчитаны среднеарифметические значения основных параметров пластовой нефти и составов растворенного в нефти газа. [c.26] При описании залежей, приводимых в справочнике значения различных параметров сопоставлялись со среднеарифметическими значениями, полученными для всех залежей. Такие сопоставления выполнены по условиям залегания нефтей (пластовое давление и пластовая температура) и по величинам параметров нефти в пластовых и поверхностных условиях, а также по составам растворенных в нефтях газов. Отдельные сопоставления были выполнены по данным средних величин параметров, рассчитанных для конкретной области (района). [c.26] Для сопоставительной характеристики условий залегания нефтеносных пластов и физических параметров пластовых нефтей как по отдельному району, так и по Советскому Союзу в целом при описании каждого месторождения использовано несколько терминов и понятий. Так, наиболее часто употребляемое понятие — средняя нефть —характеризует физические свойства условной нефти, все физические параметры которой отвечают среднеарифметическим их значениям по месторождениям в целом, т. е. средним значениям. [c.26] При описании условий залегания пластов, в частности по пластовым давлениям и температурам, в книге использованы термины низкое, умеренное, среднее, повышенное и высокое. По всему тексту справочника принимались следующие диапазоны изменения соответствующих параметров пластовое давление — низкое ( 10 МПа), умеренное (10—17 МПа), среднее (19 2 МПа), повышенное (21—30 МПа), высокое ( 30 МПа) пластовая температура — низкая ( 20°С), умеренная (25—40° С), средняя (50 5°С), повышенная (55—70° С), высокая ( 70° С). [c.26]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Понятие о нефтяном месторождении. Нефть и её свойства.

Горные породы, составляющие земную кору, подразделены на 2 основных типа : изверженные и осадочные

Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканической лавы на поверхности земли (базальт).

Осадочные породы образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего* уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения . Эти породы залегают обычно пластами, что наблюдается на осыпях гор, холмов, оврагов и траншей.

Все горные породы обладают пористостью , т.е. имеют свободные пространства между зернами ., а также трещинки , каверны и капилляры , способные вмещать в себя различные жидкости и газы. Но промышленные скопления нефти и газа ( приблизительно 99 % ) содержаться в осадочных породах - песках , песчаниках ,известняках. Это объясняется их хорошей проницаемостью, т.е. способностью пропускать через себя жидкости и газы.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений , залегающих на глубине от десятков метров до нескольких километров.

Пласты пористой породы , поры и трещины которой заполнены нефтью называют нефтяными ( газовыми ) пластами или горизонтами . С точки зрения большого скопления нефти эти пласты принято называть нефтяными залежами.

Совокупность нефтяных залежей   , сконцентрированных в недрах одной территории   ( и подчиненных единой тектонической структуре при своем образовании ), называется нефтяным (газовым) месторождением .

Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов ( соединений углерода ( С ) и водорода ( Н) ) . В нормальных условиях ( при атмосферном давлении и комнатной температуре или " на поверхности " ) одни углеводороды находятся в газообразном состоянии ( нефтяной и природный газы ), другие в жидком (нефть и компоненты) или твердом (парафины ) . В среднем в нефти содержится 82-87 % углерода , 11-14 % водорода и около 1 % примесей — соединений  кислорода, серы и прочих элементов.

Каждый компонент нефти , в силу физико-химических свойств , обладает свойством выкипать из нефти при определенной температуре . При нагреве первыми начинают испаряться легкие фракции , затем с увеличением температуры все более тяжелые . На этом , как и древнее изобретение человека в области производства этилового спирта, основано раз- деление фракций нефти на нефтепромысловых предприятиях.

Фракции нефти , выкипающие при температуре 40-200 градусов по Цельсию относят к бензиновым , 150-300 - керосиновым , 300-400 к соляровым и выше 400 к масляным . Следует отметить , что подобное разграничение довольно условно и в различной литературе и у различных авторов можно встретить и несколько другие величины ;

По содержанию смолистых веществ нефть подразделяют на три группы : малосмолистые - при содержании смол до 18%; смолистые -   18-35 %;

высокосмолистые - свыше 35 %.                                            .

По содержанию парафина :

беспарафинистые   -  парафина до 1 %; слабопарафинистые -   1-2 % ; парафинистые   -  более 2 %

Содержание в нефти большого количества смол и парафинов делает ее  вязкой и малоподвижной ,  что требует особых мероприятий для извлечения нефти на поверхность и ее транспортировки. По содержанию серы нефть подразделяют :

- малосернистая  - серы до  0,5 %  ;

-    сернистая   -  0,5-2 %  ;

-    высокосернистая   -   более 2 %.

Сера , присутствующая в нефти , ухудшает ее товарные свойства , вызывает осложнения при добыче , перекачке и переработке нефти , вследствие усиленной коррозии металлического оборудования .

Плотность нефти колеблется в пределах от 700 ( газовый конденсат ) до 1000 кг/куб.м. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/куб.м принято считать наиболее ценными , ввиду большего содержания бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство нефти , как и любой другой жидкости , - вязкость , т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении . С определенной натяжкой ее можно сравнить с текучестью . Единица вязкости Па с . Например вязкость воды при нормальных условиях 1 м Па с , нефти 1 - 200 и более м Па с . С увеличением температуры нефти вязкость её уменьшается . Этим же свойством пользуются издавна автомобилисты при смене масла в двигателе , предварительно прогревая его .

students-library.com

Характеристика газов нефтяных месторождений РФ

    ХАРАКТЕРИСТИКА ПОПУТНЫХ ГАЗОВ НЕКОТОРЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.22]

    Обраш аясь к общей химической характеристике газов нефтяных месторождений, отметим их значительное, вполне естественное сходство с газами месторождений чисто газового типа. [c.36]

    Очистка газов от диоксида углерода и сероводорода. Применению мембранных методов разделения газовых смесей для очистки природного и нефтяного (попутного) газов способствует ряд факторов. Во-первых, исходный газ обычно находится под повышенным давлением и нет необходимости использовать компрессоры. Во-вторых, пермеат может быть использован непосредственно на месторождении, например для увеличения нефтеотдачи пластов и отработанных скважин. В-третьих, использование мембранных методов позволяет получить осушенный и очищенный до необходимой степени газ. Характеристики мембран, применяемых для очистки газов от диоксида углерода и сероводорода, можно найти в монографии [1]. При разработке проекта мембранной установки необходимо предусмотреть предварительную очистку и осушку газов перед подачей не1юсредствешю в мембранную установку. В установках очистки природного и нефтяного газов наибольшее применение получили мембранные аппараты на основе рулонных элементов. [c.429]

    B. А. Соколов. Анализ газов. Гостоптехиздат, 1950, (336 стр.). В руководстве описаны методы и приборы, применяемые ири анализе природных и промышленных газов, в частности, газов нефтяных месторождений. Приводится характеристика методов и приборов для общего газового анализа, для анализа углеводородных, а также сернистых, азотистых и других неорганических газов. Значительное внимание уделено современным методам микроанализа газов, в частности — анализу редких газов. В последних разделах книги содержится описание физических методов газового анализа с автоматической или полуавтоматической регистрацией показаний приборов. [c.490]

    Проектирование и контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, создание и эксплуатация подземных хранилищ газа связаны с определением коллекторских свойств пластов и изучением их фильтрационных характеристик (однородность пласта по толщине и площади, наличие литологических и тектонических экранов и их расположение и т.д.). [c.156]

    Явления, обусловливаемые молекулярным взаимодействием, играют большую роль в условиях нефтяного пласта, высокодисперсной пористой среды с развитой поверхностью, заполненной жидкостями, которые содержат поверхностно-активные вещества. Однако механизм этих явлений не познан настолько, чтобы при разработке нефтяных месторождений их можно было учитывать количественно. Использование изученных закономерностей в технологических процессах возможно лишь тогда, когда они описаны математически, с учетом основных факторов, определяющих эти закономерности. Решить такую задачу для нефтяного пласта трудно, так как геолого-физические и минералогические характеристики пласта и свойства жидкостей и газов, насыщающих его, не постоянны. Как результат молекулярно-поверхностных эффектов на границе раздела фаз в нефтяном пласте наибольшее значение имеет процесс адсорбции активных компонентов нефти на поверхности породообразующих минералов. С этим процессом прежде всего связана гидрофобизация поверхности, а следовательно, и уменьшение нефтеотдачи пласта. Образование адсорбционного слоя ведет к построению на его основе граничного слоя нефти, вязкость которого на порядок выше вязкости нефти в объеме, а толщина в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов. В связи с этим уменьшается проницаемость и увеличиваются мик-ро- и макронеоднородности коллектора. [c.37]

    Нефтегазовые сепараторы типа НГС (см. рис, 4.5) в различных модификациях, предназначенные для отделения нефтяного газа от продукции нефтяных скважин на перовой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию под вакуумом на последней ступени сепарации, широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений. Техническая характеристика их приведена в табл. 4.3. [c.63]

    Из приведенной выше характеристики вод, используемых для заводнения пластов, видно, что все они содержат в растворенном виде минеральные соли, газы и загрязнены механическими примесями — взвешенными твердыми частицами. Сточные воды нефтяных месторождений содержат, кроме того, нефть. В большинстве случаев воды, закачиваемые в нефтяные залежи, по солевому составу отличаются от пластовых вод этих залежей. [c.221]

    Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

    Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22]

    Если природные газы в основном состоят из метана, то большинство попутных газов содержит значительное количество углеводородов Сз и выше. Характеристики попутных газов нефтей различных месторождений приведены в табл. 2.2. Качественная характеристика нефтяного газа различных месторождений неодинакова и изменяется в процессе эксплуатации скважин. Этим же объясняются разночтения составов газов одного и того же месторождения в различных источниках. [c.31]

    Подробное изучение процессов зарождения и развития новой фазы в рамках теории регулируемых фазовых переходов проводится в основном для стадии переработки нефтяного сырья, несмотря на то что задолго до этого последние уже неоднократно подвергаются различным неконтролируемым воздействиям. В этой связи представляет несомненный интерес приложение принципов теории регулируемых фазовых переходов к нефтяному сырью на стадиях добычи и транспорта. Формирование на этой базе единого мировоззрения на структуру нефтяного сырья позволяет связать технологию переработки нефти и газа и нефтепромысловое дело, что в свою очередь обусловливает возможность единовременного целенаправленного воздействия на нефтяную систему непосредственно на месторождении, улучшая тем самым транспортабельные характеристики потоков и оказывая положительное влияние на их дальнейшую переработку. [c.10]

    В связи с освоением новых нефтяных многопластовых месторождений и увеличением глубин скважин на нефть и газ, которые часто отличаются очень сложными и резко изменяющимися с глубиной температурными и геологическими условиями (наличие поглощающих горизонтов или склонных к гидроразрыву пластов) появилась необходимость в перекрытии цементным раствором возможно большего интервала разреза скважины. Эта задача обусловливает необходимость создания тампонажных растворов с различной пониженной плотностью, при сохранении всех прочих характеристик. [c.116]

    Характеристика нефтяных газов XIV горизонта месторождения Узень [c.154]

    По углеводородному составу газы газовых залежей мало различаются, несколько больше содержится гомологов метана в газах газовых шапок газонефтяных залежей, но концентрации их в нефтяных газах значительно больше. Характеристика состава газов продуктивных пластов месторождения приведена в табл. 192. [c.233]

    Третья часть посвящена отдаленной перспективе развития нефтяной и газовой промышленности. Это взгляд за пределы 2010 г. Естественно, что здесь могут быть даны только самые общие прогнозы по таким вопросам, как поиски новых месторождений и ресурсы углеводородов России на фоне мировых, география нефтедобычи и газодобычи в XXI веке и тенденции в изменениях уровней добычи. В этой части, которую можно назвать "послезавтра нефтяной и газовой промышленности", рассматриваются и нетрадиционные источники углеводородов. На какой срок хватит ресурсов нефти и газа в недрах России Каковы будут природные характеристики разрабатываемых запасов в XXI веке Чем может быть заменен традиционный природный газ Каковы будут тенденции в развитии переработки нефти Это главные вопросы, рассматриваемые в третьей части. [c.6]

    Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется не единичными скважинами. Для обеспечения необходимого уровня добычи жидкости или газа нужно определенное количество скважин. Сумма дебитов этих скважин должна обеспечить заданный отбор из месторождения. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождний, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности, в зависимости от параметров пластов и свойств насыщающих их флюидов. При этом возникают гидродинамические задачи определения давлений на забоях скважин при заданных дебитах или определения дебитов скважин при заданных из технических или технологических соображений забойных давлениях. Аналогичные задачи возникают при рассмотрении системы нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. В этих случаях также целесообразно схематизировать геометрию движения. При этом рассматриваются наиболее характерные плоские нерадиальные потоки. Проанализировать все возможные геометрии фильтрационных течений на представляется возможным, да в этом и нет необходимости, так как владея общей методологией расчета, можно определить основные характеристики таких потоков. [c.103]

    Для прогнозирования существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях по косвенным признакам предложены различные методы, например по соотношению содержаний изобутана и н-бутана в газе пласта [2], по содержанию в пластовом газе пентанов и вышекипящих [4], азота [3], по соотношению С/С5+высшие- Приведенные выше параметры обеспечили примерное распознавание образов при очень представительной выборке. В результате проверки указанных характеристик по критерию Стьюдента установлено, что ни один из этих признаков, взятых в отдельности, не обеспечивает полного распознавания образов. [c.73]

    Факт второй. 25.01.1993 г. ВНИПИпромтехнологии представил открытый отчет об изучении радиационной обстановки на Гежском месторождении, ограничившись лишь сравнением низкоточных и мало представительных для такого случая данных промыслового гамма-каротажа скважин до и после ПЯВ. Вместе с тем накопленные к тому времени результаты лабораторных определений содержания в пробах радионуклидов, в том числе и трития, в отчет не были включены, что противоречило техническому заданию и затрудняло решение вопроса о режиме миграции радионуклидов из полостей ПЯВ в связи с угрозой обводнения последних. После соответствующей официальной рекламации в очередном отчете ВНИПИпромтехнологии от 18.03.1994 г. было подтверждено наличие данных "многолетних наблюдений", характеристика которых, однако, ограничилась лишь кратким замечанием о том, что "в настоящее время о загрязненности добываемой продукции можно говорить только применительно к добываемым флюидам из технологических (зарядных) скважин". Указывалось, что "заполняющая полости газо-нефтяная смесь загрязнена, в основном, тритием с объемным содержанием от 10 до 510 Бк/л, что на несколько порядков ниже ПДК (2,22-1 о Бк/л)". Но поскольку эти обобщенные данные не отвечали на главный вопрос - распространились ли радионуклиды за пределы полостей ПЯВ, то несколько проб подземных вод из надпродуктивной части разреза скважины 204 анонимным образом были [c.70]

    Характеристика состава (%) нефтяного газа чокракского горизонта месторождения Гойт-Корт на начальный период разработки приведена ниже [c.191]

    Общая характеристика состава нефтяных газов Радченковского месторождения приведена в табл. 221. [c.263]

    Теплота сгорания нефтяных газов также колеблется в широких пределах. Теплота сгорания газов месторождений Удмуртской АССР составляет 16—21 тыс. кДж/м , а газов Восточной Украины — около 63 тыс. кДж/м . Характеристика нефтяных газов основных месторождений СССР приведена в табл. 1.1 [1 ]. [c.16]

    Изучение физических характеристик нефти в лластоаых условиях необходн ло для подсчета запасов нефти и газа, составления технологических схем разработки нефтяных месторождений, выбора техники и технологии для извлечения нефти из пласта. [c.11]

    Характеристика нефтей и газов новых нефтяных месторождений Пермской обла- сти/Н. А. Пьянков, Ю. А. Баранов, Г. А. Накорякова и др. — Тр. Камского филиала ВНИГНИ, вып. 46, 1965, с. 248-255. [c.62]

    При использовании различных аналитических методик следует учитывать, что при нефтегазопоисковых работах большое значение приобретают не только абсолютные концентрации различных компонентов в подземных водах, но также характер, направленность изменения концентраций и соотношений количеств различных компонентов (главным образом органических) вод по разрезу и по площади исследуемого района. Среди показателей пефтегазоносности можно, пока еще недостаточно четко, выделить раздельно показатели, характерные преимущественно для залежей нефти, газа или газоконденсата. Воды нефтяных месторождений относятся в основном к хлор-кальциевому и гидрокарбо-натно-натриевому типам. Для них характерны повышенная минерализация, пониженные значения отношения содержания натрия и хлора и повышенное значение коэффициента метаморфи-зации [4]. Это показатели гидрогеологической закрытости недр. Для вод нефтяных месторождений характерны также пониженные содержания сульфат-ионов, как абсолютные, так и особенно по отношению к содержанию хлора. Для характеристики степени [c.91]

    Концентрация углеводородных компонентов зависит от условий их залегания относительно нефтяных оторочек. В зонах газонефтяного контакта в газах аалежи увеличивается содержание двуокиси углерода, азота и сероводорода (в тех горизонтах, где он имеется). Характеристика состава газов газонефтяных горизонтов месторождения приведена в табл. 193. [c.235]

    Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения (табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом (дифференциальном) разгазировании (51,83 мУт), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР) (66,6 мУт) на двадцать (20) с Л1 шним процентов. Плотность (молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре (56 °С), существенно больше, чем при 20 °С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары. [c.154]

    Приведены сведения по подземным водам нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений . Рассмотрены теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии, гч руеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности и разработки месторождений, возможности использования подземных вод в народ юм хозяйстве. Дана гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений нефти и газа (химический состав вод, растворенных газов, органических веществ, статические уровни, водообильность). [c.2]

chem21.info