Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика. Качественные характеристики нефти


Нефть качественные характеристики - Справочник химика 21

    Для проведения анализов и определения качественной характеристики нефтей, их дистиллятов, полупродуктов и товарной продукции на всех предприятиях, имеющих дело с добычей и переработкой нефтей, а также сбытом нефтепродуктов, организуется определенная система лабораторного контроля. [c.4]

    Качественная характеристика западносибирской товарной нефти [c.68]

    Загрязнение сточной воды нефтью является одним из принципиальных отличительных факторов ее качественной характеристики. По данным, приведенным в табл. 1, среднее содержание нефги в 1966—1968 гг, заключено в пределах от [c.126]

    В таблице 2 приводится качественная характеристика указанных сортов нефтей. [c.46]

    На заводах, перерабатывающих восточную нефть, депарафинизации подвергаются различные дистиллятные и остаточные фракции нефти в соотношении, определяемом ассортиментом вырабатываемых смазочных масел. Типовым проектом на нефтеперерабатывающих заводах предусматривается 4 масляных потока три дистиллятных и один остаточный. Дистиллятные фракции имеют пределы выкипания соответственно 300—400, 350—420, 420—500° С и остаточная фракция — свыше 500° С. При депарафинизации указанных фракций извлекаются парафины, отличающиеся друг от друга по составу и физико-химическим свойствам. Качественная характеристика парафинов, выделенных из различных масляных дистиллятных фракций, приводится в табл. 39. [c.142]

    В качестве дистиллятных фракций были использованы легкие и тяжелые газойли, а также их балансовые смеси - керосино-газойле-вые фракции (КГФ) деструктивных процессов замедленного коксования, каталитического и термического крекингов, висбрекинга и прямой перегонки нефти. А в качестве остаточных компонентов высоковязких судовых топлив - тяжелые нефтяные остатки гудроны ГЗ и ГА, крекинг-остатки дистиллятный - ДКО и остаточные - КЗ и КА, а также остаточный крекинг-остаток после его вакуумной перегонки - ВКО. Качественная характеристика возможных компонентов судового высоковязкого топлива приведена в п.2.2.  [c.57]

    В связи с увеличением доли тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей в общем объеме добываемых и перерабатываемых нефтей, большой практический и теоретический интерес представляло составление и исследование топливных композиций из гудронов (или асфальтов) и легких газойлей термодеструктивных процессов. Качественная характеристика опытных образцов СВТ представлена в табл.2.11...2.13. В результате проведенных исследований разработан компонентный состав унифицированного топлива для судовых дизелей СВЛ марки легкое  [c.64]

    Качественная характеристика нефти по имеющимся геологическим запасам следующая. Бессернистые нефти (содержание серы менее 0,5%) составляют в геологическом балансе 24,2%, сернистые (содержание серы до 2%) — 52% и высокосернистые — 23,8%. Запасы бессернистой нефти находятся в Азербайджане, на Украине и в республиках Средней Азии. [c.36]

    Для исследований была отобрана смесь западносибирских сернистых нефтей, перерабатываемая на Ново-Уфимском НПЗ, качественная характеристика которой приведена в табл.2.15. [c.68]

    Учитывая направление на дальнейшее расширение ресурса моторных топлив за счет углубления переработки нефти, была изучена возможность рационального использования продуктов ее переработки на Уфанефтехим . Большой научный и практический интерес представляли исследования остаточных и дистиллятных продуктов промышленных процессов глубокой переработки нефти. В качестве базовых компонентов перспективных видов высоковязких судовых топлив были использованы тяжелые нефтяные остатки атмос-ферно-вакуумной перегонки нефти, висбрекинга и пропановой деасфальтизации гудрона сернистых и высокосернистых нефтей гудрон, крекинг-остаток и асфальт. Разбавителем и модификатором структуры нефтяных остатков служили средние и тяжелые дистилляты термодеструктивных процессов (каталитического и термического крекингов). Их качественная характеристика приведена в табл.3.6 и 3.7. [c.124]

    Определение механической прочности слоя на поверхности раздела нефть - вода. Механическая прочность слоя служит качественной характеристикой действия деэмульгатора, чем ниже механическая прочность слоя, тем выше эффективность деэмульгатора в этой системе. Для проведения анализа необходимы прибор СНС-2 (рис. 38), стакан емкостью 50 см, микрошприц на 10 мкл, деэмульгатор и нефть. [c.152]

    Все хорошо понимают, что качественные характеристики коксов подвержены изменениям в зависимости от свойств и технологических особенностей переработки нефти. Следовательно, физико-химические параметры сырья, получаемого даже от одного производителя, имеют объективно присущую неопределенность. Кроме того, в России на сегодняшний день недостаточное производство малосернистого кокса с содержанием серы до 1,5%. [c.44]

    Непрерывно менялись под влиянием совершенствования ДВС, расширения сфер их применения, наличия ресурсов нефти и оказывали определенное, часто решающее значение на развитие процессов и схем переработки нефти. Традиционно ДВС были ориентированы на использование нефтяных топлив, что органически составило триаду двигатель — топливо — НПЗ . Изменение технико-эксплуатационных параметров двигателей сопровождалось изменением качественных характеристик топлив (и смазочных материалов также), что, в свою очередь, вело к разработке соответствующей технологии производства нефтепродуктов. [c.42]

    Л. М. Розенберг и А. В. Топчиев с сотр. [287] изучили состав и качественную характеристику к-парафиновых углеводородов, входящих в состав фракции 175—300° С акташской нефти [c.191]

    Следовательно, качественные характеристики нефтей должны учитываться при выборе технологических схем их переработки, определении ассортимента получаемой продукции и перспектив добычи нефти по районам, построении цен на нефть, сортировке нефтей, при создании искусственных сортов нефтей с заданным качеством и т. д. [c.42]

    Существенно возрастают себестоимость продукции и удельные капитальные вложения ири переработке нефтей с повышенным содержанием парафина за счет увеличения объемов депарафинизации нефтепродуктов, а также затрат на перекачку и хранение сырья и продукции. Поэтому при обосновании технологических схем переработки нефти и ассортимент получаемой продукции необходимо тщательно учитывать качественные характеристики нефтей. [c.13]

    Значительные энергетические нагрузки в агрегатах большой единичной мощности комбинированных производств переработки нефти при исследовании требуют учета не только количественных, но и качественных характеристик работоспособности энергии потоков ХТС. Поэтому для исследования эффективности различных процессов широко применяется эксергетический метод термодинамического анализа технологических процессов, который базируется на понятии работоспособной энергии или эксергии 7,20-24]. [c.41]

    Мицелла Имеет ярко выраженные ядро и сольватный слой с определенными качественными характеристиками Эмульсии вода в нефти или нефть в воде [c.54]

    Изучением адсорбции асфальтенов на различных твердых адсорбентах занимались многие исследователи. В подавляющем большинстве, изучая адсорбцию, исследователи давали не количественную, а качественную характеристику. Выли проведены детальные исследования, которые позволили разработать методику определения величины адсорбции асфальтенов из нефтей и ее растворов на твердом адсорбенте. [c.169]

    Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется снижением эффективности разработки нефтяных месторождений. Определяющим фактором этой негативной тенденции наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов и их извлечением, явилось существенное ухудшение структуры запасов, увеличение в них доли малоэффективных трудно извлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в поздние стадии разработки, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти вновь вводимых в разработку месторождений и залежей. [c.5]

    При классификации залежей на различные классы или типы, как правило, исходят из их геологического строения, лишь в работах Н. А. Еременко предлагается классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов. Однако и здесь, оперируя такими общими понятиями, как нефть, растворенный газ, конденсат или газ (свободный), автор дает лишь качественную характеристику флюида, при этом он не рассматривает залежи твердых углеводородов. [c.13]

    В области переработки нефти намечено увеличение выработки светлых нефтепродуктов примерно в 2 раза, а производство смазочных масел примерно в 1,8 раза при одновременном значительном улучшении качества этих нефтепродуктов. В частности, намечается улучшение антидетонационной характеристики бензинов,, снижение содержания серы и парафина в дизельном топливе, а также ряд других мероприятий, направленных на улучшение качественных характеристик топлив и масел. [c.3]

    По своей качественной характеристике наиболее благоприят-нflIм сырьем для получения парафинов являются нефти Северного Кавказа и Западной Украины. Сравнительная характеристика различных нефтей Советского Союза как сырья для производства парафинов приведена в табл. 38. [c.141]

    Реализация программы намечалась в два этапа. Первый этап предусматривал в период до 2000 г. углубление переработки с 62 до 72—75%, что равносильно дополнительной переработке 20—23 млн. т/год нефти и производству 12—13 млн. т/год нефтепродуктов осуществление комплекса природоохранных мероприятий, в частности уменьшение сбросов на 15%, выбросов в атмосферу на 25—27%, снижение затрат энергоресурсов, включая сырье, на 25—30%, улучшение качественных характеристик нефтепродуктов. Второй этап, рассчитанный до 2010 г., предполагал увеличение глубины переработки нефти до 82—84% и выход на международные стандарты качества практически по всем видам нефтепродуктов. Согласно программе намечалось строительство 50 новых и реконструкция 20 действующих установок, в том числе 35 объектов в рамках первого этапа. Предусматривалось закрытие морально устаревших и физически изношенных [c.211]

    Увеличение выхода и улучшение качества нефтепродуктов намечено осуществить, как уже отмечалось, за счет модернизации действующих установок Г-43—107 М, КТ-1 и КТ-2, 1А/1М и др., а также за счет внедрения в производство отечественных разработок процесса легкого гидрокрекинга (самостоятельной установки или в системе каталитического крекинга взамен гидроочистки сырья), изомеризации легких бензиновых фракций, газификации тяжелых нефтяных остатков в сочетании с энерготехнологической схемой. Если первые из указанных разработок позволяют увеличить выход и улучшить качественные характеристики нефтепродуктов в соответствии с требованиями по охране окружающей среды, то последняя — это путь к безостаточной переработке нефти, способный кардинально улучшить экологическую ситуацию непосредственно на НПЗ. Принципиально важной для НПЗ XXI века является концепция гидрооблагораживания до разгонки на фракции. [c.214]

    Твердые сорбенты растительного происхождения - это опилки. Для повыщения качественных характеристик древесных опилок их пропитывают расплавом гидрофобного наполнителя, в отдельных случаях древесные опилки комбинируют с минеральными сорбентами (каолин, бетонит, тальк и др.). В качестве сорбента разбрасывают и модифицированный торф. Модификация заключается в замене минеральных подвижных ионов на органические, поэтому модифицирование проводят методом ионного обмена в водной среде, степень очистки нефти модифицированным торфом составляет до 90%. Торф, модифицированный органическими катионами, долго не утрачивает своей сорбционной активности. Комбинированные поглотители - это полипропиленовое волокно и пенополиуретаны. Пенополиуретановую массу помещают между гидрофобными слоями, крепят волокнистый слой к пенополиуретану свободно (в противном случае резко снижается эффективность поглотителя). Поглощающая способность комбинированных поглотителей для тяжелых и легких нефтей в зависимости от толщины пленки составляет 26 кг/кг, а кратность использования достигает даже 30 раз. [c.127]

    Каталитический риформинг бензинов термических процессов на платиновом катализаторе является другим вариантом облагораживания бензинов со значительным улучшением их моторных качеств. Для этого бензин подвергают предварительной глубокой гидроочистке для удаления примесей, т. е. ведут процесс при жестких условиях. В результате лабораторных исследований и промышленных испытаний требуемая степень очистки вторичных бензинов достигалась только при 400—420 °С, общем давлении 4 МПа и объемной скорости подачи сырья 0,5 ч" . Содержание серы в гидроочиш ен-ном бензине составляло 0,003—0,005%, практически отсутствовали смолы, непредельные углеводороды и соединения азота. Октановое число бензинов при этом резко снижалось. Расход водорода по сравнению с избирательной неглубокой гидроочисткой увеличивается примерно в два раза. Результаты гидроочистки бензина термоконтактного крекинга гудрона ромашкинской нефти, качественные характеристики исходного бензина и более узких фракций до и после гидроочистки приведены в табл. 30, стр. 158 (19, с. 215]. [c.81]

    ЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ промышленность л относится к числу стратегически важных отраслей хозяйства многих стран мира. В последние годы в мировой нефтеперерабатывающей промышленности происходили заметные концептуальные, территориальные, структурные сдвиги. Основными факторами развития нефтеперерабатывающей промышленности являются рост экономики по регионам мира, требования экологического характера, объемы поставок и качественные характеристики исходного сырья — сырой нефти. Для современной нефтеперерабатывающей промышленности мира характерны рост суммарных мощностей и объемов переработки, снижение уровня показателя рентабельности, рост удельных капиталовложений, вызванный требованиями к охране окружающей среды и необходимостью перерабатывать сырье с худшими качественными показателями. [c.11]

    Если по своей качественной характеристике нефти Северного Кавказа и Западной Украины по сравнению с нефтями восточ- [c.142]

    Каталитический крекинг тяжелых дистиллятов ф))йкц 1Й (вакуумных отгонов) из сернистых нефтей. Для переработки на л оде.п.пой установке тяжелых фракций вакуумной отгонки из мазутов сернистых нефтей использованы фракции, выкипающие в пределах 350—500 °С, из мазута ромашкинской ыефти. Качественная характеристика вакуумного отгона из сернистой нефти следующая  [c.184]

    Для сравнения дана качественная характеристика негидроочи-щенных дизельных фракций прямой перегонки нефти и легких и тяжелых дистиллятов вторичных крекинг-процессов. [c.51]

    Многие свойства асфальтов, тяжелых нефтей и нефтяных остат- ков объясняются склонностью асФяльтенов образовывать коллоидные растворы в смолах и некоторых углеводородах. Отдельные из этих положений, так же как и вз ЩГЖаркуссона [15] па химическую природу асфальтенов и смол, не потеряли своего значения II в настоящее время, хотя эти положения дают лишь чисто внешнюю, качественную характеристику свойств. За последние 30 лет мы не очень далеко продвииулись в познании химического строения и свойств смолисто-асфальтеновых веществ нефтей. [c.439]

    На первом этапе развития нефтеперерабатывающей промышленности СССР, в 20-30-е годы, перед страной стояли задачи увеличения выпуска автомобильного и авиационного бензина, тракторного и осветительного керосина и улучшения их качественных характеристик. Сложность задач усугублялась напряженностью в росте добычи нефти и повышением доли высокосернистых восточных нефтей. Проблема увеличения выхода светлых нефтепродуктов из нефти была успешно реше- [c.80]

    Тщательные лабораторные анализы проб нефтепродуктов, содержащих присадку DR-102 в самой различной концентрации, показали, что ни1саких сколько-нибудь значительных отклонений, предусмотренных стандартами качественных характеристик исследовавшихся продуктов (бензин, дизельное топливо), в этих пробах не наблюдалось. Лишь при доведении концентрации до 500 частей на млн содержание смол выходило за пределы нормы, однако такая концентрация в практике эксплуатации трубопроводов не применяется. Длительное использование DR показало, что присадка безопасна и не влияет на процесс переработки нефти. [c.216]

    Мы использовали этот метод, помимо 4ютоколориметрическо-го, для оценки действия ПАВ на асфальтены нефти. За качественную характеристику состояния асфальтенов брали коэффициент флоккуляции Кф, предлагаемый в работе [ 17]  [c.20]

    Эксперименты по термополиконденсации гудронов и крекинг-остат-ков, проведенные в лабораторных условиях и на пилотных установках БашНИИНП ТК-9 и ЗК-3,позволили снять данные по материальному балансу процессов получения НСД в вариантах высокотемпературного пека (с температурой размягчения более ЮО°С) и полукокса, а также наработать достаточные количества образцов для анализа технических свойств и испытаний на спекаемость с углями. Образцы получа-JШ при температурах 4Ю-430°С,давлениях от 0,1-до 0,35 Ша и различной продолжительности процесса. В табл.2 приведены качественные характеристики некоторых образцов,полученных из гудрона товарной западносибирской нефти и крекинг-остатка х дрона. [c.117]

    Как известно, нефть и нефтепродукты содержат в своем составе углеводородные и неуглеводородные компоненты различной природы, молекулярной массы и строения. Рассматривая химический состав нефтей и нефтепродуктов, можно условно выделить четыре составляющие их группы низкомолекулярные и высокомолекулярные углеводороды, смолисто-асфальтеновые вещества неуглеводородного характера, ге-тероатомные соединения. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов во многом зависят от количественного содержания в них компонентов указанных составляющих групп, их качественных характеристик и степени взаимодействия. [c.35]

    Однако следует учитывать, что использование в качестве определяющего только одного параметра приводит к тому, что классификационная качественная характеристика класса не соответствует добьшным возможностям продуктивного пласта. Так, такой показатель, как проницаемость, взятый без учета толщины пласта, еще не определяет промысловую характеристику пласта. В подтверждение можно привести многочисленные примеры из отечественной и зарубежной практики, когда из низкопроницаемых, обладающих большой толщиной пластов получают высокодебит-ные фонтаны нефти. Поэтому необходимо использовать комплекс параметров или такой комплексный параметр, который бы классифицировал Породы и удовлетворял запросы промышленности с точки зрения оценки возможной производительности скважин. [c.82]

    Казалось бы, результаты, приводимые разными авторами, противоречат друг другу, однако сушественную разницу в выводах можно объяснить. Во-первых, такой результат в промысловых условиях мог бы объясняться литологией залежи и условиями разработки [26]. Во-вторых, многие авторы не учитывают тот факт, что остаточная нефть различна по составу в зависимости от условий формирования, в связи с чем необходимо разделение остаточной нефти на адсорбированную и поровую (как это сделано в [41]). Следует отметить, что подавляюшее число исследований остаточной нефти проведено с применением инструментальных методов, таких как ИК-спектрометрия, газожидкостная и жидкостная хроматография, ЯМР-спектроскопия, которые дают качественную характеристику компонентов остаточной нефти. Дополнительным осложнением является значительная неоднородность характеристик пластовых флюидов и коллекторов. [c.31]

    Количественные и качественные характеристики вязкоупругого ферромагнитного поршня определяются в зависимости от типа перекачиваемого продукта (газ, газовый конденсат, нефть), диаметра и длины удаляемого участка трубопровода, необходимого для движения поршня давления и удерживающей силы электромагнита. Техническая реализация предлагаемого способа поясняется технологической схемой, показанной на рис.6.3. В необходимых местах магистрального трубопровода 1 для перекрытия дефектного участка 5 устанавливают электромагниты 2, к которым подключен изотопный датчик 3. При подготовке поршня в его состав вводят соответствующий изотоп. Приготовленная гелеферромагнитная масса загружается в подающую камеру 4. Трубопроводная обвязка камеры 4 идентична типовой камере пуска и приема очистных устройств. Если в наличии имеется соответствующее оборудование (специальная передвижная установка), то подключение подающей камеры 4 после врезки в магистральный трубопровод может быть осуществлено в любом необходимом сечении трубы. При отсутствии такого оборудования для запуска поршня [c.132]

    Одной из первых качественных характеристик нефти является цвет в зависимости от состава он Меняется от черного, темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет нефти зависит в основном от смолистоасфальтовых соединений. Поэтому нефть тем темнее, чем больше последних в ней содержится, а следовательно, и чем больше ее плотность. [c.38]

    Нефтеперерабатывающую промышленность относят к числу стратегачески важных отраслей экономики ведущих стран мира. По данным Oil Gas Journal на 1 января 2001 г. в мире работало 742 нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) общей мощностью по первичной переработке 4 077,5 млрд. т нефти в год. Средняя мощность одного НПЗ составляла 5495 млн. т/год. Для современной нефтеперерабатывающей промышленности мира характерны увеличение суммарных мощностей и объемов переработки, рост удельных капиталовложений, вызванный ужесточением требований к охране окружающей среды и необходимостью переработки нефтяного сырья с низкими качественными характеристиками. Основные показатели, характеризующие мировую нефтеперерабатывающую промышленность, показаны в табл. 5.1. [c.236]

chem21.info

Качественная характеристика - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Качественная характеристика - нефть

Cтраница 2

В зависимости от качественной характеристики нефти и газа степень полноты технологического процесса бывает различной. Сейчас на ряде промыслов в основном производят обезвоживание ( до 1 - 2 %) и только частично обессоливание. При этом все нефти должны быть обработаны деэмульгатором, что облегчает их дальнейшую обработку на нефтеперерабатывающих заводах.  [17]

Если по своей качественной характеристике нефти Северного Кавказа и Западной Украины по сравнению с нефтями восточных месторождений являются наиболее благоприятным сырьем для производства парафинов, то как раз обратные пропорции характеризуют затраты, связанные с их добычей.  [18]

Таким образом, определение качественных характеристик нефти и нефтепродуктов трудоемкое дело, требует значительных затрат времени и людских ресурсов.  [19]

Для проведения анализов и определения качественной характеристики нефтей организуется определенная структура лабораторного контроля.  [20]

Для проведения анализов и определения качественной характеристики нефтей, их дистиллятов, полупродуктов и товарной продукции на всех предприятиях, имеющих дело с добычей и переработкой нефтей, а также сбытом нефтепродуктов, организуется определенная система лабораторного контроля.  [21]

Оптимальное смешение и регулирование свойств основного потока при его формировании, а также при подкачке некондиционных нефтей позволят удерживать качественные характеристики нефтей в допустимых пределах, что очень важно для нефтеперекачивающих станций и узлов смешения. Кроме того, следует иметь в виду, что основной поток также представляет собой нефте-смесь, качество которой может существенно изменяться с течением времени.  [22]

Система сбора нефти должна предусматривать: отделение от нефти газа, песка и частично воды; индивидуальный замер дебита отдельных скважин и добычи групп скважин, образующих эксплуатационный участок и промысел, а при различных качественных характеристиках нефтей, получаемых из различных горизонтов, также раздельный сбор и транспорт этих нефтей; внутрипромысловый транспорт нефти в сырьевые емкости установок по подготовке нефти или емкости пунктов сдачи нефти.  [23]

Для подсчета запасов категории Ci по пластам, положительно охарактеризованным каротажем и залегающим в пределах месторождения между пластами, из которых получены промышленные притоки нефти или газа, необходимо изучить лито логический состав и определить для газовой залежи величину пластового давления. Режим работы залежи и качественная характеристика нефти и газа могут быть установлены по аналогии.  [24]

Существенно возрастают себестоимость продукции и удельные капитальные вложения при переработке нефтей с новы шейным содержанием парафина за счет увеличения объемов депарафинпзации нефтепродуктов, а также затрат на исрс. Поэтому при обосновании технологических схем переработки нефти и ассортимента получаемой продукции необходимо тщательно учитывать качественные характеристики нефтей.  [25]

Существенно возрастают себестоимость продукции и удельные капитальные вложения при переработке нефтей с повышенным содержанием парафина за счет увеличения объемов депарафинизации нефтепродуктов, а также затрат на перекачку и хранение сырья и продукции. Поэтому при обосновании технологических схем переработки нефти и ассортимента получаемой продукции необходимо тщательно учитывать качественные характеристики нефтей.  [26]

Было рассчитано несколько вариантов схем размещения и развития нефтяной промышленности, отличающихся потребностями в нефтепродуктах и точками возможного строительства новых НПЗ. Распределение различных сортов нефти для переработки определяется не только транспортными затратами, но и соответствием качественных характеристик нефти структуре потребления нефтепродуктов в отдельных районах. Для районов с большими объемами потребления котельного топлива характерно использование в качестве сырья нефтей с низким потенциальным содержанием легких фракций. Выяснилось, что когда структура потребности обслуживаемого района требует переработки нефти на НПЗ по схемам с высокими издержками, нефть все же можно перерабатывать дешевыми способами, а дефицит в отдельных нефтепродуктах компенсировать за счет привоза этих продуктов из соседних районов.  [27]

Выяснение характера соотношений отдельных компонентов неф-тей важно не только для познания их физико-химических свойств, но и для освещения некоторых вопросов таких проблем, как происхождение УВ, миграция, аккумуляция УВ в залежи и их разрушение, а также и для решения практических задач, связанных с оценкой перспектив нефтегазоносности недр и прогнозированием состава неф-тей. Последнее приобретает особенно важное значение в настоящее время, поскольку при планировании увеличения объема нефтепоис-ковых работ учитывается качественная характеристика нефтей. Как указывалось выше, состав и свойства нефтей обусловливаются рядом факторов, одним из которых является фактор миграции. В процессе миграции происходит изменение соотношений отдельных составляющих нефть компонентов вследствие различной скорости их перемещения, с одной стороны, и за счет адсорбционно-хроматографическо-го и каталитического влияния пород, по которым перемещаются нефти, с другой.  [28]

Видимые запасы нефти и газа ( категория В) - запасы нефти и газов на площади, промышленная нефтегазоносность которой доказана получением промышленных притоков нефти и газа не менее чем в двух разведочных скважинах. Изучено общее геологическое строение м-ния и установлены его основные структурные элементы, но условия залегания нефтяной или газовой залежи, изменения коллекторских свойств и пространственное размещение продуктивных горизонтов изучены ориентировочно. Литологический состав и физические свойства нефтегазоносного горизонта изучены по образцам пород и электрокаротажу скважин; качественная характеристика нефти и газа - по анализам отобранных проб.  [29]

ВИДИМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗОВ ( категория В) - запаси нефти и газов вл площади, промышленная нефте-газоносность которой доказана получением промышленных притоков нефти и газа не менее чем в двух разведочных скважинах. Изучено общее геологическое строение месторождения и установлены его основные структурные элементы, но условия залзганйя нефтяной иля газовой зялзжи, изменения коллекторских свойств и пространственное размещение продуктивных горизонтов изучены ориентировочно. Ли-тологическкй состав и физические свойства нефте-газоносного горизонта изучены по образцам пород и электрокаротажу скважин; качественная характеристика нефти и гана-по анализам отобранных проб.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Качественные характеристики нефтепродуктов

08 мая 2016 г.

Склонность нефтепродуктов к образованию отложений. 

Этот показатель характеризует особенности и результаты процессов образования отложений в камерах сгорания ДВС и топливных, впускных и выпускных системах. Оценивается по концентрации фактических смол, йодному числу, содержанию ароматических углеводородов, количеству осадка, растворимых и нерастворимых смол, моющему потенциалу, термоокислительной стабильности, индукционному периоду осадкообразования и по другим показателями.

Фактические смолы - комплексные продукты окисления, полимеризации и конденсации углеводородов, содержащиеся в моторном топливе при его выпаривании под струей воздуха и водяного пара в условиях испытания.

Йодное число — показатель, характеризующий присутствие в нефтепродукте непредельных соединений, численно равняется количеству граммов йода в 100 граммах нефтепродукта.

Коксуемость нефтепродукта — показатель, указывающий склонность нефтепродукта образовывать отложения кокса при сгорании.

Зольность нефтепродукта - показатель, указывающий наличие в нефтепродукте несгораемых веществ.

Щелочное число — количество гидрооксида калия в миллиграммах, эквивалентное содержанию всех щелочных компонентов в 1 г испытуемого нефтепродукта.

Моющий потенциал — показатель, дающий количественную оценку способности моющей присадки обеспечивать высокую дисперсность частиц, образующихся в камерах сгорания двигателей в результате окисления масла или загрязнения его сажей и другими продуктами неполного сгорания. Моющий потенциал численно равняется процентному содержанию эталонного вещества в испытуемом масле, при котором последнее способно сохранять высокую агрегатную устойчивость в условиях окисления.

Термоокислительная способность характеризует антиокислительные свойства масла и определяется временем, в течение которого тонкий слой масла превращается в лаковую пленку.

Индукционный период осадкообразования характеризует способность моторных масел противостоять старению под длительным воздействием воздуха при высокой температуре.

Кислотность (кислотное число) определяется количеством миллиграммов гидрооксида калия, которое требуется для нейтрализации 1 мл (г) нефтепродукта.

Коррозионная активность нефтепродукта определяется по потере массы металлической пластины, помещенной в нефтепродукт в условиях испытания.

Защитная и консервативная способности характеризуют особенности и результаты процессов защиты от коррозии металлов при их контакте с агрессивной средой или во время хранения.

Противоизносные свойства характеризуют особенности и результаты процессов изнашивания трущихся поверхностей, протекающих в присутствии нефтепродукта, его смазывающие свойства. Оценивается вязкостью, кислотностью, показателю износа, индексу задира, критической нагрузке заедания.

Сохраняемость нефтепродуктов характеризуется стабильностью показателей качества нефтепродуктов при хранении. Оценивается во времени окисления, периодом стабильности.

ros-pipe.ru

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

ТОП 10:

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

Нефть это сложное соединение углерода и водорода.(УВ) существует множество УВ которые отличаются др от др числом атомов углерода и водорода в молекуле и хар-ром их скопления. Физические свойства пластовых нефтей отличаются от св-в поверхностных нефтей и зависят от температуры, давления и растворимости в них газа. В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы. В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается. В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1)метановые(парафиновые) 2) нафтеновые 3) ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми. УВ от метана(СН4) до бутана(С4Н10) при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп. Нефти с преобладанием сложных УВ (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте. Одним из физических св-в нефти является ее вязкость (св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.

Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.

Газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений добываемые вместе с нефтью называют нефтяными газами а газы газовых месторождений называются природным газом. Они состоят из: метана, пропан, пентан, бутан. Часто УВ газы в своем составе содержат сероводород, гелий, аргон, пары ртути. Больше всего содержится сероводорода, азота, углекислого газа. Если при постоянной температуре постоянно повышать давление газа, то он переходит в жидкое состояние. Температура при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. В зависимости от преимущественного содержания в нефтяных газах легких или тяжелых УВ, газы подразделяются на сухие и жирные. Сухой газ – естественный газ, в котором не содержаться тяжелые УВ или содержаться в небольших количествах. Жирный газ – газ в котором тяжелые углеводороды содержаться в больших количествах. Жирные газы чаще содержаться в легких нефтях, а сухие газы в тяжелых нефтях. Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность. (отношение массы вещества к занимаемому объёму). На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает во сколько раз плотность данного газа, заключенного в данном объёме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объёме и при тех же условиях. Вязкость газа – свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул увеличиваются.При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается. При повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры. Растворимость газов в нефти: с увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Давление при котором из нефти начинает выделяться газ называется давлением насыщения пластовой нефти.давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношений их объёмов и температуры. Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давления или близко к нему. Количество газа в 1м3 приходящееся на 1 т добычи нефти, называется газовым фактором.

Физико-химические свойства пластовых вод.

В поровом пространстве нефтяных залежей вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остаётся неподвижной. Такую воду называют «связанной» ( с породой), «остаточной». Эта вода может заполнить до 20% объёма пор и более. Остальная вода может выносится к забою скважин и подниматься на поверхность вместе с Н и Г. На практике такую воду называют «пластовой». Пластовые воды по степени полезности делятся на солёные, слабосолёные и пресные. Из газообразных в-тв в пластовые воды входят УВ газы и иногда значительные кол-ва сероводорода. Минеральные в-ва Na, K, Mg, Fe, I, Br….определяют их общую минерализацию. Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды делятся на виды: 1. контурные – воды в пониженных участках нефтяных пластов. 2. верхние контурные – в случае, если нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами. 3. подошвенные – воды, в нижней части приконтурной зоны пласта. 4. промежуточные – воды залегающие в пропластке нефтяных или газовых пластов. 5. верхние – воды, залегающие выше данного пласта. 6. нижние – воды, залегающие ниже данного пласта. 7. смешанные – воды, залегающие выше данного пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов. К особым видам можно отнести тектонические воды: 1. тектонические – могут поступать по тектоническим трещинам из пластов более высоких напоров. 2. Шельфовые - подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна мирового октана. 3. технические – вода попадает в нефтегазовые пласты при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин. Основные физические показатели пластовых вод: плотность, солёность, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде. Толщина тонких слоёв связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина стенок увеличивается, с увеличением минерализации толщина уменьшается. Если в пласте содержится большое кол-во связанной воды, то в пласта уменьшается фазовая проницаемость для нефти и скважин, работают со сниженными дебитами. При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться остатки минеральных солей, который частично или полностью закупорят порово-трещинновое пространство пласта. Также с учётом пластовой воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины.

Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.

Горные породы способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Нефть и газ содержаться в таких коллекторах, как пески, песчаники, алевроиты, и в карбонатных коллекторах-известняки, мел. Породы-коллектора должны обладать емкостью – системой пор (пустот), трещин. Но не все породы обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа. Проницаемость горных пород зависит от поперечных размеров пустот в породе. Разделяют коллекторы на 3 типа: 1)гранулярные, или паровые(только обломочные горные породы 2)трещинные 3) каверновые (карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью.( для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает какую част от всего объёма горной породы занимают поры. Пористость бывает общая (объем всех пор в породе). Коэф общ пористости представляется отношением объёма всех пор к объёму образца породы), открытая (характеризуется коэф открытой пористости: отношение суммарного объёма открытых пор к объёму образца породы), эффективная(определ наличием пор в породе из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэф эффективн пористости равен отношению объёма пор (через которые возможно движ-е нефти, газа и воды при опред температуреи давлении) к объёму образца породы. Способность пород пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте. Величины пористости и проницаемости значительно влияют на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки с целью увеличения пористости и проницаемости проводят разл геолого технич мероприятия.(гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка,обработка пласта оксидатом). Удельная поверхность горной породы – величина суммарной поверхности частиц приходящихся на единицу объёма образца. От величины удельной поверхн зависит ее проницаемость.

 

Комбинированный.

Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии. Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов (энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения. ) и искусственных факторов. Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки) а так же режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения,которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. Жестководонапорный режим: 1) движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2)среднее пластовое давление > давления насыщения. 3)свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. 4)устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5)разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6)количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости. Упруговодонапорый режим: 1)движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней. 2)в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и соответственно дебитов нефти по скважинам. 3)контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. Газонапорный режим: 1)основная движущая сила - энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2)процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3)газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3)Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4)Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5)С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенногогаза, закачивают газ.(Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое). Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом.

Внутрипластовое горение.

Термический метод добычи нефти с применением внутрипластового горения применяется для увеличение нефтеизвлечения на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью. Первые работы были проведены на Ширванском месторождении в Краснодарском крае в 1934 г. Внутрипластовое горение – физико-химический окислительный процесс в котором происходят химические превращения веществ с выделением больших количеств теплоты и образованием продуктов реакций. Процесс внутрипластового горения – способ разработки месторождения вязкой нефти с целью увеличения конечного нефтеизвлечения, который основывается на использовании энергии получаемой при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании в пласт окислителя (воздуха). Процесс внутрипластового горения обладает всеми преимуществами термических методов вытеснения нефти горячей водой и паром. Основа горения – экзотермическая окислительно-восстановительная реакция вещества с окислителем. При внутрипластовом горении тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти. По исследованиям сжигается до 15% нефти от геологических запасов в пласте. Обычно сгорают более тяжелые и менее ценные компоненты нефти. Основные закономерности проведения процесса внутрипластового горения: 1) ВГ может осущ в виде сухого ВГ (СВГ), воздушного ВГ (ВВГ) и сверх влажного ВГ (СВВГ) 2) главным параметром для ВВГ и СВВГ является водо-воздушный фактор (ВВФ) – отношение объёма закачиваемой в пласт воды к объёму закач в пласт воздуха. 3) реакции происходят в узкой зоне продуктивного пласта, которая называется фронтом горения. 4) при сухом и влажном процессах на фронтах горения температура в среднем 300-500, а при СВВГ при температуре 200-300 градусов. 5)увеличение воздушного фактора дает возможность повышать скорость продвижения по пласту тепловой волны 6)на процесс ВГ значительное влияние оказывает пластовое давление, тип породы и нефти, начальная нефтенасыщенность.

 

 

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

Нефть это сложное соединение углерода и водорода.(УВ) существует множество УВ которые отличаются др от др числом атомов углерода и водорода в молекуле и хар-ром их скопления. Физические свойства пластовых нефтей отличаются от св-в поверхностных нефтей и зависят от температуры, давления и растворимости в них газа. В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы. В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается. В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1)метановые(парафиновые) 2) нафтеновые 3) ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми. УВ от метана(СН4) до бутана(С4Н10) при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп. Нефти с преобладанием сложных УВ (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте. Одним из физических св-в нефти является ее вязкость (св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.



infopedia.su

1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика - Документ

1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

Нефть это сложное соединение углерода и водорода.УВ существует множество УВ которые отличаются др от др числом атомов углерода и водорода в молекуле и хар-ром их скопления. Физические свойства пластовых нефтей отличаются от св-в поверхностных нефтей и зависят от температуры, давления и растворимости в них газа. В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы. В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается. В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1метановыепарафиновые 2 нафтеновые 3 ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми. УВ от метанаСН4 до бутанаС4Н10 при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп. Нефти с преобладанием сложных УВ тяжелые нефти содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте. Одним из физических св-в нефти является ее вязкость св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.

2 Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.

Газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений добываемые вместе с нефтью называют нефтяными газами а газы газовых месторождений называются природным газом. Они состоят из: метана, пропан, пентан, бутан. Часто УВ газы в своем составе содержат сероводород, гелий, аргон, пары ртути. Больше всего содержится сероводорода, азота, углекислого газа. Если при постоянной температуре постоянно повышать давление газа, то он переходит в жидкое состояние.

Температура при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. В зависимости от преимущественного содержания в нефтяных газах легких или тяжелых УВ, газы подразделяются на сухие и жирные. Сухой газ — естественный газ, в котором не содержаться тяжелые УВ или содержаться в небольших количествах. Жирный газ — газ в котором тяжелые углеводороды содержаться в больших количествах. Жирные газы чаще содержаться в легких нефтях, а сухие газы в тяжелых нефтях. Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность. отношение массы вещества к занимаемому объёму. На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает во сколько раз плотность данного газа, заключенного в данном объёме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объёме и при тех же условиях. Вязкость газа — свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул увеличиваются. При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается. При повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры. Растворимость газов в нефти: с увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Давление при котором из нефти начинает выделяться газ называется давлением насыщения пластовой нефти. давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношений их объёмов и температуры. Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давления или близко к нему. Количество газа в 1м3 приходящееся на 1 т добычи нефти, называется газовым фактором.

3 Физико-химические свойства пластовых вод.

В поровом пространстве нефтяных залежей вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остаётся неподвижной. Такую воду называют связанной с породой, остаточной. Эта вода может заполнить до 20% объёма пор и более. Остальная вода может выносится к забою скважин и подниматься на поверхность вместе с Н и Г. На практике такую воду называют пластовой. Пластовые воды по степени полезности делятся на солёные, слабосолёные и пресные. Из газообразных в-тв в пластовые воды входят УВ газы и иногда значительные кол-ва сероводорода. Минеральные в-ва Na, K, Mg, Fe, I, Br….определяют их общую минерализацию. Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды делятся на виды: 1. контурные — воды в пониженных участках нефтяных пластов. 2. верхние контурные — в случае, если нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами. 3. подошвенные — воды, в нижней части приконтурной зоны пласта. 4. промежуточные — воды залегающие в пропластке нефтяных или газовых пластов. 5. верхние — воды, залегающие выше данного пласта. 6. нижние — воды, залегающие ниже данного пласта. 7. смешанные — воды, залегающие выше данного пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов. К особым видам можно отнести тектонические воды: 1. тектонические — могут поступать по тектоническим трещинам из пластов более высоких напоров. 2. Шельфовые — подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна мирового октана. 3. технические — вода попадает в нефтегазовые пласты при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин. Основные физические показатели пластовых вод: плотность, солёность, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде. Толщина тонких слоёв связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина стенок увеличивается, с увеличением минерализации толщина уменьшается. Если в пласте содержится большое кол-во связанной воды, то в пласта уменьшается фазовая проницаемость для нефти и скважин, работают со сниженными дебитами. При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться остатки минеральных солей, который частично или полностью закупорят порово-трещинновое пространство пласта. Также с учётом пластовой воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины.

4 Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.

Горные породы способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Нефть и газ содержаться в таких коллекторах, как пески, песчаники, алевроиты, и в карбонатных коллекторах-известняки, мел. Породы-коллектора должны обладать емкостью — системой пор пустот, трещин. Но не все породы обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа. Проницаемость горных пород зависит от поперечных размеров пустот в породе. Разделяют коллекторы на 3 типа: 1гранулярные, или паровыетолько обломочные горные породы 2трещинные 3 каверновые карбонатные породы. Емкость порового коллектора называется пористостью. для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает какую част от всего объёма горной породы занимают поры. Пористость бывает общая

объем всех пор в породе. Коэф общ пористости представляется отношением объёма всех пор к объёму образца породы, открытая характеризуется коэф открытой пористости: отношение суммарного объёма открытых пор к объёму образца породы, эффективная определ наличием пор в породе из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэф эффективн пористости равен отношению объёма пор через которые возможно движ-е нефти, газа и воды при опред температуре и давлении к объёму образца породы. Способность пород пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте. Величины пористости и проницаемости значительно влияют на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки с целью увеличения пористости и проницаемости проводят разл геолого технич мероприятия.гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом. Удельная поверхность горной породы — величина суммарной поверхности частиц приходящихся на единицу объёма образца. От величины удельной поверхн зависит ее проницаемость.

5 Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный, комбинированный.

Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии. Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения. и искусственных факторов. Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный естественный и искусственный, упругий, газонапорный режим газовой шапки а так же режим растворенного газа и гравитационный режим истощения пластовой энергии.от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. Жестководонапорный режим: 1 движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2среднее пластовое давление давлениянасыщения. 3свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. 4устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости. Упруговодонапорый режим: 1движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней. 2в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и соответственно дебитов нефти по скважинам. 3контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. Газонапорный режим: 1основная движущая сила — энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа, закачивают газ.Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое. Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом.

6 Давление и температура в недрах земной коры. Понятие о геотермической ступени. Давление и температура в нефтяных и газовых скважинах.

Нефть, газ и вода в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От пластового давления зависит запас пластовой энергии и свойства нефти и газа в пластовых условиях. Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта вышележащих горных пород горное давление, тектонических сил, температуры, химических процессов в данной конкретной залежи. Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления в результате перемещения пласта. Влияние температуры сводится к разрушению сложных углеводородов и образованию большого числа простейших молекул, что приводит к увеличению объема жидкости нефть, вода и газа и, соответственно, к росту пластового давления в изолированном пласте. Давление бывает:1Статическое давление на забое скважины — это давление в скважине, устанавливающееся после длительной ее остановки. 2Динамическое давление на забое скважины — это давление, установившееся на забое в процессе отбора жидкости или газа, а также во время закачки в скважину объекта воздействия вода, полимеры, теплоносители и так далее. Динамическое давление на забое часто называют забойным давлением. 3Среднее пластовое давление дает представление о состоянии пласта, его возможностях по отборам нефти и газа, а также указывает на эффективность проведения тех или иных ГТМ. Среднее пластовое давление определяют по замерам статических давлений в отдельных скважинах. 4среднее пластовое давление определ по группе разведочных скважин — начальное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление изменяется в результате увеличения или ограничения объема закачки агента воздействия, увеличения или ограничения отбора нефти и газа и так далее. Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой залегают многолетние мерзлые породы. Толщина таких пород достигает 500-700 м. Температура ниже слоя с постоянной положительной температурой возрастает с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повышение температуры на 1°, называется геотермической ступенью. В среднем она равна 33 метрам. Геотермический градиент — это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры. Геотермический градиент принято считать равным 3°. Знать температуру по залежи важно при бурении скважин, при составлении технологических схем разработки месторождений и в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий ГТМ.

7 Понятие о выделении эксплуатационных объектов. Базисные возвратные объекты.

выбор основных базисных и возвратных горизонтов является одним из мероприятий разработки месторождения. Базисный горизонт — это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами. К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного базисного горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт. После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты отсекают основной горизонт, проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа. В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.

8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения — это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.

Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших показателей.

Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как: 1Выбор основных базисных и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку. Базисный горизонт — это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки базисного горизонта, они залегают выше основного, поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт. После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты отсекают основной горизонт, проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины наосновном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно, но тогда на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин и потребуются дополнительные капитальные вложения. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономических исследований с рассмотрением нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный. 2выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади. Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. 2 Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.. Коэф нефтеизвлечения — конечной целью всей разработки является наивысший коэффициент нефтеизвлечения. отношение извлекаемого количества Н из залежи к геологическим запасам

9 Система разработки месторождений с воздействием на пласт. Основные методы воздействия на пласт.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах. С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения, нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления ППД закачкой в пласт воды. Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие: I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:1.Законтурное заводнение; 2.Приконтурное заводнение; 3.Внутриконтурное заводнениеразрезание залежи рядами нагнетательных скважин; блочное заводнение; очаговое заводнение; избирательное заводнение; площадное заводнение 4.Циклическое заводнение. II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт: 1.закачка сухого газа; 2. закачка воздуха; 3.попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами: 1.полимерное воздействие; 2.термополимсриое воздействие; 3.биополимерное воздействие. IV. Закачка в пласт оторочек оксидатапродукт окисления жидких легких УВ кислородом V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ ПАВ, растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия на пласт: 1.паротспловое воздействие ПТВ; 2.воздействие горячей водой ВГВ; 3.импульсно-дозированное тепловое воздействие ИДТВ; 4.импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой [ИДТВП]; 5.термоциклимсское воздействие на пласт ТЦВП; 6.тепловая обработка призабойной зоны пласта. VII. Внутрипластовое горение.

10 Сущность добычи нефти скважинными с боковой зарезкой ствола. Достоинства и недостатки.

На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше отверстий перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и прекращению всякого поступления пластовых вод в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно направленный ствол скважин с вхождением в продуктивный пласт или пропласток на расстоянии 20-50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволят повысить нефтеотдачу залежи на 10-20 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12-15 раз.

11 Основные принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа.

Проект разработки это основной документ разработки нефтяных или газов месторождений. Технологическая схема составляется специализированными научными организациями. До составления проекта на основе данных геологоразведочных работ утверждаются геологические и извлекаемые запасы. После этого проводиться пробная эксплуатация разведочных скважин по спец плану. На основе пробной эксплуатации определяется дебит, приемистость,

уточняется пластовое и забойное давление, положение контура нефтеносности. В то же время осуществляется изучение керна, толщины пласта, проводиться полный анализ нефти и газа. После проведения пробной эксплуатации и анализа полученных данных в результате пробной эксплуатации составляется технологическая схема разработки или проект разработки. В них излагаются: 1.геологическое строение залежи, запасы нефти и газа. 2.основные данные пробной эксплуатации разведочных скважин 3.обоснование основных исходных данных дебиты, газовый фактор, и приемистость нагнетательных скважин 4.выбор нескольких вариантов систем разработки с применением заводнения, пара, перегретой воды 5. Выбирается и обосновывается сетка скважин. 6.определяются способы бурения, метод освоения скважин, порядок разбуривания. от центра, к центру, равными по площади участками 7.выбор методов воздействия на залежь с целью повышения конечного нефтеизвлечения. 8.обоснование способов добычи нефти фонтанный. Глубинно насосный… 9.контроль и исследование в процессе разработки. 10. Раздел охраны окружающей среды 11. Социальные вопросы жилье. Дороги, электроснабжение 12.экономич раздел, где рассматриваются все затраты, прибыли и сроки окупаемости

12 Добыча нефти горизонтальными скважинами. Достоинства и недостатки в сравнении с добычей вертикальными скважинами.

Одним из перспективных методов добычи нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин ГС и боковых горизонтальных стволов БГС. Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки и целики. Данные исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют: 1.Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации 2.Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтраций.3. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки. 4.В бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным, дебит нефти и газа. 6.Снижать объемы бурения скважин. 7.Снижать объемы капитальных вложений. Так же применяется наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение — это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке. Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, много-ствольные. Такие скважины чаще всего применяются: 1.при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек; 2.при бурении скважин, расположенных на участках с сильно пересеченным рельефом горы, овраги; 3.при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения; 4.при бурении нефтяных залежей, расположенных под породами которые трудно бурить. соляные залежи. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства, которые предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия.

gigabaza.ru