Температура глубин Земли. Температура под поверхностью Земли. Температура нефти под землей


Температура глубин Земли. Температура под поверхностью Земли

Температура внутри земли чаще всего является довольно субъективным показателем, поскольку точную температуру можно назвать только в доступных местах, например, в Кольской скважине (глубина 12 км). Но это место относится к наружной части земной коры.

Температуры разных глубин Земли

Как выяснили ученые, температура поднимается на 3 градуса каждые 100 метров вглубь Земли. Эта цифра является постоянной для всех континентов и частей земного шара. Такой рост температуры происходит в верхней части земной коры, примерно первые 20 километров, далее температурный рост замедляется.

Самый большой рост зафиксирован в США, где температура поднялась на 150 градусов за 1000 метров вглубь земли. Самый медленный рост зафиксирован в Южной Африке, столбик термометра поднялся всего лишь на 6 градусов по Цельсию.

На глубине около 35-40 километров температура колеблется в районе 1400 градусов. Граница мантии и внешнего ядра на глубине от 25 до 3000 км раскаляется от 2000 до 3000 градусов. Внутренние ядро нагрето до 4000 градусов. Температура же в самом центре Земли, по последним сведениям, полученным в результате сложных опытов, составляет около 6000 градусов. Такой же температурой может похвастаться и Солнце на своей поверхности.

Минимальные и максимальные температуры глубин Земли

При расчете минимальной и максимальной температуры внутри Земли в расчет не берут данные пояса постоянной температуры. В этом поясе температура является постоянной на протяжении всего года. Пояс располагается на глубине от 5 метров (тропики) и до 30 метров (высокие широты).

Максимальная температура была измерена и зафиксирована на глубине около 6000 метров и составила 274 градуса по Цельсию. Минимальная же температура внутри земли фиксируется в основном в северных районах нашей планеты, где даже на глубине более 100 метров термометр показывает минусовую температуру.

Откуда исходит тепло и как оно распределяется в недрах планеты

Тепло внутри земли исходит от нескольких источников:

1) Распад радиоактивных элементов;

2) Разогретая в ядре Земли гравитационная дифференциация вещества;

3) Приливное трение (воздействие Луны на Землю, сопровождающееся замедлением последней).

Это некоторые варианты возникновения тепла в недрах земли, но вопрос о полном списке и корректности уже имеющегося открыт до сих пор.

Тепловой поток, исходящий из недр нашей планеты, изменяется в зависимости от структурных зон. Поэтому распределение тепла в месте, где находится океан, горы или равнины, имеет совершенно разные показатели.

xn----8sbiecm6bhdx8i.xn--p1ai

Взаимосвязь между температурами жидкости на забое и устье добывающих скважин

Поступающая в ствол реагирующей скважины жидкость начинает охлаждаться в силу существенной разницы температур пласта и расположенных выше горных пород. Контроль за тепловым полем пласта путем замеров температуры на забое добывающих скважин трудоемок из-за необходимости подъема оборудования на период проведения исследований. В то же время замер температуры добываемой жидкости на устье скважины не представляет никакой сложности. Поэтому необходимо установить эмпирическим путем связь между температурами жидкости на забое и устье добывающих скважин [1–7].

С другой стороны, располагая этой связью можно оценить среднее значение температуры нефти в скважине или колонне насосно-компрессорных труб и по ней рассчитать вязкость.

Температуру на забойном участке ниже приема насоса можно замерить спуском термометра сразу после извлечения насосного оборудования из скважины. Длительный период эксплуатации приводит к тому, что температура окружающих горных пород в непосредственной близости к стволу будет соответствовать температуре жидкости на соответствующей глубине скважины. Изменением температуры в период подъема оборудования очевидно можно пренебречь.

Замеренные таким образом температуры жидкости на устье, а также ниже глубины подвески насоса в нереагирующей и реагирующей скважинах показывают, что температура жидкости в нереагирующей скважине изменяется мало — на 2÷3 градуса. В то же время в реагирующей скважине охлаждение жидкости существенно. Наиболее интенсивно охлаждение на забойном участке ствола скважины. Изменение температуры жидкости в НКТ судя по замеренным кривым можно принять линейным.

Зависимость температуры от глубины скважины можно условно разделить на два прямолинейных участка: НКТ и участок между приемом насоса и интервалом перфорации.

С ростом температуры жидкости в интервале перфорации скорость охлаждения жидкости возрастает как на забойном участке, так и в колонне НКТ. Вместе с тем, охлаждение жидкости на забойном участке значительно интенсивнее в силу меньшей скорости подъема флюида и большей теплоотдаче жидкости горным породам при их непосредственном контакте.

В общем случае закономерность распределения температуры по стволу скважины на обоих участках можно схематично представить:

t пр =tу (1+К1 Н)

tзаб =tпр (1+К2 Н)                                                                                                            (1)

где:

tу, tпр и tзаб — температуры на устье скважины, приеме насоса и забое скважины;

К1 и К2 — коэффициенты, относящиеся к колонне НКТ и забойному участку соответственно;

Н — текущая глубина скважины.

Обработка результатов замера температур по ряду скважин позволила получить выражения для расчета коэффициентов К1 и К2:

, 0С/м                                                                    (2)

, 0С/м                                                                   (3)

Формулы (2) и (3) получены для диапазонов изменения температур на забое скважины 20 ÷ 42,5°С, дебитов скважин 1,5 ÷ 3,6 м3/сут и обводненности нефти 6 ÷ 38 %. Погрешность в расчетах составляет 6,4 %.

Построив графически серию линий распространения температур по глубине скважин можно решать и обратную задачу — по температуре жидкости на устье и глубине подвески насоса рассчитать температуру на забое скважины.

Вопросу температурного режима работы добывающих скважин (нефтяных и гидротермальных) посвящены многочисленные работы, в итоге выполнения которых рассматриваются различные аспекты этого сложного явления. Анализ выполненных исследований показывает, что изучение теплового режима работы добывающих скважин возможно не только аналитически, но и на основе обобщения имеющихся экспериментальных данных. В результате аналитического исследования данного вопроса получено значительное число решений уравнения теплопроводности, описывающего температурные процессы, протекающие. при движении продукции по стволу добывающей скважины.

При теоретических исследованиях принимается, что горные породы в разрезе скважины однородны и изотропны; горные породы залегают горизонтально, а теплопроводные потоки в зоне скважины близки к радиальным при движении в скважине несжимаемой жидкости с постоянным расходом и определенными потерями на трение; отсутствуют фазовые переходы и другие процессы, связанные с выделением или поглощением энергии и т. д.

Тем не менее, во все полученные на сегодня аналитические решения входит ряд трудно определяемых параметров, что существенно сокращает область возможного использования на практике данных решении. Рассмотрим кратко основные физические процессы, происходящие при движении реальной продукции в скважине. Действительно, несмотря на то, что при движении реальной продукции происходит дополнительное выделение тепла за счет необратимых потерь на трение и кристаллизации парафина и солей, а также поглощение тепла при выделении и расширении свободного газа, решения, не учитывающие этих явлений, могут быть использованы, так как при нормальной эксплуатации скважины указанные процессы в тепловом балансе движущегося потока практически скомпенсированы.

В процессе движения продукции от забоя до устья изменение ее температуры за счет теплопередачи колонне труб происходит путем теплопроводности в ламинарном пограничном слое и путем конвекции — в турбулентном ядре. Причем, в зависимости от характеристик ламинарного пограничного слоя и турбулентного ядра изменяется и теплопередача. Так как передача тепла конвекцией протекает несоизмеримо более интенсивно, чем теплопроводностью, изменение температуры в любом поперечном сечении потока должно быть незначительным, что и подтверждается экспериментальными данными.

В ламинарном пограничном слое, хотя и считается, что теплообмен осуществляется теплопроводностью, фактически за счет свободной конвекции возникает массообмен между параллельно текущими слоями жидкости, и теплоотдача увеличивается, хотя остается существенно меньшей, чем в турбулентном ядре. Следует подчеркнуть, что интенсивность теплоотдачи в ламинарном пограничном слое определяется не только теплофизическими характеристиками движущегося потока и твердой стенки, но и толщиной ламинарного пограничного слоя, которая зависит от диаметра трубы, коэффициента гидравлического сопротивления и числа Рейнольдса. Число же Рейнольдса зависит от степени возмущения или стабилизации текущего флюида, возникающих вследствие внешних причин, условий движения флюида в трубе (колебательные процессы, местные сопротивления) и, наконец, вследствие шероховатости стенок трубы не только по ее размерам, но и по форме впадин и выступов. Можно предполагать наличие определенной количественной разницы в процессе теплопередачи при движении сходных потоков флюида по трубам с разным качеством их поверхности вследствие различной чистоты обработки или отложений твердой фазы.

Для стационарного режима работы добывающей скважины действительно могут быть приняты следующие допущения, которые существенно облегчают решение задачи, не приводя к значительным погрешностям [4]:

1.      Скважина вертикальная.

2.      Горные породы вокруг скважины представлены неограниченным массивом.

3.      Горные породы однородны и изотропны.

4.      Температура флюида в продуктивном горизонте (пластовая температура tпл) постоянна.

5.      Пренебрегаем теплопроводностью вдоль оси скважины, т. к. скорость течения флюида достаточно высока.

6.      Пренебрегаем потерями энергии на трение и фазовые переходы, т. к. совокупное проявление этих явлений не нарушает теплового баланса движущегося потока.

Для рассматриваемой задачи уравнение теплопроводности записывается в виде [5]:

,                                                                            (4)

где T — температура, К;

τ — время,с;

h — вертикальная координата, м;

v — скорость движения флюида, м/с;

r — радиальная координата (радиус), м;

а — коэффициент температуропроводности, м2/с;

,                                                                                                                         (5)

λ — коэффициент теплопроводности, Вт/м·град;

с — удельная теплоемкость флюида, Дж/кг·град;

ρ — плотность флюида, кг/м3.

Так как рассматривается стационарный процесс, то первое слагаемое в левой части (4) равно нулю. С учетом этого и принятых допущений перепишем (5) так:

.                                                                                                (6)

Все известные решения (6) могут быть приведены к следующему виду (с точностью до постоянного числового коэффициента в последнем слагаемом правой части):

,                                                                  (7)

где tзаб — температура на забое скважины (пластовая температура), °С;

ω — геотермический градиент, град/м;

q — объемный расход жидкости, м3 /с;

D — внутренний диаметр канала, м;

К — коэффициент теплопередачи в скважине, Вт/м2· град.

Умножим сомножитель перед скобками в третьем слагаемом и показатель экспоненты в (7) на :

.                                                     (8)

Разложим показательную функцию в (7) в степенной ряд и, ограничиваясь тремя первыми членами разложения, получим:

.                                                     (9)

С учетом (8) выражение (7) после необходимых сокращений приводится к виду:

.                                                                                                  (10)

Полученная зависимость, являясь решением уравнения теплопроводности, может использоваться для расчета распределения температуры по глубине добывающей скважины.

Геотермический градиент ω можно рассчитать по следующей формуле:

,                                                                                                             (11)

где tпл, tнс — соответственно пластовая температура и температура нейтрального слоя, °С;

Нкп, Hнс — соответственно расстояние от поверхности земли до кровли продуктивного пласта и до нейтрального слоя, м.

Температура нейтрального слоя для некоторых нефтяных регионов следующая: Коми Республика — 4°С; Западная Сибирь — 5°С; Урало-Поволжье — 6°С; Белоруссия и Украина — 9°С; Краснодарский край, Чечня и Ингушетия — 13,5°С; Азербайджан, Казахстан и Средняя Азия — 16°С. Расстояние до нейтрального слоя от поверхности земли изменяется от 20 до 40 м и может быть принято, в среднем, равным 30 м [7].

Гидродинамическое и тепловое подобие потоков возможно при соблюдении критериев Рейнольдса Re, Прандтля Pr и Нуссельта Nu

,                                                                                                                    (12)

,                                                                                                                       (13)

.                                                                                                                     (14)

Взаимосвязь вышеприведенных критериев учитывается критерием Стантона St:

,                                                                                                       (15)

где v — скорость движения жидкости, м/с,

,                                                                                                                       (16)

μ — вязкость жидкости, Па·с.

Подставляя (16) в (15), получим:

.                                                                                                                  (17)

Заменим часть второго слагаемого правой части выражения (10) соответствующим значением (17) и запишем:

или

.                                                                                                        (18)

Данное выражение является уравнением распределения температуры по глубине скважины в безразмерном виде.

В полученных решениях (10) и (18) неизвестным остается коэффициент теплопередачи. К. Этот коэффициент зависит от большого количества факторов, которые в практической деятельности не всегда могут быть известными. Несмотря на значительное количество, в основном, аналитических исследований, промысловые инженеры не имеют простых и достаточно точных рекомендаций по его определению. В то же время, как это видно из (18), обобщение температурных режимов работы добывающих скважин может быть выполнено с использованием критерия Стантона. Знание же температуры не только в любой точке скважины, но даже на устье при известной температуре на забое скважины сегодня представляет несомненный практический интерес.

Литература:

1.      Казак А. С. Технология и техника эксплуатации скважин с тяжелой высоковязкой нефтью // Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. С.44.

2.      Рахматуллин В. Н., Валеев М. Д. Добыча тяжелой нефти Шафрановского месторождения // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти / Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. № 3. С. 15–16.

3.      Сейтпагамбетов Ж. С. Геотехнические и термические методы повышения нефтеотдачи пластов // Труды Международной научной конференции «Наука и образование — ведущий фактор стратегии «Казахстан -2030». Караганда, 2000. С. 670–672.

4.      Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. Москва, 2003.

5.      Сахаров В. А., Мохов М. А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. Москва, 2004.

6.      Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Москва, 2005.

7.      Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Москва, 2005.

moluch.ru

Давление и температура в залежах нефти и газа

Количество просмотров публикации Давление и температура в залежах нефти и газа - 1331

Давление и температура являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объёмов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи).

Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определœенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ принято называть пластовым давлением.

Механизм формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического.

Осадочные породы в естественном залегании находятся в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышелœежащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород.

Величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения:

Pгео.=(Нх2,3)/10=0.23H,

где Н - мощность пород в точке измерения, в м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород.

Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим:

Ргид. = (Н ɣ)/10,

где Н- высота водяного столба, в м. ; ɣ - плотность воды.

Независимо от причин, определяющих пластовое давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всœего должна быть определœена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважинœе высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление в пласте. В резервуарах, имеющих сообщение с земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя данный допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы).

В случае если в пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважинœе, вскрывшей данный пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, принято называть пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10.

Водоносные системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счёт инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счёт образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву).

В таких системах наблюдаются разные соотношения между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (h2=h21), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н21 / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н2>Н21 , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н31/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н3/10), поскольку Н31>Н3.

В первую очередь, эти вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всœего располагаются под углом к горизонтальной поверхности.

При этом угол наклона пьезометрической поверхности прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны:

Рис. 19. Схема распределœения гидростатических давлений и пьезометрической поверхности.

P11=P1+h2/10; P12=P2+h3/10; P13=P3+h4/l0.

Величина приведенного давления в любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всœегда направлено в сторону меньших приведенных давлений.

В ловушках заполненных водой давление изменяется пропорционально глубинœе измерения.

В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Нув - h5ув) /10 = h2ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (Hɣв - [h3ɣг + hɣв]) / 10.

Определим разницу давлений:

δР = [Hγв - (h3γг + hЗγв)[/10 - Нγв – h5γв = γв(h5- h4) - h3γг/10 ;

так как h5 - h4 = h3 то δР = h3 (γв - γг)/10

где h3 - высота газовой залежи.

Гипсометрическая поверхность

Гповерхность сравнения

Рис. 20 Расчет избыточного давления в газовой залежи.

Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи:

δР = h (γв -γн)10

где h - высота точки над разделом нефть - вода, (γв - γн) - разница удельных весов воды и нефти в залежи.

По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Qпост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Qyд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Qnocт ≤ Qyд. В случае Qпост >Qyд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счёт выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породы-коллекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой.

В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление принято называть аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По мнению разных исследователœей к АВПД относятся давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе базовых факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют - гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, к примеру, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д.

Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I - гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована зона развитая АВПД.

В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всœего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всœех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синœеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста͵ фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Температураявляется важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литификации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов.

По современным представлениям тепловая энергия Земли имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континœентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Вместе с тем, ряд исследователœей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии.

Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент.

Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента͵ характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями.

Многими исследователями отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м2). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (к примеру, 20-30 мВт/м2 на Анабарском щите), максимальные (70-74 мВт/м2 - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается неоднородность теплового поля. Во многом это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород.

Теплопроводность - свойство горной породы передавать тепло от более нагретых элементов породы (разреза) к менее нагретому элементу. Основные виды передачи тепла в горных породах - кондуктивная (лучистая) - за счёт передачи тепла через минœеральный скелœет породы и конвективная - за счёт движения флюидов в породах .

Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент.

Геотермический градиент (ГГ) принято понимать как прирост температуры в °С на 100 м. Среднее мировое значение ГТ 3.3°С/100 м., а пределы колебания от 0.5-1 до 20 °С/100 м. В нефтегазоносных бассейнах преобладают значения ГГ - 1.8-3°С.

Геотермический градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла.

Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. К примеру, количество газа, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м3 в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), ᴛ.ᴇ. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных

Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/м-град

Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968).

растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость углеводородных газов в воде несколько ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается.

referatwork.ru

Происхождение нефти и газа поставили под сомнение

Еще во второй половине XIX века Дмитрий Менделеев высказал предположение, что метан может образовываться не только в результате органических реакций. Но подтверждение этой теории удалось получить только сейчас.

Традиционная версия образования природного газа и нефти заключается в том, что глубоко под землей сохранились останки доисторических растений. Под воздействием высокой температуры и постоянного давления каменной породы в них начались реакции, закончившиеся образованием столь необходимых для человека углеводородов.

Вместе с тем, у этой идеи много противников. Еще в 1877 году выдающийся русский химик Дмитрий Иванович Менделеев в своем докладе на съезде Русского химического общества выдвинул теорию о том, что природный газ мог образоваться в ходе подземных реакций между двуокисью углерода и водородом.

Читайте также "Электричество в грязи, с помощью бактерий"

Проверкой этого предположения занялись ученые Вашингтонского университета, которые разделили неверие великого химика в органическое происхождение нефти и газа. Они собрали комбинацию из неорганических ингредиентов, которые им удалось превратить в метан – основной компонент природного газа.

Для получения реакции исследователи применили аппарат DAC (Diamond-anvil cell – алмазный пресс), могущий создавать в ограниченном пространстве давление три миллиона атмосфер. Одновременно с этим ученые повышали и температуру смеси. В таких условиях началась химическая реакция, в результате которой выделился метан.

Особенностью DAC является возможность вести наблюдения за процессом, происходящим внутри, – алмазы обладают высокой прозрачностью, что позволяет смотреть сквозь них при помощи оптических приборов, просвечивать содержимое рентгеновским излучением и фиксировать разнообразные дифракции света. Поэтому можно сказать, что вся химическая реакция происходила прямо на глазах ученых.

Результат опыта наглядно продемонстрировал, что традиционная модель образования нефти и газа не может считаться единственно верной. Давление и температура внутри DAC соответствуют аналогичным параметрам глубоко под поверхностью Земли, а значит, образование метана из неорганических компонентов могло происходить и там.

О том, какие последствия вызовет это открытие, "Правде.Ру" рассказал сотрудник Российского государственного университета нефти и газа, доктор геолого-минералогических наук Александр Гринеев.

"Хотя гипотеза о неорганическом формировании метана была высказана очень давно и многократно становилась объектом научного обсуждения, ее строгое доказательство стало большой неожиданностью.

Для начала надо определить – как поступать с классической теорией происхождения природных углеводородов из растительных останков. Остается ли она верна, могут ли оба эти механизма происходить одновременно и какова процентная доля каждого из них в общем объеме нефти и газа.

Если же окажется, что неорганическое образование метана действительно имеет место, то можно говорить о хотя бы частичной восполняемости подземных залежей. Так что теперь, после серьезного научного прорыва, предстоит кропотливая работа по установлению истины".

Читайте также в рубрике "Наука и техника"

www.pravda.ru

Температура и давление газов в нефтяных месторождениях

    Некоторые глины, а также некоторые сланцевые породы, в составе которых играет значительную роль органический материал, т/ е. те породы, которые мы отнесли к каустобиолитам, при образовании нефтяных месторождений играют особую роль они являются материнской породой, исходным материалом, в процессе изменения которого (в так называемом процессе битуминизации) возникают нефть и углеводородные газы. Нефть в таких битуминозных породах (битуминозных глинах и битуминозных сланцах) находится в рассеянном состоянии, распределенной по всей массе породы она там находится в громадных количествах, но не может быть оттуда извлечена теми методами, которые применяются в добыче нефти из песков и других крупнопористых пород. Только при наличии особых условий (громадного давления, высокой температуры, или же действия сил капиллярного, притяжения) в течение ряда геологических эпох она может перейти в переслаивающиеся с глинами рыхлые породы — пески, песчаники и др. [c.173]     Температура и давление газов в нефтяных месторождениях [c.8]

    Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или находится в газовой шапке. Количество газа в м , приходящееся нй 1 т добытой нефти (в стандартных условиях — давление 1 кгс/см и температура 20°С), называется газовым фактором. Он колеблется от 5 до 500 для различных месторождений. [c.224]

    Адсорбция диоксида углерода на клиноптилолите даже при температуре 227 °С и давлении 666,5 Па равна 0,32 см /см-(рис. 8.13), что позволяет разработать способ предварительной адсорбционной очистки природного газа от СОа. Клиноптилолит месторождения Дзегви был исследован [1] применительно к процессу осушки нефтяного газа. Положительные результаты лабораторных, а затем промышленных испытаний позволили на Миннибаевском заводе полностью заменить комбинированный адсорбент, состоящий из алюмосиликата, силикагеля и синтетического цеолита, на клиноптилолит. Адсорбционная способность по воде клиноптилолита после активирования его при 300 °С равнялась 13,6% (масс.) при 20 °С. При этом достигаемая температура осушенного газа составляла —70 °С. По данным завода, срок службы природного цеолита превышает срок синтетического, а стоимость природного примерно в 20 раз меньше [9]. [c.130]

    Таким образом, содержание газа в нефти при высоких температурах и давлениях может быть очень большим. Но газы находятся в осадочной толще не только в виде раствора в нефтях, но присутствуют и в свободном состоянии, образуя не только газовые шапки газо-нефтяных месторождений, но и чисто газовые месторождения. Кроме того, газы растворены в пластовых водах, а также находятся в сорбированном состоянии в породах и углях. [c.97]

    Богатое содержание метана в естественных газах нефтяных месторождений и вообще в природных газах ставит также вопрос о непосредственном превращении метана в метиловый спирт. Уже имеются указания, что смесь метана с 9—10% воздуха под небольшим давлением (50 атм) и при невысокой температуре дает метанол в количестве 50% от теоретически возможного выхода наряду с этим образуется и формальдегид. [c.351]

    Нефтяное месторождение, для которого точка I соответствует любой, более низкой, чем критическая температура, как правило, содержит легкую летучую нефть. Пласт такого месторождения отличается от пласта, содержащего тяжелую нефть, тем, что отношение газ—нефть в нем выше, а сама жидкость имеет меньшую плотность. Давление в таком пласте может быть выше или ниже критического. Вообще температура в пласте с легкой нефтью будет ближе к критической температуре, чем в пласте с тяжелой нефтью. [c.27]

    Состав нефтяных газов зависит от многих условий и, в частности, от состава нефти, выделяющей газ, температуры и давления, сопровождающих выход нефти или газа из земных недр, а также от техники хранения и первичной обработки нефти на промыслах и нефтезаводах. Большое разнообразие состава нефтей и условий газовыделения объясняет и большие различия в составе газов разных месторождений. [c.17]

    Коэффициент сжимаемости z зависит от состава газа, давления и температуры и может быть определен по известным графикам Брауна через приведенные значения температур и давлений [3]. Нами были рассчитаны и построены зависимости коэффициента сжимаемости от давления для нефтяных газов пластов Dy и С" Бавлинского месторождения (рис. 2). Температура принималась постоянной и равной 30°С, что соответствует реальным условиям. [c.86]

    Изменение пластовых условий (давления и температуры) Приводит к изменению физико-химических свойств и состава пластовой нефти во времени. Например, при разработке нефтяных месторождений в режиме растворенного газа (давление в пласте ниже давления насыщения) газ выходит из раствора, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Этот режим характеризуется истощением пластовой энергии. В подобных случаях величина газового фактора сначала непрерывно увеличивается, достигая максимума, а затем резко уменьшается (в конечной стадии разработки). Увеличение газового фактора происходит благодаря относительной скорости движения нефти и газа и наличию в призабойной зоне свободного газа, который увлекается вместе с нефтью в скважину. Уменьшение газового фактора является следствием истощения запасов растворенного газа в нефти. [c.7]

    Фактическое значение коэффициента извлечения Сз + в из газа отличается от проектного. Во-первых, нефтяной газ, поступающий с месторождений на ГПЗ, может оказаться менее жирным. Причиной тому—конденсация углеводородов в газосборных сетях. Изменение качества поступающего иа завод сырья приводит к нарушению технологических параметров работы отдельных узлов. В частности, давление нагнетания компрессоров снижается, а это приводит к уменьшению, давления конденсации газа. Во-вторых, увеличение производительности установок завода может привести к отклонению температурного режима процесса конденсации газа от проектного. Известно, что термодинамические параметры (давление и температура) процесса конденсации нефтяного газа существенно влияют на конечные результаты по извлечению из газа углеводородов СзЧ-в. [c.30]

    Объемный коэффициент пластовой воды зависит от количества растворенного в ней газа, температуры и давления. Для пластовых вод нефтяных месторождений этот коэффициент изменяется от 1,00 до 1,06. [c.165]

    К природным газам можно отнести также и сжиженные газы, представляющие собой в основном пропано-бутановые фракции, извлекаемые из газов нефтяных и газоконденсатных месторождений. В обычных атмосферных условиях эти фракции находятся в газообразном состоянии, при повышенном давлении или при низких температурах это жидкости. В целях хранения и транспорта они сжижаются, что и определило их название сжиженные газы. [c.17]

    На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыщ-ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового потока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в проточных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газопроводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает значительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) для предупреждения образования гидратов при дросселировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяжелых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного многократного использования метанола на Мессояхском газоконденсатном месторождении, где потери метанола были сведены к минимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового потока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами ЫаА (6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со-верщенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой и нефтяной промышленности. [c.117]

    Основной газообразный углеводород, который употребляют в сжатом виде, — метан. Этот углеводород при температуре выше минус 82 °С (критическая температура) нельзя превратить в жидкость даже при сжатии до любых высоких давлений. На автомобилях сжатый газ хранят в баллонах при давлении до 20 МПа. Метан добывают не только на газовых месторождениях, но и получают в виде попутного газа на многих нефтяных месторождениях. Размещение ресурсов природных газов в разных районах страны и широкое развитие магистральных газопроводов позволяют считать метан в сжатом виде весьма перспективным топливом для двигателей внутреннего сгорания. [c.31]

    Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. Для месторождений, находящих ся уже в эксплуатации, рабочий газовый фактор можно определять в промысловых условиях. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ре- yp oiB нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны Методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [c.10]

    Рассматривая материалы по составу газов различных газовых я нефтяных месторождений, мы должны учитывать, что проведенные анализы газов более или менее точно характеризуют только взятую пробу газа. Однако условия отбора проб (давление, температура, место отбора пробы и др.) могут быть неодинаковы, что и приводит к изменению концентрации главным образом тяжелых углеводородов. На содержании тяжелых углеводородов особенно резко сказываются изменения давления и температуры, степень и характер контакта с жидкой фазой и т. д. [c.67]

    С явлением растворимости веществ в сжатых газах в больших масштабах приходится встречаться в природе. С ним, например, связано существование особого типа нефтяных месторождений, так называемых газоконденсатных, встречающихся на больших глубинах. В газе этих месторождений, характеризующихся высоким пластовым давлением и повышенной температурой, содержится в растворенном состоянии довольно большое количество высококипящих углеводородов. При снижении давления этого газа на поверхности земли в трапах из него выделяется конденсат, представляющий собой бензиновые, керосиновые и даже более высокомолекулярные фракции нефти. Есть основания предполагать, что и в процессах миграции нефти большую роль играет процесс переноса ее в виде раствора в сопутствующем ей природном газе. [c.451]

    Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением температуры после штуцеров. Другие считали, что конденсатные месторождения представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого сорта легкой нефти ( белой , цвета воды). При фонтанировании бурный поток газа уносит с собой частички нефти в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особо не задумывались. [c.130]

    Красноборское нефтяное месторождение открыто в 1968 г. Структура расположена на Калининградском валу. Приток нефти получен в интервале глубин 1932—1942 м из песчаников среднего кембрия. Проницаемость песчаников 140-10 м . Пластовое давление 21,6 МПа, температура 86° С. Пластовые воды, подстилающие залежь, хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 178 г/л, водорастворенные газы углеводородного состава. Газонасыщенность вод 430 см /л. Общая упругость газов 5,4 МПа, Рг/Ра 0,3. [c.200]

    По давлению насыщения, представляющему собой давление при выделении первых пузырьков растворенного в нефти газа, контролируют изменение пластового и забойного давлений. По газовому фактору — объему газа, приходящегося на единицу объема или веса разгазированной нефти, подсчитывают запасы газа в данном месторождении. Объемный коэффициент, характеризующий уменьшение объема пластовой нефти вследствие выделения из нее растворимого газа, а также изменение давления и температуры, необходим для определения количества извлекаемой нефти. Для этой же цели служит коэффициент сжимаемости пластовой нефти, показывающий увеличение ее объема при снижении пластового давления. Величины вязкости и плотности пластовой нефти учитывают в гидродинамических расчетах при составлении проектов разработки нефтяных месторождений. Данные о содержании в пластовой нефти легких углеводородов от метана до пентанов включительно требуются для подсчета ресурсов нефтехимического сырья месторождения. [c.10]

    НИИ получения синтетической нефти из органических материалов. Особо значительными в этом отношении являются опыты К. Энглера и его учеников (1888 г.). Исходным материалом для своих опытов К. Энглер взял животные и растительные жиры. Для первого опыта был взят рыбий (сельдевый) жир. В перегонном аппарате К. Крэга при давлении в 10 аттг и при температуре 400°С было перегнано 492 кг рыбьего жира, в результате чего получились масло, горючие газы и вода, а также жир и разные кислоты. Масла было получено 299 кг (61%) уд. веса 0,8105, состоящего на 9/10 из углеводородов коричневого цвета с сильной зеленой флуоресценцией. После очистки серной кислотой и последующей нейтрализации масло было подвергнуто дробной разгонке. В его низших фракциях оказались главным образом предельные. углеводороды — от пентана до нонана включительно. Из фракций, кипящих выше 300° С, был выделен парафин с температурой плавления в 49—51° С. Кроме того, были получены смазочные масла, в состав которых входили олефины, нафтены и ароматические углеводороды, но в весьма небольших количествах. Продукт перегонки жиров под давлением по своему составу отличался от природных нефтей. К. Энглер дал ему название про- топеТролеум . Образование углистого остатка при этом не происходило, чему К. Энглер придавал особое значение, поскольку при перегонке растительных остатков (углей, торфа, древесины) в перегонном аппарате всегда образуется углистая масса. А так как в нефтяных месторождениях не наблюдается более или менее значительных скоплений угля, К. Энглер сделал вывод, что только животные жиры, без остатка превращающиеся в прото-петролиум, могли быть материнским веществом для нефти. Несколько позднее К. Энглер получил углеводороды из масел репейного, оливкового и коровьего и пчелиного воска [ ]. Штадлер получил аналогичные продукты при перегонке льняного семени. [c.311]

    Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами углеводородного и водного компонентов системы, их составом, количественным соотношением, наличием растворенных газов (сероводорода, углекислого газа, кислорода), в значительной степени зависит от условий разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, типа скважины, способа добычи, температуры, давления, скорости движения среды и др. Совокупность всех факторов оказы вает различное влия1ние на интенсивность коррозии. При прочих равных условиях решающее. влияние на коррозионную агрессивность среды оказывает сероводород. Поэтому принято классифицировать нефтяные и газовые скважины на содержащие и не содержащие сероводород. [c.11]

    Критическая температура метана, как видно из табл. 22, равна — 95,5 С, и, следовательно, метан в недрах может присутствовать только в газовой фазе. Одпаг о частично метан может растворяться в нефти, что, впрочем, едва ли может значительно изменить состав газа. Критичес15ая температура этана уже -1-35 , а давление при критической температуре 46,8 атм. Так кахс многие нефтяные месторождения характеризуются температурами порядка 30—40°, очевидно, что этап, и тем более его гомологи, могут находиться в нефти в виде растворов, из которых этан должен выделяться при понижении давления. Эти отношения хорошо иллюстрируются составом газа, выделяющегося из нефти в различные периоды эксплуатации. Вначале, когда давление высоко, газ практически состоит из метана, но по мере [c.72]

    Измерению реологических свойств пены на нефтяных месторождениях стали уделять внимание в саязи с ее использованием для повышения нефтеотдачи пласта. В начале 60-х годов вязкость пены была измерена в усовершенствованном вискозиметре Фэнна. Позднее измерения этого параметра стали проводить в трубках малого диаметра. Установлено, что главным фактором, влияющим на поведение движущейся пены, является качество пены, определяемое соотношением объемов газа и пены (или объемная доля газа) при заданных температуре и давлении. При повышении этого соотношения с 0,85 до 0,96 (предел устойчивости пены) эффективная вязкость пены быстро возрастает. В предположении, что пена ведет себя как бинга-92 [c.92]

    Залежь тяжелого углеводородного газа на месторождении находится в глубокопогруженных нижнеюрских отложениях в 1Штервале глубин 3300—3400 м, она характеризуется высокими пластовыми давлениями 330— 350 кгс/см2 и высокими температурами 130—135° С. На месторождении установлено наличие нефтяной оторочки. [c.167]

    С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на себеро-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет иа установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от НгЗ по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо- [c.39]

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

    Физические свойства пластовых нефтей сильно от тичаются от свойств поверхностных, дегаз1фованных нефтей, тго обуславливается шшянием температур, давления и растворённого газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с условием нахождения их в пласте, учитывают при подсчёте запасов нефти и газа, при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. [c.11]

    Большинство месторождений битумосодержащих пород Коми АССР расположены вдоль северо-восточного склона Ти-манского поднятия на его границе с Печорской низменностью (р. Ижма). Ярегское мальто-нефтяное месторождение находится южнее г. Ухты. Пласт песчаника, насыщенный органическими веществами, залегает на глубине 120—200 м. Пористость песчаников составляет в среднем около 24%, проницаемость— около 3 Д., Углеводороды месторождения уникальны по своим свойствам. Они залегают в условиях низких давлений и температур, имеют высокую вязкость, изменяющуюся от 500 до 22534 сП, почти не содержат растворенного газа. Плотность колеблется от 0,936 до 1,0 г/см и выше содержание парафинов 0,2—0,7, серы 1,0—1,4, асфальтенов 1,6—36,1, смол сернокислотных 32—46%. Широко распространены твердые и вязкие битумы (асфальты, асфальтиты, мальты), представленные в виде цемента в песчаниках или заполняющие каверны в карбонатных породах (табл. 2.6). [c.116]

    Несколько лучше изучены теплоемкости газов (в основном неорганических и неуглеводородного типа). Но нужно учесть, что теплоемкость попутных нефтяных газов в широком диапазоне температур и давления, какой наблюдается в процессе промышленной разработки месторождений, осталась мало изученной. Однако положение несколько направляется тем, что в работе [47] впервые на основе исследований [93, 94] приводятся значениятеплоемкостей для естественного (сухого, метанового) нефтяного газа, отобранного из фонтанирующей скважины месторождения Домингуец в Лос-Анжелосе (США Калифорния), в довольно широком диапазоне изменения величин tup. [c.39]

    В 1914 г. началась первая мировая война. Германия оказалась отрезанной от природных нефтяных источников. И вот немецкие ученые Ф. Фишер и Г. Тропш разработали промышленный способ получения синтетической нефти. Сырьем для водяного газа служили бурые угли. Синтез осуществляли при нормальном давлении и температуре 180—200 "С в присутствии окисных железоцинковых катализаторов. Такую нефть Германия производила и после окончания войны. Но добыча природной нефти росла, цены на нее снижались, и производство синтетической нефти стало невыгодным. И все же запасы нефтяных месторождений не безграничны. По подсчетам ученых они могут истощиться через несколько десятилетий. Вот тогда опять будет поставлен на повестку дня вопрос об экономической оправданности методов получения синтетической нефти (в том числе и метода Фишера — Тропша). Но откуда можно взять громадное количество оксида углерода (И) Из углекислого газа атмосферы, которого вполне достаточно. [c.126]

    Количество газа, приходящееся на 1 т нефти, называется газовым фактором. Различают пластовый и рабочий газовые факторы. Пластовый газовый факгор (или газосодержание пластовой нефти) — это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (293 К и 0,101 МПа) и отнесенное к 1 т нефти, разгазированной при однократном снижении давления от пластового до 0,101 МПа. Рабочий газовый фактор — это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям и отнесенное к 1 т добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации (разгази-рования нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах), принятым для данного месторождения. [c.58]

    Особенно сложно решать проблемы заканчивания нефтяных и газовых скважин в условиях глубокого залегания горизонтов порово-трещинного характера, при наличии АВПД и высоких пластовых температур. За последнее время появились ряд месторождений углеводородного сырья (Астраханское газоконденсатное, Оренбургское и др.), разработка которых осложняется содержанием в пластовом флюиде больших количеств кислых газов (сероводород, углекислый газ). В этом случае технологические жидкости в процессе заканчивания должны иметь в своем составе специальные реагенты, нейтрализующие и связывающие сероводород, ингибиторы коррозии и обладать повышенной агрегативной устойчивостью к комплексному воздействию высоких температур, давлений и содержания кислых газов. [c.112]

    Одна из этих теорий (Энглера—Гефера) гласит, что нефть и газ образовались вследствие скопления и последующего разложения животных организмов в условиях повышенных температур и давлений без доступа воздуха. Но из-за того что возможность скопления в одном месте громадного количества трупов животных организмов, достаточного для образования мощных нефтяных месторождений, маловероятна, теория происхождения нефти из животных организмов также имеет мало сторонников. [c.22]

    В отличие от СПГ, которому нужно еше только найти свою нишу на рынке потребляемых моторных топлив (по крайней мере в Российской Федерации) для транспортньгх двигателей, довольно широкое ирименение нашли сжиженные про-пан-бутановые фракции (сжиженный нефтяной газ), получаемые, главным образом, при переработке нефтяного (попутного) газа, а также из природных газов газоконденсатных месторождений, содержащих тяжелые углеводороды. Кроме пропана и бутана в состав этих топлив в небольшом количестве входят этан, этилен, пропилен, бутилен, изобутилен и изобутан. По сравнению с сжиженными природными газами (метаном) пропан-бутановые фракпии, имеющие относительно высокие критическую температуру и температуру кипения, ожижаются при нормальной температуре и сравнительно невысоком давлении (около 1,5 МПа). Применяются топлива СПБТЗ (смесь пропана и бутана технических зимняя), предназначенное для зимней эксплуатации, и СПБТЛ (смесь пропана и бутана технических летняя) - для летней эксплуатации. Используется также бутан технический (БТ). Некоторые физико-химические свойства этих топлив, нормированные ГОСТ 20448-80 и ГОСТ 27578-87, приведены в табл. 6.22 [6.4, 6.33]. [c.247]

    В газах нефтяных, нефтегазовых и чисто газовых месторождений всегда имеется некоторое количество воды. Вода в газах является чрезвычайно вредной примесью при изменениях состояния конденсируется и создает водяные пробки при соответствующих условиях (температуре и давлении) в присутствии углеводородного газа может перейти в гидратообразную форму снижает удельную теплоту сгорания газа. [c.79]

    Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением температуры после штуцеров. Другае считали, что конденсатные месторождения в сущности представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого сорта легкой нефти ( белой , цвета воды). При фонтанировании бурный поток газа уносит с собой частички нефти в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особенно не задумывались. При эксплуатации подобных месторождений в отдельных случаях приходилось сталкиваться и с другими непонятными явлениями - увеличением содержания бензина в газе при высоких давлениях и уменьшением при снижении давления, что легко объяснимо с точки зрения ретроградной конденсации. Столь же ненормальным показалось обогащение газовой фазы более тяжелыми углеводородами при высоких давлениях обнаруженное в 1932 г. в районе Big Lake Field (Техас) при опытах с жидкими углеводородами. Подобного рода явления, с одной стороны, и правительственные мероприятия, направленные против выпуска газа в атмосферу и лишавшие предпринимателей добычи дистиллята , с другой, побудили промышленников и исследовательские организации заняться изучением поведения газовых смесей в условиях пласта. [c.98]

    Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах. Нефти многих нефтяных месторождений ларафинистые. В нормальных условиях парафины — твердые кристаллические вещества, в пластах же они чаще всего растворены в нефти. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Послед-яие могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься восходящим потоком нефти на поверхность. Однако они могут также откладываться по пути движения в подъемных трубах, выкидных трубопроводах, трапах, приемных резервуарах. Выпадению парафина из нефти способствует значительное понижение температуры вследствие расширения сопровождающего нефть газа с понижением давления или вследствие низкой температуры окружающей среды. Чем выше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения нефти. [c.159]

    В табл. 65 приведен материал по количественному содержанию конденсата в газах наиболее важных районов Средней Азии. Сверху Вниз по разрезу в соответствии с увеличением давления и в значительно меньшей степени температуры количество выделившихся жидких углеводородов возрастает. Это хорошо заметно на месторождениях Газлинского, Каганского, Мубарекского, Зеагли-Дарвазинского районов и всей Западно-Туркменской области. Высокий выход конденсата в геосинклинальной области по сравнению с платформенной, видимо, связан не только с увеличением давления, но и с условиями формирования залежей и преобладанием нефтяных месторождений. Например, на месторождении Фараб давление несколько выше, чем на Кизыл-Куме, а выход конденсата меньше (см. табл. 65). [c.230]

    Несмотря на целесообразность широкого использования экспериментальных методов, потребности в данных по теплоемкостям значительно больше, чем возможности их определения опытным путем для целей разработки нефтяных и газовых месторождений. Аргументацией к этому может служить следующее. Известно, что существующие экспериментальные установки (калориметры различных модификаций и типов) предназначены для изучения температурной зависимости изобарной теплоемкости, при котором давление в системе должно быть равно атмосферному и не превышать 6—8 кГ см [31, 61, 62, 68, 87]. В связи с этим нефть и нефтегазовые смеси с различным весовым содержанием газа в фильтрующемся потоке, находящиеся в пласте под давлением 400—600 кГ1см и при температуре 35—150°С, не могут быть исследованы в су- [c.42]

    Таково влияние на характер нефтей динамометаморфизма . Теоретически говоря, более древние нефти подверглись и большему его влиянию. В общем, это подтверждается примером нефтей Соединенных Штатов, где палеозойские нефти, вообще говоря, легче мезозойских, мезозойские же — легче третичных. Но из этого правила много исключений, объясняемых особенностями исходного материала и геологической обстановкой того или иного месторождения. Из заводской практики нам хорошо известно, что если нефть будет перегрета, то начинается распадение ее тяжелых молекул на более легкие (на этом основан крекинг нефти). Если применить очень высокую температуру, то мы можем всю нефть превратить в газ, в составе которого главную роль будет играть метан. Вероятно, п в природе, если нефтяные залежи попадали в условия чрезвычайно высокого давления или очень больших температур, начиналось разложение нефти, которое заканчивалось разрушением углеводородов с выделением водорода и углерода. Это — крайняя степень метаморфизма органического вещества. Так, вероятно, образовался графпт — один пз крайних членов ряда битумов, а водород вследствие его малого атомного веса и крайней подвижности, вероятно, улетучился из литосферы в-атмосферу. [c.348]

chem21.info

Тепло Земли | Наука и жизнь

В нашей стране, богатой углеводородами, геотермальная энергия — некий экзотический ресурс, который при сегодняшнем положении дел вряд ли составит конкуренцию нефти и газу. Тем не менее этот альтернативный вид энергии может использоваться практически всюду и довольно эффективно.

Фото Игоря Константинова.

Изменение температуры грунта с глубиной.

Рост температуры термальных вод и вмещающих их сухих пород с глубиной.

Изменение температуры с глубиной в разных регионах.

Извержение исландского вулкана Эйяфьятлайокудль —иллюстрация бурных вулканических процессов, протекающих в активных тектонических и вулканических зонах с мощным тепловым потоком из земных недр.

Установленные мощности геотермальных электростанций по странам мира, МВт.

Распределение геотермальных ресурсов по территории России. Запасы геотермальной энергии, по оценкам экспертов, в несколько раз превышают запасы энергии органического ископаемого топлива. По данным ассоциации «Геотермальное энергетическое общество».

Геотермальная энергия — это тепло земных недр. Вырабатывается оно в глубинах и поступает к поверхности Земли в разных формах и с различной интенсивностью.

Температура верхних слоёв грунта зависит в основном от внешних (экзогенных) факторов — солнечного освещения и температуры воздуха. Летом и днём грунт до определённых глубин прогревается, а зимой и ночью охлаждается вслед за изменением температуры воздуха и с некоторым запаздыванием, нарастающим с глубиной. Влияние суточных колебаний температуры воздуха заканчивается на глубинах от единиц до нескольких десятков сантиметров. Сезонные колебания захватывают более глубокие пласты грунта — до десятков метров.

На некоторой глубине — от десятков до сотен метров — температура грунта держится постоянной, равной среднегодовой температуре воздуха у поверхности Земли. В этом легко убедиться, спустившись в достаточно глубокую пещеру.

Когда среднегодовая температура воздуха в данной местности ниже нуля, это проявляется как вечная (точнее, многолетняя) мерзлота. В Восточной Сибири мощность, то есть толщина, круглогодично мёрзлых грунтов достигает местами 200—300 м.

С некоторой глубины (своей для каждой точки на карте) действие Солнца и атмосферы ослабевает настолько, что на первое место выходят эндогенные (внутренние) факторы и происходит разогрев земных недр изнутри, так что температура с глубиной начинает расти.

Разогрев глубинных слоёв Земли связывают, главным образом, с распадом находящихся там радиоактивных элементов, хотя называют и другие источники тепла, например физико-химические, тектонические процессы в глубоких слоях земной коры и мантии. Но чем бы это ни было обусловлено, температура горных пород и связанных с ними жидких и газообразных субстанций с глубиной растёт. С этим явлением сталкиваются горняки — в глубоких шахтах всегда жарко. На глубине 1 км тридцатиградусная жара — нормальное явление, а глубже температура ещё выше.

Тепловой поток земных недр, достигающий поверхности Земли, невелик — в среднем его мощность составляет 0,03—0,05 Вт/м2,или примерно 350 Вт·ч/м2 в год. На фоне теплового потока от Солнца и нагретого им воздуха это незаметная величина: Солнце даёт каждому квадратному метру земной поверхности около 4000 кВт·ч ежегодно, то есть в 10 000 раз больше (разумеется, это в среднем, при огромном разбросе между полярными и экваториальными широтами и в зависимости от других климатических и погодных факторов).

Незначительность теплового потока из недр к поверхности на большей части планеты связана с низкой теплопроводностью горных пород и особенностями геологического строения. Но есть исключения — места, где тепловой поток велик. Это, прежде всего, зоны тектонических разломов, повышенной сейсмической активности и вулканизма, где энергия земных недр находит выход. Для таких зон характерны термические аномалии литосферы, здесь тепловой поток, достигающий поверхности Земли, может быть в разы и даже на порядки мощнее «обычного». Огромное количество тепла на поверхность в этих зонах выносят извержения вулканов и горячие источники воды.

Именно такие районы наиболее благоприятны для развития геотермальной энергетики. На территории России это, прежде всего, Камчатка, Курильские острова и Кавказ.

В то же время развитие геотермальной энергетики возможно практически везде, поскольку рост температуры с глубиной — явление повсеместное, и задача заключается в «добыче» тепла из недр, подобно тому, как оттуда добывается минеральное сырьё.

В среднем температура с глубиной растёт на 2,5—3оС на каждые 100 м. Отношение разности температур между двумя точками, лежащими на разной глубине, к разности глубин между ними называют геотермическим градиентом.

Обратная величина — геотермическая ступень, или интервал глубин, на котором температура повышается на 1оС.

Чем выше градиент и соответственно ниже ступень, тем ближе тепло глубин Земли подходит к поверхности и тем более перспективен данный район для развития геотермальной энергетики.

В разных районах, в зависимости от геологического строения и других региональных и местных условий, скорость роста температуры с глубиной может резко различаться. В масштабах Земли колебания величин геотермических градиентов и ступеней достигают 25 крат. Например, в штате Орегон (США) градиент составляет 150оС на 1 км, а в Южной Африке — 6оС на 1 км.

Вопрос, какова температура на больших глубинах — 5, 10 км и более? При сохранении тенденции температура на глубине 10 км должна составлять в среднем примерно 250—300оС. Это более или менее подтверждается прямыми наблюдениями в сверхглубоких скважинах, хотя картина существенно сложнее линейного повышения температуры.

Например, в Кольской сверхглубокой скважине, пробурённой в Балтийском кристаллическом щите, температура до глубины 3 км меняется со скоростью 10оС/1 км, а далее геотермический градиент становится в 2—2,5 раза больше. На глубине 7 км зафиксирована уже температура 120оС, на 10 км — 180oС, а на 12 км — 220oС.

Другой пример — скважина, заложенная в Северном Прикаспии, где на глубине 500 м зарегистрирована температура 42oС, на 1,5 км — 70oС, на 2 км — 80oС, на 3 км — 108oС.

Предполагается, что геотермический градиент уменьшается начиная с глубины 20—30 км: на глубине 100 км предположительные температуры около 1300—1500oС, на глубине 400 км — 1600oС, в ядре Земли (глубины более 6000 км) — 4000—5000oС.

На глубинах до 10—12 км температуру измеряют через пробурённые скважины; там же, где их нет, её определяют по косвенным признакам так же, как и на бóльших глубинах. Такими косвенными признаками могут быть характер прохождения сей-смических волн или температура изливающейся лавы.

Впрочем, для целей геотермальной энергетики данные о температурах на глубинах более 10 км пока не представляют практического интереса.

На глубинах в несколько километров много тепла, но как его поднять? Иногда эту задачу решает за нас сама природа с помощью естественного теплоносителя — нагретых термальных вод, выходящих на поверхность или же залегающих на доступной для нас глубине. В ряде случаев вода в глубинах разогрета до состояния пара.

Строгого определения понятия «термальные воды» нет. Как правило, под ними подразумевают горячие подземные воды в жидком состоянии или в виде пара, в том числе выходящие на поверхность Земли с температурой выше 20оС, то есть, как правило, более высокой, чем температура воздуха.

Тепло подземных вод, пара, пароводяных смесей — это гидротермальная энергия. Соответственно энергетика, основанная на её использовании, называется гидротермальной.

Сложнее обстоит дело с добычей тепла непосредственно сухих горных пород — петротермальной энергии, тем более что достаточно высокие температуры, как правило, начинаются с глубин в несколько километров.

На территории России потенциал петротермальной энергии в сто раз выше, чем у гидротермальной, — соответственно 3500 и 35 трлн тонн условного топлива. Это вполне естественно — тепло глубин Земли имеется везде, а термальные воды обнаруживаются локально. Однако из-за очевидных технических трудностей для получения тепла и электроэнергии в настоящее время используются большей частью термальные воды.

Воды температурой от 20—30 до 100оС пригодны для отопления, температурой от 150оС и выше — и для выработки электроэнергии на геотермальных электростанциях.

В целом же геотермальные ресурсы на территории России в пересчёте на тонны условного топлива или любую другую единицу измерения энергии примерно в 10 раз выше запасов органического топлива.

Теоретически только за счёт геотермальной энергии можно было бы полностью удовлетворить энергетические потребности страны. Практически же на данный момент на большей части её территории это неосуществимо по технико-экономическим соображениям.

В мире использование геотермальной энергии ассоциируется чаще всего с Исландией — страной, расположенной на северном окончании Срединно-Атлантического хребта, в исключительно активной тектонической и вулканической зоне. Наверное, все помнят мощное извержение вулкана Эйяфьятлайокудль (Eyjafjallajökull) в 2010 году.

Именно благодаря такой геологической специфике Исландия обладает огромными запасами геотермальной энергии, в том числе горячих источников, выходящих на поверхность Земли и даже фонтанирующих в виде гейзеров.

В Исландии в настоящее время более 60% всей потребляемой энергии берут из Земли. В том числе за счёт геотермальных источников обеспечивается 90% отопления и 30% выработки электроэнергии. Добавим, что остальная часть электроэнергии в стране производится на ГЭС, то есть также с использованием возобновляемого источника энергии, благодаря чему Исландия выглядит неким мировым экологическим эталоном.

«Приручение» геотермальной энергии в XX веке заметно помогло Исландии в экономическом отношении. До середины прошлого столетия она была очень бедной страной, сейчас занимает первое место в мире по установленной мощности и производству геотермальной энергии на душу населения и находится в первой десятке по абсолютной величине установленной мощности геотермальных электростанций. Однако её население составляет всего 300 тысяч человек, что упрощает задачу перехода на экологически чистые источники энергии: потребности в ней в целом невелики.

Помимо Исландии высокая доля геотермальной энергетики в общем балансе производства электроэнергии обеспечивается в Новой Зеландии и островных государствах Юго-Восточной Азии (Филиппины и Индонезия), странах Центральной Америки и Восточной Африки, территория которых также характеризуется высокой сейсмической и вулканической активностью. Для этих стран при их нынешнем уровне развития и потребностях геотермальная энергетика вносит весомый вклад в социально-экономическое развитие.

(Окончание следует.)

www.nkj.ru