Методы определения типа воды

Ввод метанола в газопровод

Локальный подогрев корпуса регуляторов осуществляют путем обматывания его электрическим ленточным обогревателем

Методы борьбы с ними-повышение температуры перекачиваемого продукта, введение ингибиторов-веществ растворяющих гидраты, понижение давления перекачиваемого продукта.

 

 

10 Состав и классификации нефтей (по плотности, вязкости, и др.).

Пластовая нефть – многокомпонентная жидкая смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, представляющая темную маслянистую жидкость с растворенными в ней твердыми веществами и газами.

Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового ряда, алканы общего состава С_nН_2n+2, циклоалканы С_nН_2n и ароматические С_nН_2n-6.

Таблица 5.1 – Классификация по плотности

Нефть	Плотность при 0,1013 МПа и 20°С, кг/м3
Особо легкая (0)	< 830
Легкая (1)	830-850
Средняя (2)	850-870
Тяжелая (3)	870-895
Битумиозная (4)	>895

Также выделяют классификацию нефти по сод. серы, парафинов, смол.

Таблица 5.2 – Классификация по содержанию серы, смол, парафинов,%

по содержанию серы	по содержанию смол	по содержанию парафина
малосернистые	<0,6	малосмолистые	<18	малопарафинистые	<1,5
сернистые	0,61-1,8	смолистые	18-35	парафинистые	1,5-6
высокосернистые	1,8-3,5	высокосмолистые	>35	высокопарафинистые	>6
особо высокосернистая	>3,5

Сера присутствует в свободном состоянии и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ.

11 Физические свойства нефти: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент, усадка, теплоемкость нефти, диэлектрические свойства нефти.

Из лекции

12 Растворимость газов в нефти и воде. Давление насыщения нефти газом.

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др. При небольших давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри – количество газаV_г, растворенного при данной температуре в объеме V_ж жидкости, пропорционально давлению р газа над поверхностью:

где α – коэффициент растворимости газа [м²/Н],

Коэффициент растворимости учитывает количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при увеличении давления на единицу.

Коэффициент растворимости реальных газов зависит от рода жидкости и газа, давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости.

С увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)∙10^-5 м³/(м³∙Па).

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.

Если Рпл>Рнас, то залеж находится в жидком состоянии;

Если Рпл<Рнас, то залеж находится в двухфазном состоянии.

Плотность определяется ареометром, вязкость-вискозиметром.

 

13Структурно-механические и реологические свойства аномальновязких нефтей.

Из лекции

14 Фотоколориметрия нефти. Приборы для фотоколометрии нефти.

Из лекции

15 Температура насыщения нефти парафином.

Из лекции

 

16 Асфальто-смолистые и парафиновые отложения. Методы борьбы и предупреждения АСПО.

АСПО представляют сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 мас.%), асфальтосмолистых веществ (20-40 мас.%), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины в АСПО – углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀, устойчивы к воздействию химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины углеводороды от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈ – церезины характеризуются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Асфальтосмолистые вещества (АСВ) – сложные смеси, в состав которых входят атомы углерода, водорода, кислорода, серы, железа, магния, ванадия, никеля и других веществ.

Смолы – аморфные вещества от красноватого до темно-коричневого цвета, их химическое строение подобно строению асфальтенов. Смолы являются цементирующим звеном при отложениях парафинов. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08. Содержание серы и азота колеблется от 3 до 12%.

Асфальтены являются сложными высокомолекулярными гетероорганическими соединениями нефти. Это блестящие хрупкие неплавкие твердые порошкообразные вещества черно-коричневого цвета, относительной плотностью более 1. В асфальтенах содержится в % около 80-86 углерода, 7-9 водорода, до 9 серы, 1-9 кислорода и до 1,5 азота.

К факторам, влияющим на образование парафиновых отложений, относятся: температура, давление, содержание механических примесей, сернистых соединений, асфальтосмолистых веществ, присутствие воды, пузырьков газа, физико-химический состав углеводородной смеси, гидродинамическая характеристика потока, состав твердых углеводородов и др.

 

17 Классификация вод, выносимых из скважины: пластовая, техногенная, конденсационная, связанная.

· а) конденсатные воды, представляющие обычные краевые воды, увлеченные в скважины газом или захваченные таким путем пары воды из газонасыщенной части пласта, конденсирующиеся в осушителях;

· б) конденсационные воды, сконденсировавшиеся в пласте при формировании залежей, причем состав вод, так же как и паров из залежей может значительно отличаться от состава обычных краевых и подошвенных вод.

Связанная вода — это вода, удерживаемая на поверхности твердых частиц силами электрического заряда.

Формы залегания воды в породах. В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 7.1).

Рисунок 7.1 – Воды в породах (по А. А. Карцеву):
1 – минеральные частицы пород: 2 –минералы с включениями воды; вода:

3 – адсорбированная; 4 – липосорбированная; 5 – капиллярная

6 –стыковая (пендулярная): 7 – сорбционно-замкнутая:

8 – свободная гравитационная; 9 –парообразование в свободной воде

В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя.

Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу.

Слой адсорбированной воды покрывается слоем сорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая вода, которая отделяется от основной массы капельно-жидкую воду.

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

К чуждым или посторонним относят воды в соответствии с представленной схемой

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

18 Состав и классификация пластовых вод. Методы определения типа воды. Виды остаточной воды.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Методы определения типа воды

Для определения типа вод, выделения и оценки их полезных и вредных свойств проводят химический анализ, при этом в зависимости от задач исследования полнота и характер анализа могут быть различными. Прежде всего, следует отметить общий анализ и специальные анализы.

Общий анализ проводят с целью определения общей характеристики воды, достаточной для суждения о ее ионно-солевом составе и для классификации. Результаты общего анализа могут быть использованы весьма широко.

В настоящее время обязательным считается определение шести главных ионов: Cl ^–; SO₄^{2 –}; HCO₃ ^–; Na⁺; Са²⁺; Mg²⁺ (Na⁺ определяют по разности). Анализ, включающий определение указанных шести главных ионов (часто к ним добавляются еще ионы CO₃^{2 –}; Fe²⁺; Fe³⁺), плотности и рН воды, называют стандартным, или шестикомпонентным. Определение газового состава в общий анализ пока не входит.

Специальные анализы достаточно разнообразны. При исследованиях подземных вод с нефтегазопоисковыми и нефтегазопромысловыми целями к стандартному набору определений обычно добавляются определения ионов J ^–; B ^–, органических веществ, NH₄⁺, часто также В₂O₃^{2 –},HS ^–, иногда еще Ва²⁺, Sr²⁺, полуторных окислов и некоторых других веществ. Также специальные технические анализы производят с целью оценки пригодности воды для закачки в нефтеносные пласты и для питания паровых котлов, для оценки «агрессивных» и коррозионных свойств вод и т. п. Анализ вод можно выполнять в стационарных лабораториях или при помощи портативных полевых гидрохимических лабораторий.

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95-98%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

 

20 Газо-, водо-, нефтенасыщенность и методы ее определения.

В процессе разработки месторождений в зависимости от режима разработки, применяемой технологии или методов воздействия нефть или газ вытесняются к добывающим скважинам. В результате в поровом пространстве соотношение воды, нефти и газа изменяется, при этом выделяется остаточная нефтенасыщенность, характеризующая эффективность используемого процесса извлечения нефти.

При количественной оценке соотношения воды, нефти, газа в горных породах пользуются различными коэффициентами: коэффициентом водонасыщенности, коэффициентами нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности определяется как отношение объема воды к объему открытых пустот матрицы, т. е. содержание воды в единице объема открытых пустот, а коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности характеризуют содержание нефти или газа в единице объема открытых пустот соответственно.

Определение нефтегазоводонасыщенности пород-коллекторов реальных месторождений на любой стадии разработки осуществляется самыми различными способами: геофизическими, физико-химическими, с применением закачки индикаторов и др. Однако все методы требуют эталонирования путем прямых определений нефтегазоводонасыщенности по керну, отобранному в специальных оценочных скважинах.

Наиболее распространенный и достаточно точный способ определения остаточной водонефтенасыщенности кернов основан на определении потери массы исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С, а также на определении объема отогнанной из керна или из смежного образца воды при кипячении его в растворителе с температурой кипения до 110°С. При этом методе экстрагирование образцов проводят в аппарате Сокслета, а определение объема воды – в аппарате Дина и Старка

Существует способ определения остаточной водонефтенасыщенности, основанный на поглощении воды, выходящей из образца при его нагревании, и на последующем отгоне из него нефти путем повышения температуры до 500°С.

При определении насыщенности наиболее широко используется в экспериментах по совместной фильтрации метод материального баланса.

 

 

Для определения водонасыщенности пористой среды широко применяются электрические методы, использующие зависимость измеряемых электрических величин от содержания водной фазы в поровом пространстве, поскольку скелет породы-коллектора, нефть; и газ являются диэлектриками.

Диэлектрический метод основан на различии диэлектрических свойств воды, с одной стороны, и породы, нефти и газа, с другой.

К электрическим методам также относится метод СВЧ, основанный на поглощении водой энергии высокочастотного электромагнитного излучения.

Большое распространение получили радиометрические методы, в частности, метод радиоактивных индикаторов и метод, основанный на абсорбции рентгеновского и γ-излучения.

На поглощении рентгеновского излучения и γ-излучения основывается метод компьютерной томографии. Суть метода заключается в просвечивании образца под разными углами по специальной программе, обработке сигналов от приемника излучения па ЭВМ и построении томограммы – графического отображения участков пористой среды, обладающих различной поглощающей способностью. Метод компьютерной томографии дает достоверные и информативные результаты, однако требуются специальные меры защиты, как и для других радиоактивных методов. При этом для реализации данного метода требуются дорогостоящее на сегодняшний день оборудование и специально обученный персонал.