О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФЭА / Прикладная химия / Температура и давление газов в нефтяных месторождениях

(автор - student, добавлено - 13-02-2014, 12:20)

Температура и давление газов в нефтяных месторождениях

Известно, что при погружении в глубину горных пород тем­пература возрастает примерно на 1° на каждые 30м. Эта величина, соответствующая повышению температуры на 1°, называется геотермическим градиентом. Она не остается постоянной в раз­личных районах и при различии в составе пород. Кроме того, градиент увеличивается с абсолютной глубиной, т. е. на боль­ших глубинах на 1° повышения температуры приходится больше 30 м. Для нефтяных месторождений градиент колеблется в ши­роких пределах — от 10 до 35 м. Для нефтяного месторождения с градиентом в среднем в 20 м, при температуре поверхностных слоев в 10°, на глубине 500 м наблюдается температура около 35°. Еще глубже, по расчету, температура составляет: при 1000 м 60°, на глубине в 2000 м уже около 110° и на глубине в 10 000 м при­мерно около 500°. Фактические наблюдения показывают, что наблюдаемые температуры ниже вычисленных, но все же на боль­ших глубинах зарегистрированы температуры до 200° и может быть даже выше. С некоторым приближением можно считать, что величина градиента связана с глубиной не линейной, а пока­зательной зависимостью. Местные условия, например наличие восходящих горячих подземных вод, могут создать температуры выше расчетных на тех или иных глубинах. В некоторых случаях градиент падает до низких величин, что некоторыми авторами объясняется притоком тепла за счет химических реакций в нефти, находящейся в недрах. Подобные же наблюдения делались и в ка­менноугольных месторождениях. Важно установить наличие в нефтяных месторождениях таких температур, которые доста­точны для довольно глубокого превращения нефти, особенно учитывая то, что современная глубина залегания нефти могла быть значительно больше в то время, когда собственно нефтяные горизонты были более удалены от поверхности в силу тектони­ческих причин или до последующего разрушения поверхностных слоев путем их размыва.

Давление газов в нефтяных месторождениях колеблется в ши­роких пределах от нескольких атмосфер до 120 и больше.[1] Давле­ние зависит от глубины нефтяного месторождения и в среднем соответствует гидростатическому, т. е. такому давлению, которое вызывается давлением столба воды на данной глубине (примерно 1   атм на 10 м столба воды; для соленой воды с большей плот­ностью примерно 9 м). Однако есть и такие буровые скважины, вскрывшие нефтяной горизонт, в которых это давление выше гидростатического, и в этих случаях есть основания говорить о  повышении давления за счет образования газа или за счет сжимания газовых масс в недрах в силу тектонических причин. Давление, соответствующее гидростатическому, не может заста­вить нефть изливаться из скважины в виде фонтанов, и если все-таки фонтаны явление обычное, то объяснение этому усма­тривается в том, что в скважине, выбрасывающей нефть, имеются не только нефть, но и газы, вследствие чего вес столба этой газо­нефтяной смеси может оказаться ниже веса столба воды. Высокое давление газов в нефтяных месторождениях приводит к тому, что часть газа, особенно гомологи метана, переходят в раствор в нефть, из которой газы выделяются при снижении давления во время эксплуатации месторождения. Чем ниже давление, тем выше удельный вес газа, потому что в первую очередь из нефти выделяются газовые компоненты, обладающие наибольшей упру­гостью пара, т. е. сперва метан, затем этан, пропан и т. д. В конце эксплуатации из нефти выделяется газ, содержащий заметные количества жидких углеводородов, так называемый газовый бензин.

Таким образом, плотность попутного газа в значительной степени определяется давлением в залежи и повышается по мере эксплуатации. Взаимоотношение газа и нефти можно было бы установить только в том случае, если бы известно было количе­ство газа в месторождении до разбуривания и состав его через определенные промежутки продолжительности жизни нефтяной скважины. Однако эту задачу практически решить невозможно. Можно лишь в самых общих чертах отметить, что величина газо­вого фактора, т. е. количество куб. метров газа, приходящееся на одну тонну добытой нефти, колеблется для различных место­рождений в очень широком диапазоне. Как правило, газовый фактор выше в месторождениях, заключающих сильно превра­щенную метанизированную нефть (Северный Кавказ, запад­ная часть УССР и др.), тогда как в месторождениях, заключающих мало превращенную нафтеновую нефть, газовый фактор падает до низких величин. Обычно газовый фактор велик в на­чале эксплуатации и более или менее быстро снижается по мере извлечения нефти из залежи.

Во многих случаях газовый фактор не отвечает равновесию газ — жидкая нефть, что говорит о большой подвижности газовой фазы в земных недрах. На путях миграции газ обычно опере­жает нефть и склонен скапливаться в верхних частях изогнутых пластов, оттесняя нефть в краевые зоны природных лову­шек.



[1]   Если принять, что одной атмосфере в среднем соответствует столб воды в 10 м, то на глубине, например в 4000 м, давление столба воды должно составлять около 400 атм. Подобные высокие давления действительно наблюдаются в современных глубоких скважинах.

 


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ
Copyright 2018. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!