Термобарические условия природных

Современное состояние и перспективы дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности характеризуются переходом на интенсивные методы разработки месторождений, сушественным усложнением горно-геологических и термобарических условий их эксплуатации. В связи с этим применяются новые методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на дальнейшем совершенствовании методов гидродинамического воздействия на пласты, более широким применением термических, физико-химических и газовых методов воздействия на природные резервуары и насыщающие их флюиды. [c.7]

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА [c.71]

Большинство газов и газовых смесей при давлениях и температурах, незначительно отклоняющихся от нормальных, ведут себя как идеальные. Однако при больших отклонениях давления и температуры от нормальных газы и газовые смеси не подчиняются уравнениям (5.125) и (5.135). В качестве примера можно привести природный газ, который представляет собой многокомпонентную систему, состоящую из углеводородных и неуглеводородных компонентов. В пластовых условиях давления составляют десятки мегапаскаль, а температура — сотни градусов Цельсия. При этих условиях природный газ, как правило, находится в газообразном состоянии. В процессе добычи, подготовки, переработки и транспортировки газа давление может изменяться от пластового давления до атмосферного и ниже, а температура — от пластовой температуры до низких температур, вплоть до криогенных. Изменение термобарических условий приводит к изменению фазового состояния смеси от однофазного в пласте до двухфазного (жидкость — пар). Для построения математической модели движения углеводородной смеси от пласта до поверхности, а затем по элементам технологических установок подготовки, переработки и транспорта необходимо уметь описывать фазовое состояние системы в условиях термодинамиче- [c.76]

Добываемое углеводородное сырье представляет собой многофазную многокомпонентную смесь. Формирование многофазной смеси, включая и водонеф-тяпую эмульсию, начинается в пласте, затем продолжается при движении в скважине, в элементах системы сбора и подготовки и в магистральном трубопроводе в результате изменения термобарических условий, а также геометрических размеров областей, по которым движется смесь. Если эти изменения происходят достаточно медленно по сравнению с характерными временами установления в системе фазового равновесия, например при движении смеси в пласте и в скважине, то можно считать, что движение смеси происходит в условиях термодинамического и динамического равновесия. Это значит, что, задав исходный компонентный состав всей смеси и зная давление и температуру в интересующей точке, в принципе мож1Ю определить удельные объемы и компонентный состав фаз, используя уравнения фазового равновесия. В настоящее время имеется хорошо развитая полуэмпирическая теория расчета парожидкостпого равновесия систем природных углеводородов [2], позволяющая с достаточной степенью точности проводить подобные расчеты (этому посвящен раздел 5.7). Сложней обстоит дело с расчетами фазового равновесия систем, содержащих воду. Этому вопросу посвящены работы [17 — 20]. Изложенные в них резуль-42 [c.42]

Образование нефти непосредственно из СО2 и Н2О, из которых состояла материнская атмосфера Земли, термодинамически без фотосинтеза невозможно ( термодинамический аргумент). Теоретически более вероятна возможность образования нефти в земных глубинах взаимодействием воды с карбидами металлов. Единственное, но не убедительное доказательство этому, являющееся козырной картой сторонников неорганической концепции, - это нефтеподобная жидкость, получаемая в лабораторных условиях по карбидному синтезу, но принципиально отличающаяся по качеству от природной нефти (как, например, сливочное масло от маргарина). Кроме того, на наш взгляд, карбиды металлов могли образоваться в природе в результате взаимодействия карбидообразующих металлов с органическими веществами при термобарических условиях подземелья. В таком случае карбидный синтез углеводородов есть не что иное, как промежуточная каталитическая стадия (вторичная реакция) суммарного биогенного процесса рождения нефти. Ведь из теории катализа известно, что металлы (и не только металлы) - катализаторы ускоряют химические реакции, образуя с участниками химического процесса промежуточные химические соединения, но при этом не изменяя равновесия реакций (физико-химический аргумент). [c.64]

Однако выделить значение каждого из рассмотренных выще факторов при миграции нефти и газа в земной коре очень трудно. В природных условиях миграция УВ, по-видимому, обусловливается всем комплексом факторов, которые действуют одновременно или последовательно в зависимости от конкретных геологических и термобарических условий, существовавших и существующих в нефтегазоносных провинциях. [c.140]

Рассмотрение основных процессов формирования нефтегазоносности осадочных бассейнов производится с учетом последних представлений о литогенезе и нелинейном преобразовании ОВ и свойств осадочных пород, а также характера тектонического режима и особенностей гидродинамики осадочного бассейна. Обращено внимание на изменение состава и свойств как природных резервуаров, так и углеводородных систем в различных термобарических условиях, в том числе и на больщих глубинах. [c.8]

Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры она растет в ряду С1-С4. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения, если давление в залежи падает, то газ вьще-ляется в свободную фазу. [c.44]

Таким образом, алканы в различных пропорциях входят в состав всех природных смесей и нефтепродуктов, а их физическое состояние в смеси - в виде молекулярного раствора или дисперсной системы - определяется составом, индивидуальными физическими свойствами компонентов и термобарическими условиями. [c.22]

Следует подчеркнуть, что к уравнениям состояния, используемым для расчета парожидкостного равновесия и калорических свойств природных нефтегазоконденсатных систем, предъявляются специфические требования. В состав природных смесей входят углеводороды различного строения (парафиновые, нафтеновые, ароматические) и неуглеводородные вещества (сероводород, диоксид углерода, азот и др.). Следовательно, уравнение состояния должно достоверно описывать свойства разнообразных смесей, состоящих из перечисленных компонентов. При этом давление может принимать значения от десятых долей до многих десятков единиц МПа, а температура — от менее 200 до 400 К и выше. Указанные пределы отражают термобарические условия, в которых могут находиться многокомпонентные системы в залежах природных углеводородов, в скважинах при добыче, в технологических сооружениях при транспортировке, промысловой обработке и заводской переработке добываемого сырья. В то же время с инженерной точки зрения при расчетах для природных смесей вполне допустима погрешность в несколько процентов, поскольку исходная информация не представляется с большей точностью. [c.5]

Наличие надежных уравнений состояния не означает, что снижается необходимость в проведении экспериментальных исследований фазового состояния газоконденсатных и нефтяных систем. Наоборот, именно комплексное использование данных экспериментальных исследований и математического моделирования позволяет получать и анализировать надежную информацию о свойствах систем природных углеводородов в широком диапазоне их компонентного состава и термобарических условий. [c.169]

Для сухих природных газов, не содержащих компоненты группы С5+, экспериментальное определение величины г при давлении р и температуре Т заключается в замере объема V сжатого газа в камере при указанных термобарических параметрах, а также замере объема газа при стандартных условиях У о (ро = 0,1 МПа и То = 293,1К). Считается, что При стандартных условиях газ подчиняется законам идеальных газов, [c.169]

Формирование в природных условиях газоконденсатов, видимо, может происходить различными путями. Конденсаты, которые сформировались в результате термобарических превращений газонефтяной системы, называют вторичными в отличие от первичных ГКС, образовавшихся за счет генерации газа и микронефти из ОВ пород. Первичные ГКС — исходные, вторичные — новообразованные. Для первичных ГКС характерно отсутствие нефтяной оторочки, размещены они ниже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях, на больших глубинах, соответствующих нижней части зоны мезокатагенеза. Эти ГКС отличаются низкими значениями конденсатных факторов, преобладанием в жидкой фазе ароматических УВ (20-45% на фракцию [c.57]

Пример 2. Касается изучения природных процессов изменчивости нефтей месторождений Сургутского свода (табл. 57) . Изучение проводилось отдельно для нефтей, приуроченных к пластам А, БС1-13, БС16-22 и к верхнеюрским продуктивным горизонтам. Все задачи решались с использованием одного и того же набора признаков (глубина залегания, плотность нефтей, содержание серы, смол, асфальтенов, твердых парафинов и выход фракции НК—300 °С).. Несмотря на ограниченность выбранного комплекса показателей и их функциональную взаимосвязь (за исключением парафина), удалось установить, что интенсивность фактора I в формировании облика нефтей возрастает по мере перехода к более древним отложениям от 34 % для группы пластов А до 75 % для верхнеюрских отложений. Интересно отметить, что если на долю первых трех факторов для группы пластов А приходится 70 %, то для пласта верхнеюрских отложений эта доля равна уже 94 %. Иными словами, по мере перехода к более жестким термобарическим условиям происходит усиление одного из факторов за счет ослабления других. Следовательно, в подобных условиях и природная дисперсия изменчивости должна обнаруживать тенденцию к снижению. Если же принять во внимание, что нефть — это всего лишь элемент природной системы, то, по-видимому, природная дисперсия (изменчивость) и других элементов системы должна также снижаться. Снижение природной дисперсии является свидетельством превалирующей роли одного-двух природных факторов, а увеличение — свидетельство.м одновременного действия большого количества процессов, причем они должны отражаться на всех элементах системы. По-видимому, отмечаемые по материалам С. Г. Неручева, А. Э. Конторовича, Н. Б, Вассоевича повышенные флюктуации параметров состава битумоидов в зоне главной фазы нефтенакопления (ГФН) свидетельствуют о существовании нескольких одновременно действующих процессов, которые, несомненно, должны затрагивать и все элементы природной системы. [c.381]

Конденсат — природная смесь в основном легких углеводородных соединений, растворенных в газе при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразньгх УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составам. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных вьппе, относятся также конденсатогазовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях. [c.63]

В табл. 3 приведены обобщенные показатели состояния и развития каждой подзоны техногенеза. Данные таблицы показывают, что выделенные подзоны существенно различаются по величине геологических запасов подземных вод, по природным термобарическим условиям и пористости водоносных пород, определяющей не только суммарный объем природных вод, заключенных в породах, но и их подвижность. Параметры начального состояния (природные условия) отражают существование двух главных тенденций - роста температуры и давления с глубиной и уменьшения пористости водоносных пород. В техногенных условиях проявляются следующие особенности изменений отмеченных выше парамет- [c.17]

Растворенная в газе вода. Природные газы газовых и газоконденсатных месторождений в пластовых условиях содержат растворенную воду. Поскольку запасы воды в залежах велики, она насыщает углеводородные газы до уровня их вла-гоемкости при данных термобарических условиях. При подъеме на земную поверхность водяной пар конденсируется в жидкую фазу. При изотермическом снижении давления в процессе разработки залежей с углеводородными газами влагоемкость парогазовой смеси увеличивается [4]. Это явление заметно усиливается при содержании в пластовом флюиде кислых компонентов. Например, содержание НзЗ в [c.54]

Уравнения (1.61), (1.62) в целом не более точны при определении свойств чистых веществ на линии насыщения, чем уравнение SW. Ни для одного из этих уравнений не опубликюана достаточно полная матрица коэффициентов парного взаимодействия. Поэтому, учитывая и отечественный опыт, и описанные Фирузабади негативные результаты применения уравнений 8 У и РК при моделировании газоконденсатных систем, большую актуальность продолжают иметь исследования по совершенствованию кубических уравнений состояния с целью достоверного описания фазового равновесия и свойств природных многокомпонентных смесей в широком диапазоне термобарических условий. [c.31]

Критическая температура Т р, температура, выще которой газ с повыщением давления не может быть превращен в жидкость. В природных условиях осадочной толщи в жидком состоянии не могут существовать метан, водород, кислород, но пропан, бутан, Н28 и СО2 легко превращаются в жидкости. Критическое давление Р р — давление, необходимое для конденсации пара при критической температуре. В двухкомпонентной смеси в отличие от однокомпонентной в критической точке С еще сосуществуют газовая и жидкая фазы, а Ткр и Ркр не являются максимальными. Максимальные для системы температуры и давления отмечены соответственно в точках Тщ и Р где — максимальное давление — криконденбар, при котором еще существует газовая фаза, и Тщ — максимальная температура, при которой еще сохраняется жидкая фаза — крикондентерм. Ретроградные явления испарения и конденсации происходят в узкой термобарической области, лежащей между криконденбаром и критической точкой, с одной стороны, и крикондентермом — с другой (заштрихованная область на рис. 1.18). Таким образом, газоконденсатными называются такие [c.56]

В дальнейшем А.И.Брусиловским [14, 15] предложено кубическое уравнение состояния, для моделирования фазового поведения и РУТ-свойств природных газоковденсатонефтяных смесей при повышенных термобарических условиях. Уравнение имеет следующий вид [c.6]

Как было установлено в 50-е годы рентгеноструктурным анализом (фон Штакельберг и др.), газовые гидраты относятся к клат-ратным соединениям и имеют одну из двух основных кубических структур I или II. В последние годы был выявлен еще ряд возможных структур (всего известно в настоящее время семь льдоподобных клатратных структур). В клатратных гидратах кубической структуры I на элементарную ячейку приходится две малых полости, шесть больших полостей и 46 молекул воды. В клатратных гидратах кубической структуры II на элементарную ячейку приходится 16 малых полостей, восемь больших полостей и 136 молекул воды. Полости частично или полностью (в зависимости от термобарических условий) заполняют молекулы, входящие в состав природных газов (метана, этана, азота, диоксида углерода, сероводорода, пропана, изобутана, нормального бутана и неопентана). [c.34]

Массивы каменной соли, в которых создаются подземные хранилища, являются однородной, упруговязкой, практически непроницаемой средой, обладающей высокой прочностью в 15-35 МПа. В них возможно создание эллипсоидального, устойчивого в условиях горного давления, герметичного резервуара большого (до нескольких сотен тысяч кубометров) объема. Здесь могут храниться практически все углеводороды и продукты их переработки - природный газ, нефть, газовый конденсат, нефтепродукты, сжиженный нефтяной газ, этилен, пропилен и др. Такие хранилища идеально подходят для хранения таких углеводородов, как бутан, пропан, пропилен, бутилен и др., которые в термобарических условиях подземного резервуара способны находиться в сжиженном состоянии, так как химическая инертность каменной соли обеспечивает сохранение их качества. ПХ могут быть использованы для хранения гелия, [c.5]

На основании изучения природного материала и экспериментальных данных Г.И. Сафонова делает выводы о влиянии геологических условий на возможные преобразования реликтовых УВ. Количество н-ъ1 -канов в нефтях может меняться в зависимости от температурных условий, но качественный состав индивидуальных н-алканов, отражающий реликтовый характер этих УВ, сохраняется и согласуется с составом исходного ОВ. Под влиянием катагенеза уменьшается величина отношения суммы фитана и пристана к сумме низкомолекулярных изопреноидов (С12—С1в), для наиболее преобразованных нефтей она составляет 0,3-0,1, а для мало преобразованных — 2,5 и больше. Однако величина п/ф мало зависит от термобарических факторов. Этот же вывод сделан и В.В. Ильинской [8]. [c.144]

Некоторые из газообразных тяжелых углеводородов (бутан, нентан и более тяжелые) имеют изомеры. Изомерами называются вещества с одинаковым составом, но различаюпщеся по химическому строению и физико-химическим свойствам. Например, существование нормального и изомерного бутана объясняется структурной изомерией углеводородного скелета (рис. 1.2, в). В природных условиях изомеры бутана и пентана ведут себя иначе, чем нормальные формы. Этим различием пользуются, в частности, для определения типа залежей газа и нефти по соотношению нормального бутана к изобутану или другим термобарическим показателям углеводородных систем. По мнению многих ученых, использованию термобарических показателей при разведке газовых и нефтяных месторождений принадлежит большое будущее. [c.13]

Надо отметить, что везде перестройка барического и температурного полей тут происходит с подобным запаздыванием после вторжения заряженных частиц солнечного происхождения. Местами резкая перестройка наступает быстрей например, в работе [64] Л. А. Вительс показал, что на другой же день после магнитной бури резко возрастает так называемый индекс Атлантической циркуляции, т. е. сумма средней глубины Исландской депрессии и средней мощности Азорского антициклона — от 7,5 мбар он скачком доходит до 8,9 мбар. Тот же автор установил [62] очень важное свойство космических вторжений им обнаружено, что они способствуют возникновению и обострению термобарических сейш, описанных в 15—19 гл. V. В сущности даже и рис. 677, г, заимствованный у Б. Дюлла и Г. Дюлла, напоминает характерную схему расположения пучностей и узловых линий на картах И. Сандстрема и на теоретической схеме В. В. Шулейкина (рис. 369). Это свойство корпускулярных вторжений должно играть важную роль при сменах погоды за счет развития термобарических сейш. Действительно, хотя при опытах Н. Л. Бызовой (см. гл. V, 20) в потоках тепловой конвекции могли возникать не только вынужденные колебания, но и автоколебания,— в природных условиях, по всей вероятности, для развития сейш в системе Атлантика Европа необходимы импульсы внешнего происхождения. Именно такие импульсы атмосфера получает во время возмущений космического происхождения. [c.1039]

Необходимо также учитывать приуроченность гидратосодержащих пород современному интервалу и области распространения ЗСГ природного газа определенного состава, т. е. является ли интервал залегания ГСП благоприятным по термобарическим и геохимическим условиям для дальнейшего гидратонакопления или нет (современные или реликтовые ГСП). [c.221]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология