Презентация на тему План:

нефтепродуктов и газа

представляет собой смесь различных углеводородов.
В ней обычно преобладают

углеводороды метанового ряда, химическая формула СnН2n+2.
Метан (СН4) – один из самых лёгких углеводородных газов.
В нормальных условиях углеводороды с числом атомов углерода в молекуле до четырёх (С4Н10) представляют собой газы, от пяти до шестнадцати (С16Н34) – жидкости, а выше –твёрдые вещества. В молекулах углеводородных соединений, из которых состоит нефть, может быть до 80 атомов углерода и более. В среднем в нефти содержится около 85 % углерода и 13 % водорода.

1.Основные сведения о добыче нефти и нефтепродуктов.

жидком состоянии. Со снижением давления и температуры из нефти

выделяются газы и тяжёлые углеводородные соединения, в частности, парафин.

Парафин в нормальных условиях представляет собой твёрдое кристаллическое вещество. В большинстве случаев парафинистая нефть содержит от 2 до 30 % парафина, а также значительное количество асфальтосмолистых веществ.

асфальтосмолистые вещества начинают выделяться, отлагаясь на стенках подъёмных труб,

арматуры и в призабойной зоне.

В качестве примесей в нефти находятся соединения, содержащие кислород, серу и азот и в небольших количествах другие элементы (хлор, йод, фосфор, калий и т.д.).

сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2).

изменяется от 760 до 960 кг/м3 при температуре 20С.

На этот параметр существенное влияние оказывают давление и температура в пластовых условиях.
В связи с изменением объёма нефти под действием растворённого газа и температуры плотность её в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известна нефть, плотность которой в пластовых условиях меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

2.Свойства нефти, нефтепродуктов и газа

и нефтепродуктов принято определять при температуре 20С, пользуясь понятием

относительной плотности.
Относительная плотность – это безразмерная величина, равная отношению плотности нефти (нефтепродукта) к плотности дистиллированной воды при температуре 4С. Эту плотность обозначают


Так как плотность дистиллированной воды при 4С равна 1 г/см3, то относительная плотность какого-либо вещества и плотность, выраженная в г/см3, численно равны.
Относительная плотность нефти, добываемой в России, находится в пределах 0,76 – 0,96.

сопротивление перемещению одних её частиц относительно других. Для характеристики

этих сил используется коэффициент внутреннего трения, который называется коэффициентом динамической вязкости .
За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па∙с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1м2 поверхности слоя действует сила, равная 1 Н, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па∙с относится к числу высоковязких.

вязкости в 1000 раз меньше – миллипаскаль-секунда (мПа∙с).

Так,

пресная вода при температуре 20С имеет вязкость 1 мПа∙с, а нефть – от 1 до 10 мПа∙с. Встречается нефть с вязкостью менее 1 и несколько тысяч мПа∙с.

т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости.

За единицу

в этом случае принят квадратный метр в секунду (м2/с).

внешнего давления количественно характеризуется коэффициентом сжимаемости, или коэффициентом объёмного

упругого расширения.
Этот коэффициент равен отношению изменения объёма нефти к её первоначальному объёму при изменении давления на 1 Па или 1 МПа:


где – изменение внешнего давления.

Для нефти, добываемой в России, коэффициент сжимаемости изменяется от 0,7∙10-3 до 14∙10-3 МПа-1.

также подсчётах запасов нефти бывает необходимо знать, во сколько

раз изменяется объём нефти при извлечении её на поверхность.

Для этого обычно пользуются объёмным коэффициентом нефти b, характеризующим отношение объёма нефти в пластовых условиях Vпл к объёму, который она занимает на поверхности Vпов после дегазации (сепарации):
b = Vпл/Vпов.

извлечении её на поверхность влияют следующие факторы:
– изменение давления,
–

изменение температуры,
– выделение из нефти газа, который в пластовых условиях был в ней растворён.

Для нефти, добываемой в России, объёмный коэффициент изменяется в пределах от 1,0 до 2,0.

газовый фактор – количество газа, приведённое к атмосферному давлению,

содержащееся в 1 м3 или 1 т нефти.

Для нефтяных месторождений нашей страны газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т (в среднем он составляет 100 м3/т).

Этот параметр обычно определяется по пробам пластовой нефти путём её дегазации при нормальной температуре.

Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной

температуре прямо пропорциональна давлению.

Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения.

Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворённый в ней газ.

значительное количество различных веществ. Среди них чаще всего встречаются

растворимые соли соляной, серной, угольной, сероводородной, азотной и борной кислоты.

Некоторые воды содержат значительное количество йода и брома и используются как сырьё для получения этих ценных элементов.

и в ряде случаев достигает 1,3 г/см3 и более

и прямо связана с их минерализацией.

Коэффициент сжимаемости пластовых вод изменяется в зависимости от температуры, давления и содержания в них растворённого газа.

Для дегазированных пластовых вод на основных месторождениях России коэффициент сжимаемости изменяется от 3∙10-4 до 5 10-4 МПа-1. Сжимаемость пластовой воды возрастает с увеличением в ней содержания растворённого газа.

на поверхность изменяет свой объём. Объёмный коэффициент пластовой воды

колеблется в пределах от 1 до 1,05.

Вязкость пластовой воды существенно зависит от температуры (с повышением температуры она уменьшается) и её минерализации (чем выше минерализация, тем больше вязкость).

или попутно с нефтью, состоит из

смеси лёгких углеводородов

(главным образом метана),
паров бензина,
примесей азота,
углекислоты,
окиси углерода,
сероводорода.

температуры.

Она может измеряться в абсолютных (например, г/см3, кг/м3)

и относительных единицах.

При давлении около 0,1 МПа и температуре 0С плотность газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе лёгких и тяжёлых углеводородов).

газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре

(обычно 0С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры.

Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6 – 1,1.

и нефтяных) в жидкости при неизменной температуре определяют по

формуле
s = α∙pb,
где s – объём газа, растворённого в единице объёма жидкости, приведённый к стандартным условиям;
α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объём газа (приведенный к стандартным условиям), растворяемый в единице объёма жидкости при увеличении давления на 1 МПа;
p – давление газа над жидкостью;
b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

состава газа и жидкости. Например, для некоторых условий показатель

b изменяется в пределах 0,80 – 0,95.

Коэффициент растворимости α для нефти и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 –11 м3/м3 на 1 МПа.