Полная характеристика нефти и природных газов. Условия образования газовых гидратов в в газовых (газоконденсатных) скважинах. Условия применения устан

В работе:
1) Элементарный и групповой состав нефти.
2) Характеристика физических свойств нефти: плотности, вязкости, сжимаемости, газонасыщенности.
3) Графическая зависимость плотности и вязкости нефти от давления.
4) Состав продукции нефтяных скважин.
5) Условия применения установок электровинтовых насосов для эксплуатации нефтяных скважин. Поверхностное и погружное оборудование.

1) Состав и классификация природных газов.
2) Плотность газов и конденсатов.
3) Вязкость газов и конденсатов.
4) Сжимаемость (сверхсжимаемость) природных газов.
5) Состав продукции газовых (газоконденсатных) скважин.
6) Условия образования газовых гидратов в в газовых (газоконденсатных) скважинах и способы удаления газогидратных пробок.
...

Плотность нефти - это масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0,4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1,0 г/см3.
Сжимаемость нефти – может обусловливаться тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:

где ΔV - изменение объема нефти;
V-исходный объем нефти.
ΔP - изменение давления.
Размерность βн -1/Па, или Па-1.

В элементном составе нефти непременно необходимо наличие 5 химических элементов: С,О,Н,S,N. Эти же элементы входят в состав органического вещества пород. В нефти С – 83-87%, Н-12-14%, суммарное содержание всех остальных элементов – 5-6%(S-3%, О-2%, N- 0,1 – 0,001%). Главные компоненты нефти – метановые, ароматические и нафтеновые углеводороды. Они находятся в нефти в жидком, растворенном и твердом состояниях. Наличествуют также углеводороды смешанного строения.

Винтовые насосы - разновидность роторно-зубчатых насосов, получаемых из шестеренных за счет уменьшения числа зубьев и увеличения их угла налона.По принципу действия относятся к объемным роторным гидромашинам.В настоящее время создано большое количество винтовых насосов с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа.Главное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежными состоит в том, что с повышением вязкости до определенных пределов (200 сП) параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200 сП эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной.Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50 % свободного газа на приеме насоса не вызывает снижения его рабочих характеристик.Винтовые насосы также эффективно применять в искривленных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной скважине.Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).Виды винтовых насосов. По количеству винтов насосы делят на:одновинтовые;двухвинтовые;трехвинтовые;многовинтовые.Чаще всего используются одновинтовые и двухвинтовые насосы.2 вида насосов:с поверхностным электродвигателем;с погружным электродвигателем.Наиболее технологически простым является однозаходный винт с поперечным сечением в виде правильного круга.- исходное положение; 2 - положение при повороте на 900; 3 - положение при повороте на 1800Рисунок 2 - Положение однозаходного винта в обойме во время работы на 1/2 оборотаЕсли рассматривать многозаходный винт, то тогда необходимо учитывать кинематическое соотношение ротора и статора.Рисунок 3 - Зависимость рабочих параметров n и MT винтового насоса от кинематического соотношения i.Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин, их можно использовать также для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания.Установки УЭВН5 выпускаются для скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 121,7 мм.Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВНПогружной насосный агрегат представляет собой сборочную конструкцию, состоящую из винтового сдвоенного насоса с электродвигателем и гидрозащитой. В условном обозначении отсутствует буква «У», например, ЭВН5-16-1200. Остальные обозначения соответствуют обозначениям, представленным в условном обозначении установок УЭВН. Погружные электродвигатели и гидрозащита к ним используются аналогичными, применяемыми в агрегатах погружных центробежных электронасосов для добычи нефти.Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН5 всех типоразмеров изготавливаются по одной и той же конструктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными параллельно, что обеспечивает:удвоение подачи при одном и том же поперечном габарите;рабочие органы (винтовые пары) гидравлически взаимно уравновешенны, что исключает передачу значительных осевых сил на опорные подшипники насоса и пяту электродвигателя.Второе заданиеОБЩИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ .1 Состав и классификация природных газовСостав природных газов. В состав природных газов входят:а) углеводороды -алканы CnH2n+2 и цикланы  CnH2n;б) неуглеводороды- азот N2,  угл.  газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.Фазовые состояния.Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р=0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан(i=С4Н10), нормальный бутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17³n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии. Классификация природных газов.Природные газы подразделяют на три группы. 1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.Изменение состава природного газа в процессе разработки.Во время эксплуатации газовых скважин метан —газообразный и находится при температуре выше критической, этан — на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны — в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды.Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.Плотность газов и конденсатовДля природного газа:Р, t=Р0, t0(Рz0Т0)/(Р0zТ)Для стабильного конденсата:(С5+)=1.003Мк/(Мк+44.29)[кг/см3]По коэффициенту преломления, определяемого на опыте, можно рассчитать:1gМкt=1.939+0.0019к+1g(2.15 -nD),где tк– температура кипения конденсата; nD – коэффициент преломления.Эти коэффициенты носят эмпирический характер.Но плотность стабильного конденсата можно вычислить и по иной формуле, а именно:кх=iМiх/ini/i,где хi– молярная доля i-ого компонента;i– плотность i-ого компонента;Мi– молекулярная масса.Вязкость газов и конденсатовВязкость газа при низких давления и температурах близка вязкости идеального газа. Значит, можно воспользоваться кинематической теорией, записав уравнение для разреженного газа:=v/3где - длина свободного пробега. v – средняя скорость движения молекул; Согласно кинетической теории, вязкость зависит от давления и температуры:С ростом температуры вязкость возрастает, т.к. увеличивается средняя скорость движения молекул, а плотность и длина свободного пробега практически не меняются.В то же время из определения вязкости, силы, препятствующие перемещению одного слоя относительно другого должны меняться, а, значит, изменение вязкости носит сложный характер.При малых давлениях мало зависит от перепада давлений. С ростом давления и увеличением температуры вязкость газов снижается. Если у нас возрастает молекулярная масса газа, то вязкость увеличится соответственно.Учёт наличия неуглеводородных газов, их влияние на вязкость проводится следующим образом:=уаа+(1 – уа)у,где у – молярная доля;а– вязкость неуглеводородного газа;у– вязкость углеводородного газа.Зависимость от молекулярной массы может быть графически изображена: Сжимаемость (сверхсжимаемость) природных газовКоэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение свойств реального газа от идеального. В уравнении Клайперона – Менделеева  PV=zRT для идеального газа z=1.При  определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия «приведенные и критические параметры газа»Ткр - критическая температура чистого вещества это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или та температура при которой средняя молекулярная кинетическая энергия  становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. Выше этой температуры газ ни при каком давлении не может перейти в жидкость. Давление паров вещества при критической температуре называетсякритическим давлением (Рк )Для смеси газов вводится понятие псевдокритических (или среднекритических параметров)  Ркр.см =   Sуi  Р кр  i ; Т кр.см =   Sу i Ткрi, где у–i    молярная доля i-го компонента в смеси газов; Ркр.i, Ткр.i–критическое давление и критическая температура i-го компонента, n–число компонентов смеси.                                                               Если состав газоконденсатной смеси неизвестен, а измерена ее относительная плотность по воздуху 0,56££1, то псевдокритические параметры определяют по формулам:Ркр=0,1(55,3-10,41/2 ),                                                Ткр=12+2381/2.                                                        Д.Браун и Д.Катц установили зависимость z от приведенного давления и приведенной температуры ( Рпр и Тпр)  и построили  графики для нахождения  коэффициента сверхсжимаемости z . Этот  метод является одним из наиболее распространенных методов определения коэффициента сверхсжимаемости.   При наличии неуглеводородных компонентов (N2, H2S, CO2) следует вводить поправку  z=yaza+(1-уa)zy,  где za, zy–коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов; ya–молярная доля азота в смеси.Состав продукции газовых (газоконденсатных) скважинПриродные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой СnН2n+2. а также неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17—40.