Какая температура добываемой нефти

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4-6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

(42)

где G-геотермическая ступень, м/°С; Н-глубина места замера температуры, м; h-глубина слоя с постоянной температурой, м; Т–температура на глубине °С; t-средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 35). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента – частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м. Величина геотермического градиента (Г) равна

(42)

следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:

(43)

Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 36).

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта (рис 37).

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали – зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

Источник

Нефть (через тур. “neft”, от перс. “нефт”) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

Различные типы нефти существенно различаются по химическим и физическим свойствам: в природе она представлена и в виде черного битумного асфальта, и в форме светлых летучих разновидностей.

По свойствам нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения.

Обычно начало кипения нефти выше 28 °С, температура застывания колеблется от + 30 до – 60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше).

Температура вспышки нефти колеблется в широких пределах (от ниже -35 до 120 °С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров.

Различают легкую (0,65 – 0,87 г/куб. см), среднюю (0,871‑0,910 г/куб. см) и тяжелую (0,910 – 1,05 г/куб. см) нефть.

Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Нефть отличается многообразием цветов – она может быть черной, коричневой, вишневой, зеленой, янтарной, желтой. Ее запах тоже бывает совершенно разным – от приятного и даже душистого до отвратительно сернистого.

В состав сырой нефти входит около 1000 компонентов. Среди них преобладают алканы, циклоалканы и разнообразные ароматические углеводороды. Другие органические соединения, присутствующие в нефти, содержат азот, кислород, серу или незначительное количество металлов – железа, никеля, меди и ванадия.

Залежи этого полезного ископаемого располагаются на глубине от десятков метров до 5-6 км. Происхождение нефти до сих пор вызывает бурные дискуссии. Большинство ученых являются сторонниками биогенной теории, согласно которой нефть формировалась из остатков живых организмов – по большей части планктона. Остатки накапливались на дне водных бассейнов, затем уплотнялись и обезвоживались. В условиях ограниченного доступа кислорода в них протекали различные биохимические процессы. Пласт остатков затем опускался на глубину, где в условиях высокой температуры и давления происходило нефтеобразование. Эта теория появления нефти получила название “биогенной”. Однако она не является единственным объяснением появления этого бесценного ресурса.

Довольно много ученых и специалистов придерживаются другого мнения по этому вопросу, выступая сторонниками теории “абиогенного синтеза”. Еще Дмитрий Менделеев предположил, что нефть образуется из глубинных флюидов – жидких и газообразных компонентов магмы или циркулирующих в земных глубинах растворов, насыщенных газами. Он полагал, что во время процессов горообразования вода просачивается вниз по трещинам, рассекающим земную кору. Встречаясь в недрах с карбидами железа, вода вступает с ними в реакцию под действием высоких температур и давления. В результате этой реакции образуются оксиды железа и углеводороды, например этан. По тем же разломам насыщенные углеводородами флюиды поднимаются в верхние слои коры и заполняют твердые породы-коллекторы. Так образуются месторождения нефти и газа.

Геологи впоследствии выяснили, что месторождения часто формируются в зоне глубинных разломов – это подтверждает гипотезу Менделеева.

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде.

При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.

Основным процессом переработки нефти (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из нефти сначала отбираются в зависимости от поставленной цели следующие нефтепродукты: бензины (авиационный или автомобильный), реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо и мазут. Мазут служит в качестве сырья для получения дистиллятных масел, парафина, битумов или может быть использован в качестве жидкого котельного топлива. Остаток (концентрат, гудрон) после отгонки от мазута масляных дистиллятов служит для получения остаточных масел или как сырье для различных деструктивных процессов, а после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива.

Значительный рост потребления нефтепродуктов и все более жесткие требования к их качеству вызвали необходимость в так называемой вторичной переработке нефти, связанной с изменением структуры углеводородов, входящих в ее состав, а также получением функциональных производных, содержащих кислород, азот, хлор и др. элементы. В результате вторичной переработки из нефти получают исходные вещества для производства важнейших продуктов: каучуков синтетических, волокон синтетических, пластических масс, поверхностно-активных веществ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и многих др.

Из нефти производится более тысячи смазочных масел, воск, из которого изготавливаются свечи, вощеная бумага и целлофан. Нефтепродукты идут на изготовление копировальной бумаги, красителей для печатания книг и газет. Из нефти для сельского хозяйства производят ядохимикаты и синтетический аммиак, используемый как удобрение. Из нефтепродуктов изготавливают синтетическую пенную резину, пластмассовые плитки, пленку.

Источник

Нефть представляет собой сложную углеводородную смесь, которая выглядит как маслянистая вязкая жидкость, цвет которой колеблется от светло-желтого до почти черного. Она обладает специфическим запахом. Основное свойство этого полезного ископаемого – его горючесть.

Плотность этого сырья меньше, чем плотность воды, и составляет в большинстве случаев от 830-ти до 970-ти килограмм на кубометр. Температура застывания этого вещества варьируется от 10-ти (для высокопарафинистых марок) до – 20-ти градусов Цельсия (и ниже).

Загрузка …

Теплота сгорания колеблется от 39 800 до 44 тысяч килоджоулей на килограмм.

Основные характеристики этого параметра

Вообще для каждого индивидуального вещества температура кипения при определенном давлении представляет собой физическую константу.

Поскольку, как было сказано выше, нефть – это смесь большого количества органических веществ, которые кипят при разных градусных величинах, понятие «температура кипения нефти» является не совсем корректным. Скорее можно говорить о температурах для различных нефтяных фракции. Однако для простоты изложения мы будем говорить о кипении нефти, подразумевая тем самым составляющие её вещества.

Следует учитывать тот факт, что на прогревание углеводородной смеси до нужных температурных значений значительно влияет содержание в ней воды. Если этой воды в сырье много, то оно прогревается даже случаях, когда точки начала кипения достаточно высока. Это обусловлено тем, что вода температуру кипения резко снижает.

Кроме того, этот показатель напрямую зависит от содержания в сырых углеводородах смолистых фракций.

Легкие марки сырья, в которых содержание смол незначительно, кипят при нагреве их до 300 – 350-ти градусов. Тяжелые марки этого сырья могут закипать при 550-ти – 600 градусах.

Этот показатель при перегонке зависит от фракционного состава сырья, и его величина постоянно меняется. Первыми закипают самые легкие нефтяные фракции, По мере того, как выкипают легкие углеводороды, начинается испарение более тяжелых компонентов, и нагрев в процессе переработки постоянно растет.

Начальная температура, при которой закипает сырая нефтяная смесь, зависит от процентного содержания компонентов с низкими точками кипения.

Некоторые марки этого сырья начинают закипать менее, чем при 100 градусах Цельсия (иногда даже при сорока), а вот окончание выкипания в процессе перегонки (если используется вакуумная установка) может происходить при 410 – 420-ти градусах.

Диффузия нефтяных жидких и парообразных смесей, температуры выкипания нефтяных фракций, условия растворения газа в жидком сырье и условия его последующего выделения в процессе нагрева, вопросы парциальных давлений составляющих сырье компонентов, влияние на перегонку водяного пара, условия конденсации испаряющихся паров, образование флегмы и другие процессы – все это подчиняется общим законам физической химии.

Чтобы избежать возможного распада углеводородов с высокой молекулярной массой, возникла потребность в снижении точки кипения сырья в процессе его перегонки. Для этого в установках первичной переработки стали использовать вакуум и водяной пар.

Перегонка с подачей перегретого водяного пара в вакууме в настоящее время широко применяется в промышленных установках на предприятиях нефтепереработки.

Значение описываемого нами параметра

Знание конкретных величин этого параметра необходимо во многих случаях. Например, в процессе трубопроводной транспортировки углеводородного сырья с высокой застываемостью, прокачиваемое сырье часто подогревают.

При этом нельзя допустить его закипания, поэтому нагревание производят до величины ниже точки закипания, но немного выше точки застывания. Также знание значений этого параметра для различных углеводородов помогает при планировании температурных режимов на нефтеперегонных заводах, в зависимости от того, какие нефтепродукты являются для них целевыми.

Средние температуры кипения различных углеводородных фракций (в градусах Цельсия):

углеводородные газы (пропан, бутан и т.п.) – менее 32-х;
газолиновый (легкий) бензин – от 32-х до 105-ти;
тяжелые виды бензинов, лигроины и лигроиново-бензиновые фракции (все вместе называется нафта) – от 105-ти до 160-ти;
керосиновые фракции – от 160-ти до 230-ти;
газойлевые компоненты – от 230-ти до 430-ти;
нефтяные остатки (мазуты) – более 430-ти.

Следует помнить, что это – средние показатели этого параметра, которые могут колебаться в большую сторону в зависимости от химического состава конкретного вида перерабатываемого сырья.

Так, например, большая концентрация твердых парафинов увеличивает величину этого параметра, и наоборот, легкие нефтяные марки, в которых много легкокипящих углеводородных соединений, кипят при более низких градусах. В любом случае, большинство добываемых в настоящее время нефтей укладываются в приведенные выше диапазоны.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href=”/youtube/v3/getting-started#quota”>quota</a>.

Список используемой литературы:

Нефть и Нефтепродукты – Википедия
Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
Алекперов, В.Ю. Нефть России: прошлое, настоящее и будущее /Алекперов В.Ю. М.: Креативная экономика, 2011. – 432 с.
Издательство: «Нефть и газ», 2006. 352 с. Сургутнефтегаз.
Экономидес, М. Цвет нефти. Крупнейший мировой бизнес: история, деньги и политика/ Экономидес М., Олини Р. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2004. 256 с.
Эрих В.Н. Химия нефти и газа. – Л.: Химия, 1966. – 280 с. – 15 000 экз.

Источник

Мы поможем в написании ваших работ!

ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20 – 25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4 – 6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

Данные замеров температур могут быть использованы для определениягеотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле:

где G – геотермическая ступень, м/°С;

Н – глубина места замера температуры, м;

h – глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т – температура на глубине °С;

t – средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента – частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м.Величина геотермического градиента (Г) равна

, следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением

Рис. 3.4. Геолого-геотермический разрез скважины (по В.А.Луткову)

а, б, в – литолого-стратиграфические пачки пород

Рис. 3.5. Схематический геолого-геотермический профиль

месторождения Узень (по В.А. Луткову)

1 – непроницаемые разделы между горизонтами, 2 – изотермы, °С; XIII – XVII – продуктивные горизонты

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта.

Для верхних слоев земной коры (10 – 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

Источник