Температура насыщения нефти парафином

Под температурой насыщения пластовых нефтей парафином (t_нас) понимается такая температура, при которой нефть из однофазного состояния при условии термодинамического равновесия переходит в двухфазное (жидкость + твердая фаза). Твердая фаза, выпадающая из нефти наряду с парафинами, содержит также смолы, асфальтены и жидкие углеводороды, всю фазу обычно называют парафином.

В пластовых условиях нефти могут быть насыщены парафином в различной степени. Насыщенность пластовых нефтей парафином характеризуют разностью между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином. По величине насыщенности парафином пластовые нефти условно разделяют следующим образом.

1. насыщенные или близкие к насыщению парафином (температура насыщения нефти парафином равна или близка к пластовой t_нас ≈ t_пл).

2. недонасыщенные парафином (температура насыщения пластовой нефти парафином ниже пластовой t_нас < t_пл).

3. нефти с большей степенью недонасыщенности парафином или практически не содержащие парафина.

На рис. 6.4 приведена схематическая зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.

Рисунок 6.4 – Схема зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.

К основным методам определения температуры насыщения нефти парафином относятся: визуальный, рефрактометрический, фотометрический, ультразвуковой.

Визуальный метод определения температуры насыщения.

Сущность этого метода определения температуры насыщения нефти парафином состоит в том, что при постепенном охлаждении предварительно нагретой исследуемой нефти, содержащей парафин в растворенном состоянии, достигается такая температура t_нас, при которой парафин начинает выкристаллизовываться из нефти.

Рефрактометрический метод определения температуры насыщения.

Этот метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения температурной зависимости показателя преломления нефти вследствие появления в ней кристаллов парафина.

Фотометрический метод определения температуры насыщения.

Фотометрический метод определения t_нас основан на регистрации изменения интенсивности проходящего через нефть светового потока. Изменение светового потока связано с появлением кристаллов парафина в нефти при ее переходе из однофазного состояния в двухфазное и зависит от концентрации взвешенных частиц парафина.

Ультразвуковой метод определения температуры насыщения.

Ультразвуковой метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения поглощения проходящих через нефть ультразвуковых волн при появлении кристаллов парафина.

16 Асфальто-смолистые и парафиновые отложения. Методы борьбы и предупреждения АСПО.

АСПО представляют сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 мас.%), асфальтосмолистых веществ (20-40 мас.%), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины в АСПО – углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀, устойчивы к воздействию химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины углеводороды от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈ – церезины характеризуются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Асфальтосмолистые вещества (АСВ) – сложные смеси, в состав которых входят атомы углерода, водорода, кислорода, серы, железа, магния, ванадия, никеля и других веществ.

Смолы – аморфные вещества от красноватого до темно-коричневого цвета, их химическое строение подобно строению асфальтенов. Смолы являются цементирующим звеном при отложениях парафинов. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08. Содержание серы и азота колеблется от 3 до 12%.

Асфальтены являются сложными высокомолекулярными гетероорганическими соединениями нефти. Это блестящие хрупкие неплавкие твердые порошкообразные вещества черно-коричневого цвета, относительной плотностью более 1. В асфальтенах содержится в % около 80-86 углерода, 7-9 водорода, до 9 серы, 1-9 кислорода и до 1,5 азота.

К факторам, влияющим на образование парафиновых отложений, относятся: температура, давление, содержание механических примесей, сернистых соединений, асфальтосмолистых веществ, присутствие воды, пузырьков газа, физико-химический состав углеводородной смеси, гидродинамическая характеристика потока, состав твердых углеводородов и др.

17 Классификация вод, выносимых из скважины: пластовая, техногенная, конденсационная, связанная.

· а) конденсатные воды, представляющие обычные краевые воды, увлеченные в скважины газом или захваченные таким путем пары воды из газонасыщенной части пласта, конденсирующиеся в осушителях;

· б) конденсационные воды, сконденсировавшиеся в пласте при формировании залежей, причем состав вод, так же как и паров из залежей может значительно отличаться от состава обычных краевых и подошвенных вод.

Связанная вода — это вода, удерживаемая на поверхности твердых частиц силами электрического заряда.

Формы залегания воды в породах. В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 7.1).

Рисунок 7.1 – Воды в породах (по А. А. Карцеву):
1 – минеральные частицы пород: 2 –минералы с включениями воды; вода:

3 – адсорбированная; 4 – липосорбированная; 5 – капиллярная

6 –стыковая (пендулярная): 7 – сорбционно-замкнутая:

8 – свободная гравитационная; 9 –парообразование в свободной воде

В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя.

Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу.

Слой адсорбированной воды покрывается слоем сорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая вода, которая отделяется от основной массы капельно-жидкую воду.

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

К чуждым или посторонним относят воды в соответствии с представленной схемой

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

18 Состав и классификация пластовых вод. Методы определения типа воды. Виды остаточной воды.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).