Состав и свойство пластовых флюидов
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
В°спространяется, где концентрируется). Относительная плотность для жидкостей не определяется. Чем выше плотность флюида, тем меньше скорость его фильтрации, и, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. Можно говорить о снижении фонтаноопасности пластовых флюидов по мере увеличения их плотности. Плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанола). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонтаноопасность выше.
Таблица Плотности основных пластовых флюидов и паров метанола
Пластовый флюид
Плотность, кг/м3
(нормальные
условия)
Относительная
(по воздуху)
Метан (СН4) 0,7167 0,554
Сероводород (Н2S) 1,5390 1,190
Двуокись углерода (СО2) 1,9768 1,529
Азот (N2) 1,2510 0,975
Воздух 1,2928 1,000
Сернистый ангидрид (SO2) - продукт горения Н2S 2,8442 2,200
Метанол (пары) 1,100 0,7917
Газоконденсат 400 - 650
Нефтегазоконденсат 650 - 800
Нефть 800 - 1060
Пластовые воды 1010 - 1070
Высокоминерализованная вода, рапа до 1300 - 1350
В таблице приведена плотность паров метанола, потому что хотя он и не является пластовым флюидом, но часто используется для проведения работ на эксплуатационных скважинах. При этом количество используемого метанола соизмеримо с объемами газопроявлений и, в случае возникновения аварийной ситуации при ремонте скважин с применением метанола, последствия для обслуживающего персонала и окружающей среды могут быть весьма опасными.
Вязкость. Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Для оценки качества нефти пользуются относительной (условной) вязкостью.
Растворимость. Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с буровым раствором (при циркуляции). В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта (скважины) считается высокой. В пластовых условиях происходит растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти). Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора. Это объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или 1 т) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Если при бурении, эксплуатации или ремонте скважин возможна ситуация, когда на земную поверхность попадет пластовый флюид, растворимость которого в воде высока, то в таком случае следует говорить о повышенной фонтаноопасности объекта.
Наличие примесей. Содержание примесей в пластовых флюидах влияет на их плотность, вязкость, подвижность и т. п. Это, в свою очередь, не может не отражаться, как было отмечено выше, на фонтаноопасности. Примеси могут быть весьма токсичными, что также усугубляет фонтаноопасность. Наиболее опасной токсичной примесью считается сероводород. Содержание его в газе свыше 6 % (по объему) считается высоким и требует особых мер при бурении, эксплуатации и ремонте. Например, состав газа (в среднем), добываемого на Астраханском газоконденсатном месторождении, следующий: метан - 60,0 %, сероводород - 25,0 %, углекислый газ - 11,5 %, этан - 1,5 %, азот - 1,0 %, пропан - 0,8 %, бутан - 0,2 %. Токсичность. Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. Чем выше токсичность пластового флюида, отдельных его компонентов или примесей, тем выше фонтаноопасность объекта. Токсичными и ядовитыми веществами называются такие вещества, которые, поступая в организм человека в незна