Нефть, природный газ и пластовые воды § 1. Нефть

Химический состав нефти

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения. Если в нефти преобладают углеводороды метанового ряда (С,_гН.2_П+2)> она называ­ется метановой, нафтенового ряда (С„Н₂„) — нафтеновой, аро­матического ряда (С„Н_2п__в) — ароматической.

Фракционный состав нефти устанавливается путем разгонки и отбора фракций, выкипающих в определенных температурных пределах: до 100 °С—бензин I сорта, до 110°С — бензин специ­альный, до 130 °С — бензин II сорта, до 265 °С — керосин («ме­теор»), до 270 °С — керосин обыкновенный, примерно до 300° С — производится отбор масляных фракций. Остаток считается мазу­том. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в неф-тях содержится более 20 % масел, они называются масляными.

Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Чем больше в ней парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые — с содержанием парафина не более 1 %, слабопарафшшстые — от 1 до 2 % и парафинистые — свыше 2 %. Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы.

В нефти могут содержаться сера и смолистые соединения. Сера встречается как свободная, так и в виде соединений (суль­фидов, меркаптанов и др.). Нефти с содержанием серы до 0,5 % относят к малосернистым, с большим ее содержанием — к серни­стым. По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 8 %), смолистые (8—28 %) и сильносмолистые (выше 28 %).

Основные физические свойства нефти

Плотностью нефти р_н называется масса нефти т в единице ее объема V: р„ = m/V.

Единица плотности в СИ — кг/м³ или г/см³. Плотность воды при 4 °С равна 1 г/см³, плотность нефти колеблется от 0,730 до 1,060 г/см³. В большинстве случаев плотность нефти меньше

if

плотности воды, но есть и исключения. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность. В связи с этим плотность нефти в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной. Плотность пластовой нефти определяется при анализе ее пробы, отобранной в скважинах глубинными пробоотборниками, в усло­виях максимально приближающихся к пластовым.

Относительная плотность — это отношение массы некоторого объема нефти к массе такого же объема воды. В СССР масса нефтей и нефтепродуктов определяется при 20 °С и сравнивается с массой того же объема воды при температуре 4 °С. Относительная плот­ность нефти обозначается р|°.

Объемным коэффициентом нефти b называют отношение объ­ема нефти в пластовых условиях V_nJI к объему той же нефти на поверхности после выделения из нее газа при стандартных ус­ловиях V_CT: b — V_na/V_CT.

Объемный коэффициент нефти возрастает с повышением тем­пературы в пласте и увеличением количества растворенного в ней газа. Для большинства месторождений он составляет 1,1—1,7. Его определяют при анализе пластовой нефти, а также расчетным путем по фракционному составу газа при известных пластовых давлениях и температурах.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом 6:9=1/6= F_CT/V_nJI.

Пересчетный коэффициент служит для приведения объема пла­стовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях).

Уменьшение объема нефти при ее извлечении характеризуется также коэффициентом усадки: е = (У_пл — У_СТ)/У_ил =1 — 0.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и другие жидкости, обладает способностью сжиматься под воздействием давления. Чем больше в нефти растворенного газа, тем выше коэффициент ее сжимае­мости р_н. Он определяется по данным лабораторных анализов проб нефти по формуле Р>_н = (Ь₀ — 6_к)/6„/Ар, где Ь₀, Ь_к — объем­ные коэффициенты нефти при начальном р и конечном р_к дав­лениях; Ар = р₀ — р_к — перепад давлений.

Коэффициенты сжимаемости пластовых нефтей могут изменяться в зависимости от их свойств в пределах (0,6 ч-1,8) • 10~³ МПа"¹.

Вязкостью называется свойство жидкостей (нефти) оказывать при движении сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Относительное движение частиц вызывает появление внутреннего трения.

В СИ за единицу измерения динамической вязкости прини­мается вязкость такой среды, в которой на площадь слоя 1 м² действует сила внутреннего трения 1 Н при проценте скорости 1 с"¹ (Н-с/м², или 0,1 Па-с).

^^Относительная вязкость. Отношение времени истечения из вискозиметра 200 см³ испытуемой жидкости ко времени истечения 94

200 см³ дистиллированной воды при 20 °С (обычно 50—52 с). Относительная вязкость выражается в градусах Энглера.

Вязкость нефти зависит от природы вещества и химической структуры его молекул. На ее величину оказывает влияние пласто­вое давление, температура и растворенный в ней газ. При повыше­нии давления вязкость увеличивается, а при повышении темпе­ратуры — уменьшается. Чем больше газа растворено в нефти, тем ниже ее вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях в 2—3 раза меньше, чем на дневной поверхности.

Значения вязкости нефтей различных месторождений колеб­лются в широких пределах и играют большую роль при разра­ботке.

Поверхностное натяжение характеризует противодействие силам, стремящимся к изменению формы поверхности. Оно суще­ствует на границе раздела любых двух фаз и измеряется в Н/м или Дж/м².

Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в по­ристой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин и т. п.) непостоянно. Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления, от количества растворенного в ней газа. Тяжелые нефти имеют боль­шое поверхностное натяжение, легкие — меньшее. С увеличением пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного в нефти газа и повы­шении температуры поверхностное натяжение нефти умень­шается.

Давление насыщения. Обычно нефть в пластовых условиях содержит растворенный газ. По мере снижения пластового дав­ления наступает такой момент, когда растворенный газ начинает выделяться из нее в виде пузырьков. Величина пластового дав­ления, соответствующая появлению первых пузырьков газа, на­зывается давлением насыщения. По нему судят о степени насы­щения нефти газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше — недонасыщенной. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыщения, тем благоприятнее условия для эффек­тивной разработки залежи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения.

Давление насыщения определяется по глубинным пробам нефти, отобранных при пластовом давлении.

§ 2. Природный углеводородный газ '

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде само­стоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газо­вые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или воде.

Химический, состав природных углеводородных газов

Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводо­родов (С„Н₂„₊₂): метана (СН₄), этана (С₂Н₆), пропана (С₃Н₈) и бутана (С₄Н₁₀). Нередко в составе газа присутствуют более тяже­лые углеводороды: пентан (С₅Н₁₂), а также гексан (С₆Н₁₄) и геп­тан (С₇Н₁₆).

Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м³, относят к «жирным», менее 100 г — к «сухим».

Пентан и высшие входят в состав газов конденсатных залежей. При снижении температуры и давления из газов этих залежей выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат. Сырой конденсат состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 °С) углеводородов, в которых растворено определенное ко­личество газообразных углеводородов. Стабильный конденсат состоит только из жидких при стандартных условиях углеводо­родов, т. е. пентанов и высших. Поэтому стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации и дебутани-зации.

Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов (гелия, аргона, неона). Газы с высоким содержанием H₂S являются сырьем для получения почти чистой серы.

Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м³ газа при О °С и атмосферном давлении. Размерность ее кг/м³. Обычно пользуются относитель­ной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естественных газов изменяется от 0,6, когда газ в основном состоит из метана, до 2 и выше, когда он содержит значительное коли­чество тяжелых углеводородов.

Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого углеводородного газа при О °С 13-Ю"⁶ Па-с, а воздуха — 17-10"* Па-с. С увеличением температуры вязкость газа и воз­духа увеличивается.

Законы газового состояния, известные из физики, справедливы для идеальных газов. Для углеводородных газов они требуют определенных корректив. Чем больше плотность газа и чем выше давление, тем больше отклонение законов для реальных газов от законов для идеальных газов.

Коэффициент сжимаемости газа — отношение объемов ре­ального и идеального газов при одинаковых условиях Z = = Vp/V_m, где V_p — объем 1 кг газа при данных давлении и тем­пературе; F_H — объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.

Коэффициент сжимаемости Z определяет и величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях. 96

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) — Z = 0,00289 (р_пл/Т_а11) X X (V_aa/V_or).

Величину коэффициента сжимаемости чаще всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 32). На рис. 32 значения этого коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдо­критических давлений и температур. Псевдокритическими дав­лением и температурой называют суммы средних взвешенных критических значений соответственно давлений и температур отдельных углеводородов, из которых состоит смесь.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется дав­ление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость (табл. 2). Под приведенными псевдокритическими давлением и температурой понимают отношение рабочих абсолютных давлений и температур соответственно к псевдокритическим значениям давления и температуры для данного состава газа.

Пример расчета псевдокритических давлений и температур приведен в табл. 3. Зная пластовое давление и температуру, можно определить приведенные псевдокритические давление р_я и температуру T_R по формулам: p_R = р_ал/р_г; T_R = Т_ПП/Т_Г, где Рпл — пластовое давление, МПа; Т_пл — абсолютная темпе­ратура газовой смеси в пластовых условиях, равная Т₀ + ^_пл (Т₀ = 273 К, ^_Пл — пластовая температура, °С); р_г — псевдокри-

Дата добавления: 2014-11-16