Краткая история использования нефти.

Введение.

В данном учебном элементе рассмотрены основные физико-химические свойства нефти, попутного газа и пластовой воды. Вам необходимо прослушать курс лекций, внимательно изучить материал по теме и ответить на вопросы для закрепления материала. Знание физико-химических свойств пластовых жидкостей поможет вам получить более полное представление о процессах, происходящих в пластах и скважинах, а также пригодится при выполнении работы в качестве оператора по исследованию скважин.

Происхождение нефти.

Когда вы сжигаете нефть или природный газ, извлекаемая химическая энергия, преобразуясь в тепловую, обогревает окружающую среду. Источник этой энергии - Солнце. Энергию солнечных лучей используют растения для получения сахара в процессе фотосинтеза, а также кислорода из углекислого газа и воды. Эта энергия сберегается в химических веществах, которые производят растения. Животные съедают растения, и тогда солнечная энергия переносится в их тела. Органические вещества, образовавшиеся после распада организмов растений и животных, живших на Земле миллионы лет назад, и явились источником ископаемых природных топливных материалов, которые мы сейчас используем.

По мнению ученых, все эти организмы, животные и растения, после смерти опускались на дно древних морей и заливов и покрывались слоями последующих отложений прежде, чем мог начаться процесс распада с доступом воздуха. Именно воздействие анаэробных бактерий на останки этих организмов и считается фактором, который положил начало образованию из них сырой нефти и природного газа.

Возможно, при этом происходили химические реакции между распадающимися органическими остатками и солями, которые содержались в окружающей их воде и слое грязи. Мы знаем, что состав нефти, найденной в разных точках земного шара, существенно различается. По-видимому, это объясняется разницей в реакциях, происходивших при образовании нефти или разными видами растений и животных, из организмов которых она формировалась.

По мере того, как останки живых организмов распадались, они покрывались все более толстым слоем отложений, поскольку моря расширялись и высыхали, и реки приносили в них грязь и песок. Все это происходило очень медленно, в течение миллионов лет. Постепенно из органических остатков начинали формироваться углеводороды, образовавшие нефть и газ, смешанные с частицами песка и ила. По мере того, как слой над органическими веществами увеличивался, возрастали и давление, и температура, под воздействием которых процесс ускорялся.

Важно понимать, что углеводороды не находились под землей в виде озер нефти. Они были смешаны с водой и песком, которые постепенно просачивались сквозь пористые слои песчаников и известняков вместе с пузырьками газа. Часто смесь продвигалась сквозь породы под воздействием высокого давления. Нефть и газ просачивались в пустоты между частицами осадочных пород, как вода проходит в губку. Рано или поздно на пути нефти и газа попадался слой породы, сквозь который они не могли просочиться, - непроницаемой породы, не имевшей пор или трещин, - и таким образом, они оказывались в геологической "ловушке".

Пока шел процесс образования нефти, Земля тоже менялась. По мере охлаждения центра Земли, происходили движения массивов земной коры. Происходили разломы и соединения массивов, пласты породы сдвигались друг относительно друга, каменная соль под весом лежащих выше слоев проходила сквозь осадочные породы, содержащие нефть. Эти процессы формировали различные типы нефтяных геологических "ловушек".

В местах, где в непроницаемых породах были разломы, нефть и газ достигали поверхности земли. Когда это случалось, газ и наименее плотные компоненты нефти испарялись в атмосферу, оставляя на месте выхода углеводородов на поверхность смолообразные вещества с высокой плотностью. Именно так на поверхности земли образовывались целые озера битумов, которые находили люди. Битумы представляют собой липкие черные смолы. Иногда людям приходилось рыть котлованы, чтобы добыть битумы.

 

Свойства нефти.

Общие сведения.

Нефть и газ, угли и горючие сланцы, а также другие природные органические соединения составляют особую группу минеральных образований земной коры. Их называют горючими ископаемыми[1], или каустобиолитами (от греч. "каусто" — горючий, "биос" — жизнь, "литос" — камень).

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов с содержанием небольшого количества других химических веществ, таких как соединения серы, азота и кислорода.

По внешнему виду это маслянистая, чаще всего черного цвета, жидкость, флюоресцирующая[2] на свету. Горит с выделением тепловой энергии.

Углеводороды различаются количеством атомов углерода в молекулах и типами соединения их с атомами водорода. В зависимости от молекулярной структуры углеводороды можно подразделить на соединения с неразветвленными цепями (прямые), с разветвленными и циклические. Существует два основных химических семейства углеводородов - предельные углеводороды, или парафины (по международной номенклатуре - алканы), и непредельные углеводороды, или олефины (по международной номенклатуре - алкены).

Молекулы углеводородов могут расщепляться на меньшие или соединяться, образуя более длинные молекулы. Можно менять их форму (тип соединения атомов) или модифицировать, присоединяя к ним другие атомы. Поэтому углеводороды являются очень полезным сырьем для производства других материалов.

Нефть, добытая в разных частях света, и даже с разных глубин одного и того же месторождения, различается по составу углеводородов и других компонентов. Именно поэтому типы нефти заметно отличаются друг от друга по внешнему виду и характеристикам - от светлых летучих жидкостей до густых темных масел, настолько вязких, что их с трудом удается выкачивать из пласта.

Химический состав – это в основном групповой углеводородный состав нефтепродуктов (содержание парафинов, нафтенов, ароматики и непредельных углеводородов) и примесей в них (сернистые, азотистые, кислородсодержащие соединения).

Физические свойства нефти – свойства нефти учитывающие физические ее характеристики, такие как фракционный состав, плотность, температуры вспышки, застывания и др.

Фракционный состав – характеристика нефти с точки зрения пределов выкипания различных ее фракций[3] и содержания этих фракций в нефти.

Примечание: нефть, попутный газ и пластовую воду называют ещё пластовыми флюидами.

Химический состав.

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. Нефть из различных залежей отличается по химическому составу, поэтому практическое значение их неравнозначно.

Элементный состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота; при резком количественном преобладании первых двух — свыше 90% (углерод 83,5-87 % и водород 11,5-14 %), максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме достигать 5-8%.

Сера в количестве от 0,1 до 1-2 % (иногда ее содержание может доходить до 5-7 %, во многих нефтях серы практически нет).

Азот в количестве от 0,001 до 1 (иногда до 1,7 %).

Кислород (встречается не в чистом виде, а в различных соединениях) в количестве от 0,01 до 1 % и более, но не превышает 3,6 %.

Всего из нефти выделено и идентифицировано более 500 индивидуальных химических соединений — углеводородных и гетероорганических. Главную часть нефти составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. Углеводородные соединения подразделяют на парафиновые (метановые, или алканы), нафтеновые (полиметиленовые, или цикланы), ароматические (арены) и смешанные.

Строение молекул определяет их химические и физические свойства.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле, углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН₄ — С₄Н₁₀), то углеводород представляют собой газ, от 5 до 16 (С₅Н₁₆ — С₁₆Н₃₄) — это жидкие углеводороды, а если больше 16 (С₁₇Н₃₆ и т.д.) — твердые.

Гетероорганические соединения могут составлять 20-20 % сырой нефти. В их состав, кроме углерода и водорода, входят главным образом кислород, сера и азот.

В золе нефти обнаружены никель, ванадий, натрий, серебро, кальций, алюминий, медь и др. Количество золы, образующейся при сжигании нефти, невелико — обычно сотые доли процента.

Физические свойства нефти.

Физические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 м³ на 1 м³ нефти.

Плотность r характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма.

Единица плотности в СИ — кг/м3.

Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы:легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м³. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20°С к плотности воды при 4°С.

Относительная плотность нефти чаще всего колеблется в пределах 0,82 — 0,92. Как исключение, встречается нефть плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фракционирования нефти), а также тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1 (остатки естественного фракционирования). Различия в плотности нефти связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефть с преобладанием метановых углеводородов легче нефти, обогащенной ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ нефти выше 1, поэтому чем больше их в составе нефти, тем выше ее плотность.

Величины плотность нефти (ρ_н) и удельный вес нефти (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензин, керосин), а в тяжелых — тяжелые (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает приближенное представление о ее составе.

В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефть содержит растворенные газы.

Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и, наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого, данный показатель имеет особое значение при проведении операций купли-продажи для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от места добычи до места переработки и от места переработки до потребителей.

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

Температура кипения углеводорода зависит от его строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов (у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца)) температура кипения выше, чем у метановых, при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур — от 30 до 600°С. Из нефти путем разгонки получают большое количество товарной продукции.

Температура застывания и плавления Т различных видов нефти неодинакова. Обычно нефти в природе в жидком состоянии, однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается.

Вязкость - важнейшее технологическое свойство нефти. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др. Вязкостью определяются масштабы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископаемых.

Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, а наибольшую — нафтеновые углеводороды. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их вскипания.

Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти.

Динамическая вязкость m выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м², при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость n представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м²/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

Поверхностное натяжение.

Поверхностное натяжение определяется работой, которую нужно произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см², не меняя ее температуры. Выражается в СИ — Дж/м².

Поверхностное натяжение является результатом действия молекулярных сил, которые у разных веществ разные. Силы сцепления молекул жидкости с молекулами твердого тела могут быть больше, чем силы сцепления между молекулами жидкости. Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах.

Добавляя в жидкость поверхностоно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение.

Оптические свойства нефти.

Оптические свойства нефти также неодинаковы. Одной из качественных характеристик оптических свойств является цвет. В зависимости от состава нефти цвет меняется от черного и темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений (чем их больше, тем темнее нефть). Нефть при освещении не только отражают часть падающего на них света, но иногда и сами начинают светиться. Такое явление носит название люминесценции. Так, бакинская нефть, рассматриваемыая при дневном свете, характеризуется синеватым свечением, а грозненская — зеленоватым. Нефть содержит оптически активные вещества. При прохождении через них поляризованного луча плоскость поляризации смещается (почти всегда вправо по ходу луча). Носителями оптической активности нефти служат преимущественно полициклические нафтены. Нефть из более древних отложений менее оптически активна, нежели нефть из молодых отложений.

Электрические свойства.

Электрические свойства нефти играют особую роль. Нефть не проводит электрический ток, поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы.

Газосодержание нефтей и давление насыщения нефти газом.

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа, количество которого зависит от пластовых температур (Т_пл), давлений (Р_пл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти G - это объем газа растворенного в 1м³ объема пластовой нефти. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения нефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Объемный коэффициент.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент (b), характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации[4]. Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента. Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам.

Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2.

Содержание воды.

Нефть добывается из скважин не в чистом виде, а виде смеси с пластовой водой и попутным газом. Содержание воды сильно влияет как на работу скважины, так и на промысловое оборудование. По количеству поступающей из скважины воды (%воды) и её составу можно судить о процессах, происходящих в скважине. Чем выше содержание пластовой воды в нефти и минерализация этой воды (содержание солей) тем в более сложных условиях приходится эксплуатировать скважинное оборудование. Контроль над содержанием пластовой воды в нефти и её составом осуществляется по результатам анализа проб нефти (устьевой или глубинной пробы).

Содержание механических примесей.

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней частиц твердых пород. При эксплуатации скважины механические частицы, содержащиеся в нефти и выносимый из пласта песок, способствуют износу подземного и наземного оборудования скважин, а также отлагаются на забое, образуя пробки.

Содержание серы.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах и очень мало — в воде; тиофен — жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо.

Наличие парафина.

При добыче парафинсодержащей нефти, на стенках труб, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется тем, что температура стенок труб может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

СВОЙСТВА ГАЗА

Общие сведения.

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти.

Состав природных газов.

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С _n Н_{2 n} +₂. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ[5], а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С₁–С₄. Углеводороды С₅ и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана и представляют собой группу сухих газов.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 75–95 %.

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35–85 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С₂ и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 20–40 %, реже доходит до 60 %.

Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе.

Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения, около 98,8 объёмных %.

Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы.

Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.

Физические свойства газов.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов).

Вязкость -свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой.

Природа вязкости газов. В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.

Растворимость.

При высоком давлении газ способен растворяться в нефти. Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворённого газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости[6] газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах – примерно до 90°С – обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды (содержания солей) растворимость газа падает.

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжёлая.

Выделение растворенного в нефти газа происходит в обратном порядке, с понижением давления. Сначала выделяются сухие (труднорастворимые) газы, затем тяжелые (легкорастворимые).

Давление, при котором из жидкости начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.

Содержание растворённого газа в нефти часто выражают газовым фактором. Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти (м³/т)

Влагосодержание.

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. При снижении давления из газа начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C_5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ ‑ бутанов, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см³/г (плотность льда 1,09 см³/г). Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой.

Снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

 

СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Общие сведения.

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, оператор по исследованию должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Виды пластовых вод:

§ подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

§ краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

§ промежуточные (между пропластками);

§ остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Состав пластовых вод.

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).

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей.

Физические свойства пластовой воды.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м³.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды). В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПа×с.

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (Q£1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Газосодержание.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м³/м³, обычно оно равно 0,2—0,5м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Растворимость в нефти. Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением — уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

 

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.

 

ВОПРОСЫ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ МАТЕРИАЛА