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.2П+2)> она называется метановой, нафтенового ряда (С„Н2„) — нафтеновой, ароматического ряда (С„Н2п_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 рн 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 VnJI к объему той же нефти на поверхности после выделения из нее газа при стандартных условиях VCT : b — Vna/VCT.
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= FCT/VnJI.
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 = (Упл — УСТ)/Уил =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 рн. Он определяется по данным лабораторных анализов проб нефти по формуле Р>н = (Ь0 — 6к)/6„/Ар, где Ь0, Ьк — объемные коэффициенты нефти при начальном р и конечном рк давлениях; Ар = р0 — рк — 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/Vm, где Vp — объем 1 кг газа при данных давлении и температуре; FH — 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 (рпл/Та11) X X (Vaa/Vor).
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 ря и температуру TR по формулам: pR = рал/рг; TR = ТПП/ТГ, где Рпл — пластовое давление, МПа; Тпл — абсолютная температура газовой смеси в пластовых условиях, равная Т0 + ^пл (Т0 = 273 К, ^Пл — пластовая температура, °С); рг — псевдокри-
Дата добавления: 2015-01-10; просмотров: 2951;