ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО

ГАЗА И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

1.1. Свойства нефти

Нефть - горючая маслянистая жидкость, преимущественно тем­ного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до тёмно-бурого и чёрного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

¨ метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

¨ нафтеновые – СnН2ni;

¨ ароматические – СnН2n-6.

 

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Таблица 2.1Углеводороды метанового ряда

Наиме­нование      
Формула Примечание  
     
Метан СН4    
Этан С2Н6 При атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии  
Пропан С3Н8  
Бутан С4Н10    
Пентан С5Н12    
Гексан С6Н14 Неустойчивы, легко переходят из газооб­разного состояния в жидкое и обратно  
Гептан С7Н16  
   
Октан С8Н18    
. . . Жидкие вещества  
  С17Н36    
  С18Н38    
  и т.д. Твёрдые вещества (парафины)  
       
   

 

Рис. 2.1. Химический состав нефти

 

 

Рассмотрим основные физические свойства нефти.

 

1. Плотность (ρ) - отношение массы к объёму. Единица измере­ния плотности в системе СИ выражается в кг/м3 . Измеряется плотность ареометром. Ареометр - прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность ис­следуемой нефти (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Ареометр

 

 

Плотность нефти варьируется от 730 до 980÷1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делят­ся на 3 группы

1. тяжёлые (свыше 970 кг /м3)

2. средние (871-­970 кг /м3)

3. лёгкие (до 870 кг/м3)

По плотности судят о качестве нефти. Лёгкие нефти наиболее ценные.

 

 

2. Вязкость - свойство жидкости или газа оказывать сопротивле­ние перемещению одних её частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости.

Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (μ). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), то есть вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоя­нии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, также как и в гидрогеологии, и ряде других об­ластей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей - мПа·с. Так, пресная вода при температу­ре 20 °С имеет вязкость 1мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворённого газа её вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2-4 раза, а с повы­шением температуры резко уменьшается.

 

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом ки­нематической вязкости, то есть отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с.

На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определённого объёма жидкости ко времени истечения такого же объё­ма дистиллированной воды при температуре 20 °С.

Вязкость изменяется в широких пределах (при 50°С 1,2÷55·10-6 м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смоли­стости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

3. Испаряемость. Нефть теряет лёгкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворённого газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является со­держание в ней значительного количества растворённого газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть стано­вится более вязкой, её объём уменьшается).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

4. Сжимаемость - способность нефти (газа, пластовой воды) из­менять свой объём под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти βн колеблются в пределах 0,4÷14,0 ГПа-1 или [(0,6÷1,8) ×10-4]ат-1. Коэффициент βн опре­деляют пересчётом по формулам, более точно его получают путем ла­бораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворённого газа в пластовой нефти она увеличи­вается в объёме (иногда на 50÷60 %). Отношение объёма нефти в пластовых условиях к объёму её в стандартных условиях называют объёмным коэффициентом в (величина безразмерная). Величина, обратная объёмному коэффици­енту, называется пересчётным коэффициентом:

Θ=1/в

Этот коэффициент служит для приведения объёма пластовой нефти к объёму нефти при стандартных условиях.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти И, то есть на сколько изменяется её объём на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

И = (в—1) ·100% / в.

5. Газосодержание - важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в 1м3 нефти.

6. Газовый фактор - отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре; показатель рас­хода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторожде­ния. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри — Дальтона, (относится к растворимости газов в жидкости в зависимости от упругости этого газа, производящего давление на жидкость), при некотором определенном давлении и постоянной температуре в жидкости растворяется определенное количество газа, зависящее также и от свойств жидкости. При увеличении или уменьшении давления газовой атмосферы на жидкость с сохранением той же температуры, количество растворенного газа увеличивается или уменьшается в таком же отношении.

Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворённый в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

 

1.2. Свойства природного газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, или газ в растворенном виде находится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений пред­ставляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из пре­дельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, то есть из метана СН4 и его гомологов (сходных по составу) - этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98÷99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых место­рождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкие газы, такие, как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

1.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 0 °С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содер­жания в газе лёгких и тяжёлых углеводородов).

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

2. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неиз­менной температуре определяют по формуле:

S = αРb,

где S - объём газа, растворенного в единице объёма жидкости, приве­денной к стандартным условиям;

Р - давление газа над жидкостью,

а - коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризую­щий объём газа (приведенный к стандартным условиям), растворённый в единице объёма жидкости при увеличении давления на 1МПа;

b- показатель, характеризующий степень отклонения раствори­мости реального газа от идеального.

Значение аи b зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости а для нефтей и газов основных ме-сторождений России изменяется в пределах 5÷11 м3/м3на 1МПа. Пока­затель b изменяется в пределах 0,8÷0,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально суще­ствует в растворённом состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

3. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0°С обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и тем­пературы она незначительно увеличивается. Однако при давлениях вы­ше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

4. Теплоёмкость газа - количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объёма этого вещества на 1°С. Весовая - теплоёмкость газа измеряется в кДж/кг, а объёмная - в кДж/м3

.

5. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется ко­личеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или еди­ницы объёма данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо/

Если при постоянной температуре повышать давление какого- либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, то есть перейдёт в жидкость. Для каждого газа су­ществует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а кри­тическая температура - 82,5 °С.

6. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальное и максимальное содержание газа в газовоздушных смесях, при котором может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости.

 

Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

Влагосодержаниеигидраты природных газов. Состав гидра­тов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молеку­лами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Гидраты газов - это твёрдые растворы. Исследования показыва­ют, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определёнными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упруго­сти паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с во­дой при определённых давлении и температуре, также могут образовы­вать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лёд. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды - 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение - поглощением. Суще­ствует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах веч­номерзлотных пород и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2÷3 °С.

 

1.3. Свойства пластовой воды

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу, и потому она об­волакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответ­ствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вме­сте с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называ­ют связанной или погребённой.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, фор­мировались в водных бассейнах. Поэтому ещё до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидко­стей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, то есть лучше смачи­ваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении её нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пла­стах в виде тончайших пленок на поверхности зёрен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зёр­нами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие пере­пады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

В состав вод нефтяных месторождений входят хлориды, бикарбо­наты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержа­ние хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и окислы железа, алюминия и кремния в виде коллоидов. Часто присутствует йод и бром, иногда в та­ком количестве, что вода может быть объектом их промышленной до­бычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концен­трацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторож­дений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, лёг­кие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии орга­нических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Отношение объёма воды, содержащейся в породе, к объёму пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

 

ηв =Vв/ Vп ,

где ηв - коэффициент водонасыщенности; Vв - объём воды в породе; Vп - объём пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объёму пор называется коэффициентом нефтенасыщенности:

ηн =Vн/ Vп ,

где ηн - коэффициент нефтенасыщенности; Vн - объём нефти в породе; Vп- объём пор.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеб­лется от долей процента до 70 % объёма пор и в большинстве коллек­торов составляет 20÷30 % этого объёма.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35÷40 % и небольшой проницаемости пород пласта из скважин мож­но добывать безводную нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Рассмотрим основные физические свойства пластовых вод.

1. Минерализация воды характеризуется количеством раство­ренных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их солёностью, то есть содержанием растворённых в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м3 - в рапах.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жёсткие и щелочные.

На практике для классификации вод существует классификация Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определённые свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жёсткость воде придают сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную солё­ность».

2. Плотность воды зависит от степени её минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более.

3. Сжимаемость. Коэффициент сжимаемости воды, то есть из­менение единицы объёма её при изменении давления на 0,1 МПа в пла­стовых условиях, находится в пределах 3,7 10-5÷5 10-5/0,1 МПа в зави­симости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворённого газа повышает её сжимаемость.

4. Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению рас­творимости в ней газа.

5. Электропроводность находится в прямой зависимости от ми­нерализации вод. Пластовые воды являются электролитом.

6. Вязкость пластовой воды при 20°С составляет 1мПа·с, а при 100 °С -0,284 мПа·с.