- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 2. Состав и классификация нефтей
Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового (или парафинового) ряда — алканы общего состава CnH2n+2, полиметиленовые или нафтеновые углеводороды (циклоалканы) CnH2n и ароматические.
Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение, — образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и в поровых каналах пласта.
Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. Со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и являющиеся поверхностно-активными веществами. Поэтому некоторые нефти (содержащие повышенные количества нафтеновых и жирных кислот) на границе со щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения (десятые доли Н/м).
Содержание серы в нефтях России достигает 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др).
Меркаптаны (R—SH) по строению аналогичны спиртам, этиломеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях жидкости, метилмеркаптан CH3SH — газообразное вещество с температурой кипения 7,6 °С. Со щелочами и окислами тяжелых металлов они образуют меркаптиды. Эти вещества вызывают сильную коррозию металла.
Содержание асфальто-смолистых веществ достигает 40 %. Они представляют собой высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входит углерод, водород, кислород, сера и азот.
Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде — жидкие или полужидкие вещества от темно-желтого до коричневого цвета плотностью 1000—1070 кг/м3. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол, которые хорошо адсорбируются на силикагеле, отбеливающих глинах и на других адсорбентах.
К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно просто на свету, а наиболее интенсивно —при нагревании с одновременным продуванием воздуха.
Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются также нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфаль-тены и при растворении (например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по-видимому, в виде коллоидных систем. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти подразделяются на три класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %), сернистые (при содержании серы более 0,5—2,0 %) и высокосернистые (при содержании серы более 2 %).
По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (содержание смол ниже 18 %), смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолистые (выше 35 %).
Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1,5% по массе, к парафинистым — при содержании его от 1,5 до 6,0% и к высокопарафиновым — более 6 %, парафина.
Парафин в скважинах и промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании его в нефти в пределах 1,5—2,0 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти и т. д. В отдельных случаях (нефти месторождения Узень Казахстан) содержание парафина достигает 35%. При этом температура его кристаллизации оказалась близкой к пластовой. Для предотвращения выпадения парафина в пласте поддержание пластового давления необходимо осуществлять нагнетанием вод с повышенной температурой. Условия выпадения парафина (температуру и давление начала его кристаллизации) изучают с помощью специальных акустических или оптических приборов. Принцип их действия заключается в том, что после начала кристаллизации парафина наступает «замутнение» слоя нефти в приборе, которое улавливается фотоэлементами или регистраторами интенсивности ультразвука.
Очищенный парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, не растворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15 °С. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40—60 °С.
Природа нефтяного парафина сложна, и данные о строении и свойствах углеводородов, входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что нефтяной парафин — это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов и церезинов.
Парафины — углеводороды состава C17—С35, имеющие температуру плавления 27—71 °С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С36—C55), а температура плавления —65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют переплетающиеся пластинки и пластинчатые ленты. Размеры кристаллов легкоплавкого парафина большие, чем тугоплавкого. Церезины же кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.
Предполагается, что парафиновые и церезиновые углеводороды образуют" два независимых гомологических ряда состава CnH2n+2, причем парафины, по-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т. е. они представляют собой смесь изопарафинов.
Физические и физико-химические свойства нефтяных парафинов, а также условия их выделения из нефти и отложения в скважинах изучены недостаточно, что задерживает усовершенствование методов борьбы с их отложениями.