Углеводородный состав

В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

Классификация нефти по углеводородному составу

Класс углеводородов, по которому нефти даётся наименование, должны присутствовать в количестве более 50 %. Если присутствуют углеводороды также и других классов и один из классов составляет не менее 25 %, выделяют смешанные типы нефти: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые, нафтено-ароматические, ароматическо-метановые и метано-ароматические; в них первого компонента содержится более 25 %, второго — более 50 %.

Вопрос №27. Пластовая и дегазированная нефть

Пластовая нефть (oil in-situ) - смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащихся в нефтяном пласте в условиях, характерных для него пластовых давлений и температур, в зависимости от которых она может представлять собой однофазную жидкость или распадаться на жидкую и газовую фазы. Или: нефть в том состоянии, в каком она находится в пласте (не окислена, содержит растворенный газ при пластовых температуре и давлении) (Ф.И. Котяхов, 1956). Наличие в П.н. весьма значительных количеств растворенного газа резко изменяет ее состав, уменьшает плотность, вязкость, поверхностное натяжение. Свойства П.н. изменяются в процессе разработки залежи по мере снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Дегазированная нефть- нефть из которой при подъеме на поверхность выделяющийся газ, вступил в контакт с кислородом воздуха, в следствие идет изменение состава и свойств.

Вопрос №28. Свойства нефти в пластовых условиях: плотность, вязкость, сжимаемость, электропроводность.

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств нефти после подготовки. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В пластовых условиях в 1 м3 нефти может быть растворено до 300-400м3 газа. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после дегазации называют объемным коэффициентом нефти. Б=Упл / Ун , где Угш - объем нефти в пластовых условиях; Ун - объем нефти при нормальных условиях (Р = 0.1МПа, Т= 273.2К) после дегазации.

Вязкость нефти и ее плотность в пластовых условиях зависят в первую очередь от количества растворенного в ней газа.

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

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти bн колеблются в пределах 0,4.14,0 ГПа-1, коэффициент bн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти. Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50.60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условия называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Θ = 1/в

1 . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой

нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка – И =( в -1)/ в · 100%.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с

давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Электрическое удельное сопротивление нефтей лежит в пределах 109-1016 Ом-м [27]. Удельная электропроводность необработанных нефтей составляет около 10"8 10"6 См/м (как уже упоминалось, примерно такую же удельную электропроводность имеет дистиллированная вода) [8]. Электропроводность дегазированной и обезвоженной нефти без механических примесей обычно ионная, для газонефтяных смесей на два-три порядка меньше таковой для дегазированной нефти [16, 98]. Тяжелые нефти характеризуются повышенной электропроводностью [117]. Влияние воды на электропроводность нефтей имеет сложный характер. Электропроводность водо-нефтяных эмульсий (содержание воды 30-60 %) ниже, чем безводной нефти. При дальнейшем увеличении обводненности электропроводность увеличивается на один-два порядка [16]. При росте температуры эмульсии монотонно растет ее электропроводность [21]. Ионная проводимость нефти, электрофо-ретическая проводимость диспергированных частиц и структура капель эмульгированной воды определяют электропроводность водонефтяных эмульсий [16, 117]. Исходя из приведенных значений удельной электропроводности, извлекаемые нефти являются диэлектриками.

Вопрос №30. Давление насыщения нефти газом, объемный коээфициент и усадка нефти

ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное.

Р_нас → Па, МПа, кгс/см² .

Давление насыщения зависит от кол-ва и вида раств. газа, а также состава нефти и от температуры. С увеличением кол-во раств. газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.

рис.1

С ростом содержания АСВ в нефти при прочих равных условиях Р_нас увеличивается (т.е. с ростом молекулярной массы нефтяное давление насыщения увеличивается). К этому же приводят и рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ∆V

рис. 2

Суть эксперимента в том, что дискретно увеличивая объем цилиндра следят за изменением давления в нем, которое снижается с Р_пл до Р_атм

По полученным данным строим зависимость указанную на рис. 2 точка преломления “В” – есть давление насыщения. Более крутой участок в левой ветви (уч. АВ) объясняется упругим расширением системы состоящей только из жидкости (газ раств. в нефти) имеющий низкий коэф-нт сжимаемости. Отсюда следует, что более резкое падение давления по сравнению с правой ветвью (ВС) представляет собой жидкость + выдел. газ (который обладает более высоким коэф-ом сжимаемости). Сведения о давлении насыщении газа необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамич-ий уровень жидкости газа, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти.

Плотность дегазированной и пластовой нефти.

Плотность дегазированной и пластовой нефти изменяется в широких пределах 600 – 700...1000 кг/м³ .

Присутствие в пл. нефти раств-го газа и повышенная температура пласта приводит к уменьшению плотности нефти.

Нефтяные месторождения		Плотность , кг/м3
		Пластовая	Дегазированная
1 2 3 4	Ромашкинское (РТ) Долина (Беларусь) Ново-Дмитриевское (РБ) Миксдей (США)	822 680 627 481	870 + 48 835 + 155 809 + 185 792 + 311

Не все газы одинаково влияют на плотность нефти при их раств-ии. Так с увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее УВ газами ( метан, этанол, пропан) и неУВ (СО₂).

Плотность нефтей насыщенных азотом несколько увеличивается с увеличением давления. Это объясняется тем, что с увеличением давления с одной стороны увеличивается кол-во раств-го в нефти газа, что уменьшает вязкость нефти, с другой при увеличении давления, уменьшается объем нефти из-за упругого ее сжатия, что ведет к увеличению вязкости. Естественно, при раств-ии плохо растворимого азота преобладает второй процесс: процесс увеличения вязкости за счет упругого сжатия нефти.

Кривая изменения вязкости в зависимости от давления:

Плотность, как параметр, необходима для перевода объемных ед. в массовые и наоборот.

31-32 Состав и физические свойства пластовых вод.

Пластовые воды нефтяных залежей – постоянные спутники нефтяных месторождений. Состав и физические св-ва пластовых вод, их активность во много предопределяет успешность разработки нефтяных месторождений.

Различают следующие виды пластовых вод:

1. подошвенные и краевые воды, заполняющие поры коллектор под залежью.

2. промежуточные – воды, приуроченные к водоносным пропластам, залегание в самом пласте.

3. Остаточные – воды, оставшиеся в нефтяном пласте после миграции нефти. В свою очередь остаточные воды делятся:

• свободную (гравитационную) воды, которые находятся в капельножидком состоянии. Движение ее происходит под влиянием силы тяжести и напорного градиента давления, в меньшей степени капиллярных сил.

• капиллярно-связанную воду, воду, удерживаемую капиллярными силами в узких порах.

• пленочную воду, толщина (1...10)·10^-6 см

t_зам = -1,5 ⁰С плотность >1 прокрывает поверхность

гидрофильных участков пористой среды

• адсорбционно–связанная вода, образуется путем адсорбции поляризованных молекул воды на поверхности части породы. Ее свойства значительно отличаются от свойств свободной объемной воды, например t_зам. = - 8 ⁰С, она обладает повышенной кислотностью, толщина этой воды (6...10)·10^-7 см

Кроме перечисленных вод в г.п. различают химически связанную воду, которая входит в состав минералов СаSO₄·2Н₂О. Также встречается вода в тв. состоянии в виде кристаллов, линз и даже линз различной мощности, как правило в зонах многомерзлых пород крайнего Севера..

Вода в состоянии пара на больших глубинах в высокотемпературных зонах.

Минерализация и состав пластовых вод.

Минерализация пластовых вод – это суммарное содержание в ней растворенных и коллоидных веществ. Изменяется от десятых долей до 600 кг/м³.

В пластовых водах присутствуют ион К, Na, Са, Mg и ряд других металлов. Основные ионы соединяющие: хлорион, сульфотион, ионы Na, Са и Mg, в меньших кол-вах содержатся К, Fe и др., в относительном небольшом и ничтожном кол-ве ионы Br, стронция, Li, и др элементов. Пластовые воды содержат фенолы, низшие жирные кислоты, нафтены, азотсодержащие кислоты, содержание их в воде может достигать до 5 кг/м³. Все пластовые воды содержат растворенные газы (осн. компонент метана – этан, пропан и бутаны встречаются в меньшем кол-ве). Содержание метана колеблется от долей до 5 м³/м³.

Азот – обязательный компонент в составе пластовой воды и содержание его колеблется 0,01...0,04 м³/м³.

Углекислый газ присутствует практически повсеместно. В СО₂ образуется при окислении органических и УВ-ых веществ, а также в результате динамо и термо-метаморфизма карбонатных и метаморфических г.п., СО₂ =18...20 м³/м³.

Сероводород в составе воды распределяется неравномерно. Максимальное содержание его в водах среднего Поволжья для пермских отложений составляет 0,9...1,3 м³/м³. Для каменноугольных отложений от 2,0...3,0 м³/м³. В девонских и додевонских месторождений Н₂S не обнаружен.

Такие инертные газы как He, Ar и др содержатся в пластовых водах в виде следов (очень маленьких кол-вах) . Кислород обнаруживается редко и в основном связан с зоной свободного водообмена. Распределение водорода недостаточно изучено, встречается в небольших количестве 10^-3 м³/м³.