Лекция 19 состав и физические свойства газа нефти и пластовых вод

ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и тем­пературы могут находиться в залежи в различных состояниях –

газообразном, жидком или в виде газожпдкостпых смесей.

Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей.

В таких условиях некоторое коли­чество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление до­статочно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонсфтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.

Поэтому в зависимости от условий залегания и количествен­ного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

1. чисто газовые;

2. газоконденсатные;

3. газонефтяные (с большой газовой шапкой н нефтяной оторочкой);

4)нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа).

В связи с широким разнообразием сочетания давления, тем­пературы и состава углеводородов природных залежей нефти и газа резко очерченных границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует.

В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводо­родов по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых жидких углеводородов иногда условно раз­деляют на газовые, газоконденсатные или газонефтяные.

Газоконденсатный фактор —это количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 м³ получаемой жидкой продукции — конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740---780 кг/м^:3 с газокоиденсатным фак­тором от 900 до 1100 м³/м³.

Следует отметить, что в 1 м³ нефти содержание растворенного газа может достигать более 1000 м³. С этой точки зрения между нефтегазовыми и газоконденсатнымп месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся и жидком состоянии.

Упомянутые цвет н плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными. По данным Л. Г. Дурмишьяна, в поровом пространстве многих газовых и газокоидепсптпых месторождений СНГ содержится наряду с остаточной водой также н остаточная нефть. По залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного месторождения, например, количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12 % от объема пор, достигая местами 27 %. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который содержит смолы.

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользуются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи (об этом см. в последующих разделах).

Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь в свободном, жидком или газообразном состояниях. Из скоплений углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.

В последние годы учеными СНГ доказано существование газогидратных заложей, содержащих газ в твердом (гидратhoм) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обуслов­лено свойством его при определенных давлениях н температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные. залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии, поэтому подсчет запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений при­родного газа.

Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой разреза, составом газа н минерализацией пластовых вод.Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетней мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2—2,5 тыс. м.

В процессе разработки месторождений физическое состояние п свойства углеводородов с изменением давления п температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и температур.

СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового (или парафинового) ряда—алканы общего состава С _пН _2п+2, полиметиленовые или нафтеновые углеводороды (циклоалканы) С _пН_2п 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 п т. д.) в составе природных нефтен незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей н газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей п 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 н жирные кислоты, фенолы). Содержание нафтеновых п 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 с щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения (десятые доли Н/м).

Содержание серы в иефтях СНГ 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, метилмеркаптап CH₃SH— газообразное вещество с температурой кипения 7,6 °С. Со щелочами н окислами тяжелых металлов они образуют мсркаптпды. 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 пли полужидкие вещества от темно-желтого до корич­невого цвета плотностью 1000--1070 кг/м^:3. 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 асфальтсны. 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. Асфльтены 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 асфальтепы 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 чиже 18%). смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолпстые (выше 35 %).

Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1,5% по массе, к парафинистым — при содержании его от 1,5 до 6 % и к высокопарафиновым — более 6%. парафина.

Парафин в скважинах и промысловых нефтесборпых 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) 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 15⁰ C. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40—60 ⁰С.

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 С_|7~-С₃₅, имеющие температуру плавления 27 -71 ⁰С. 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 н 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 н парафин обладают различными химическими свойствами.

Предполагается, что парафиновые и цсрезниовыс углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава C_пH_2п+2, причем парафины, по-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т. е. они представляют собой смесь изопарафинов.

Физические н 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.