Раздел II основы геологии нефти и газа

Глава I

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.2_П+2)> она называ­ется метановой, нафтенового ряда (С„Н₂„) — нафтеновой, аро­матического ряда (С„Н_2п__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 р_н 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

93

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 V_nJI к объему той же нефти на поверхности после выделения из нее газа при стандартных ус­ловиях V_CT : b — V_na/V_CT.

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= F_CT/V_nJI.

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 = (У_пл — У_СТ)/У_ил =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 р_н. Он определяется по данным лабораторных анализов проб нефти по формуле Р>_н = (Ь₀ — 6_к)/6„/Ар, где Ь₀, Ь_к — объем­ные коэффициенты нефти при начальном р и конечном р_к дав­лениях; Ар = р₀ — р_к — 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.