1.3. Физико-химические свойства нефти и воды

Лекция № 4

Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов, способный к перемещению в недрах и поверхностных условиях. Генетически нефть – это обособившиеся в самостоятельные скопления подвижные жидкие продукты преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) в зоне катагенеза. В химическом отношении нефть  сложная смесь УВ и гетероатомных (серо-, кислород и азот содержащих) органических соединений, хорошо растворимая в органических соединениях. В физическом отношении  это коллоидно-дисперсная сложноорганизованная система. Свойства: вращает плоскость поляризации вправо, молекулярная масса соединений от 100 до 40 000 (средняя 220-300). Молекулярный состав: C-82-87%, H-11-14% O₂-0,7%, N₂-0,3%. Углеводороды нефти представлены: алканами (0-93%), цикланами (1-80%) и аренами (3-35%) на дистальную часть.

Алканы (метановые, алифатические или парафиновые углеводороды) - класс предельных или насыщенных УВ с открытой цепью C_n H_2n+2. Углеводородный скелет представляют линейные нормальные (n-алканы) или разветвленные цепи метиленовых групп (-СН₂-) – изоалканы (и-алканы), основная масса которых представлена УВ с одной короткой боковой ветвью – метилалканами.

Алканы C-C₄ - газообразные вещества – единственный углеводородный компонент горючих газов; C₅-C₁₅ – жидкие углеводороды; далее - твердые. Нормальные n-алканы C₁₈ - и выше называют парафинами. В природных аэробных условиях n-алканы легко окисляются, поэтому нефти с высоким их содержанием в зоне гипергенеза отсутствуют. Часть алканов средних и высших фракций нефти связана с хемофоссилиями, т.е. химическими соединениями близкими по структуре к некоторым биологическим веществам.

Метановые УВ присутствуют во всех нефтях. Если их содержание больше 50%, то такие нефти называют метановыми. В легких нефтях обычно в максимальных концентрациях присутствуют n-алканы С5-С10. В тяжелых - их максимум сдвинут в область С₁₈-С₂₀. Отношение количества нечетных алканов к четным характеризует степень зрелости нефти.

Цикланы – (циклоалканы, циклопарафины, нафтены, полиметиленовые УВ) – класс насыщенных циклических УВ. Циклы построены из трех и более метиленовых групп (-СН₂-). Наиболее устойчивые циклы из 5-ти (циклопентаны) и 6-ти (циклогексаны) метиленовых групп. Цикланы бывают с одним циклом в молекуле (моноциклические) и нескольким (полициклические).

Общая формула моноциклических цикланов - C_nH_2n, бициклических - C_nH_2n-2. Полицикланы (типа стеранов, гопанов, терпанов) имеют биологическое происхождение. По многим химическим свойствам цикланы подобны алканам. Почти все нефти с высоким содержанием цикланов связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости.

Арены – ароматические УВ-класс углеводородов общей формулы C_n H_2n-p (p = 6, 12, 14, 18, 20…36), содержащие циклы с ароматическими связями. В нефтях и битумоидах моноциклические арены представлены бензолом и его гомологами, бициклические – нафталином и бифелином, полициклические – фенантреном, антраценом, периленом и др. По физическим свойствам, арены с ильно отличаются от алканов и цикланов и, в частности, легко растворяются в воде.

Нефть представляет собой в основном смесь УВ метанового (парафинового) и нафтенового рядов. Она характеризуется фракционным составом: кипящие фракции до 100⁰С - бензин; до 110⁰С - бензин специальный; до 135⁰С – бензин 2-го сорта; до 270⁰С - керосин и остаток - мазут, из которого при подогреве до 400-420⁰С отбирают масляные фракции.

По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Качество нефти зависит также от содержания в ней примесей: парафина, серы, смолистых веществ и т.п.

Бензин и керосин характеризуются величиной октанового числа - характеризующего детонационную стойкость топлива. Она зависит от содержания изооктана и гептана.

Физические свойства нефти определяются при t = 20⁰C. К ним относятся:

Плотность нефти по воде  соотношение массы единиц объема нефти и воды, взятых при одинаковых Р и Т. Для различных нефтей относительная плотность нефти по воде колеблется в пределах 0,78-0,93.

Вязкость или внутреннее трение. Физическое определение вязкости нефти совпадает с определением вязкости для газов. Как и для газов для нефти различают динамическую () и кинематическую () вязкости.

Единицы измерения:

[]_СИ = Пас; _СГСЕ = ; 1 Па = 10 Пуаз.

Вязкость нефтей колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворимого в ней газа. С увеличением температуры и растворимого газа она заметно падает.

Вязкость нефти играет большую роль при движении ее по пласту. От нее зависит также динамика обводнения залежи и условия эффективной ее добычи.

Поверхностное натяжение () заключается в противодействии нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму. Поверхностное натяжение существует на границе раздела 2-х любых фаз. На границе с воздухом поверхностное натяжение нефти составляет 2.53.5 н/м², на границе с водой - 7.27.6 н/м². Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. Чем больше поверхностное натяжение, тем больше расходуется пластовой энергии на движение нефти, т.к. сечения каналов переменные и капля жидкости меняет свою форму. Как правило, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; оно уменьшается с увеличением растворенного газа и повышением температуры.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий ее физических свойств и наличия растворенного газа, который в процессе снижения пластового давления выделясь изменяет свойства нефти - она становится более вязкой из-за потери газа.

Таким образом, пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных УВ, которые могут находиться в однофазном (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газовая нефть и свободный газ) состоянии.

Изучение свойств пластовых нефтей проводят на основе глубинных проб отобранных из скважин. Их отбирают пробоотборниками через так называемые фонтанные (насосно-компрессорные) трубы.

Связанная вода в нефтяных пластах.

Не все поровое пространство заполнено нефтью и газом; часть его занято связанной водой, которая удерживается в мелких порах и трещинах капиллярными силами. Поэтому содержание нефти и газа в пласте, когда их нельзя определить раздельно, характеризуется коэффициентом нефтегазонасыщенности

,

где: V_нг - объем нефти и газа в порах; V_n - объем пор. К_нг обычно вычисляют через коэффициент водонасыщенности (К_в), выражающий отношение объема связанной воды по всему поровому пространству:

К_нг = 1 - К_в.

Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость породы и размеры поровых каналов, а также чем больше этих каналов.

Коэффициент К_в определяется лабораторным путем по образцам керна из глубоких скважин, а также по данным промысловой геофизики, используя петрофизическую зависимость: где: P_н - параметр насыщения;

а  коэффициент; n  показатель степени, зависящий от структуры порового пространства; _n  сопротивление пласта; _вп  сопротивление пласта, полностью насыщенного водой.

Схема определения коэффициента К_нг, следующая:

- измеряют сопротивление пласта _n в контуре и _вn в законтурной части залежи и вычисляют параметр насыщения ;

- по найденному параметру насыщения определяют значение К_в по имеющейся петрофизической зависимости ;

- вычисляют К_n = 1- К_в.

Если значение _вn измерить не удается, то его вычисляют через параметр пористости, а последний определяют, используя петрофизическую зависимость параметра пористости (P_п) от пористости:

, где: P _п  параметр пористости; _вn сопротивление водяного пласта;  _в сопротивление воды; b  коэффициент; К_n  коэффициент пористости; m  показатель степени, зависящий от структуры порового пространства.

Подземные воды нефтяных и газовых месторождений.

Подземные воды встречаются в большинстве нефтяных и газовых месторождений и являются обычными спутниками нефти и газа. Часто воды находят-

ся в тех же пластах (коллекторах), что нефть и газ, и в этом случае занимают пониженные части пласта. Отметим некоторые физические свойства воды.

Плотность () – масса единицы объема воды, зависит от минерализации, т.е. количества растворимых солей.

Температура (Т) – определяется в соответствии с геотермической ступенью данной местности и глубиной залегания пластовой воды.

Электропроводность () – зависит от минерализации.

Вязкость воды () значительно меньше, чем у нефти, поэтому она обладает большей подвижностью.

Поверхностное натяжение () – также ниже, чем у нефти, поэтому она обладает большей способностью промывать пески и вытеснять из пласта нефть.

Растворимость газов () в воде значительно ниже, чем у нефти.

Пластовые воды являются одним из основных энергетических источников фильтрационных процессов на месторождениях УВ. В рамках промысловой классификации они подразделяются на грунтовые (безнапорные), пластовые напорные и воды тектонических трещин. Грунтовые воды залегают на сравнительно небольшой глубине от поверхности, и их режим зависит в основном от гидрометеорологических условий.

Пластовые напорные воды по отношению их залегания к нефтяному пласту подразделяются на: нижние краевые (контурные),; подошвенные, промежуточные, верхние и нижние,. Краевые воды залегают в пониженных частях нефтеносного пласта и подпирают нефтяную залежь. Подошвенные залегают в подошвенной части нефтяного пласта в пределах всей структуры. Промежуточные воды находятся внутри нефтяного пласта. Верхние и нижние, приурочены к чисто водяным пластам и залегают соответственно выше и нефтяного пласта (рис. 4.4).

Наиболее типичным является строение месторождения, когда залежь подпирается нижними краевыми водами. В этом случае выделяют внешний водонефтяной контакт (1), приконтурную зону (4), внутренний водонефтяной контакт (2) и нефтяную зону (3) (рис.4.5).

Рис.4.4

В приконтурной зоне часть пласта содержит нефть, а другая часть воду. В нефтяной зоне весь пласт нефтяной. В процессе добычи нефти происходит равномерное продвижение (сжатие) контура нефтеносности. При неравномерном продвижении контура могут появиться «языки» обводнения, приводящие к появлению разрозненных целиков нефти, которые трудно извлечь (рис.4.5).

4

Рис. 4.5

Неравномерность продвижения зависит от неоднородности пласта и темпа отбора нефти. При наличии месторождения с подошвенными водами целики образуются за счет конусов заводнения, если скважины вскрывают подошвенную воду (рис. 4.6).

Рис. 4.6

Борьба с конусами заводнения ведется путем цементирования участков затрубного пространства скважин в зоне подошвенных вод.