2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа
..pdf1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
1.1.Нефть
1.1.1.Состав нефти
Нефть – маслянистая, вязкая жидкость темно-коричневого цвета, которая представляет собой смесь углеводородов. В состав нефти входят углеводороды следующих групп:
1)предельные углеводороды;
2)непредельные углеводороды;
3)ароматические углеводороды.
Предельные углеводороды наиболее простые по строе-
нию и название получили от самого простейшего из углеводородов – метана. В химии такие углеводороды называют алканами. Структурная формула метанового или парафинового ряда СnН2n+2 (n – число атомов углерода). Представители парафинового ряда даны ниже:
Наименование |
Формула |
Примечание |
Метан |
СН4 |
При атмосферном давлении |
Этан |
С2Н6 |
и нормальной температуре |
Пропан |
С3Н8 |
в газообразном состоянии |
Бутан |
С4Н10 |
|
Пентан |
С5Н12 |
Неустойчивы, легко переходят |
Гексан |
С6Н14 |
из газообразного состояния |
Гептан |
С7Н16 |
в жидкое и обратно |
Октан |
С8Н18 |
Жидкие вещества |
|
… |
|
Гептадекан |
С17Н36 |
|
Октадекан |
С18Н38 и т.д. |
Твердые вещества (парафины, |
церезины) |
Непредельные углеводороды имеют структурную форму-
лу СnН2n и относятся к нафтеновому или этиленовому ряду. В химии их называют алкенами или циклоалканами. Циклоал-
11
каны состоят из нескольких метиленовых групп СН2, они могут присоединять к себе объединенные кольца и цепочки метанового строения (циклопропан, циклобутан, циклопентан и т.д.).
Ароматические углеводороды получили свое название из-
за четко выраженных запахов. Структурная формула ароматических углеводородов бензольного ряда СnН2n–m (m – четные цифры от 6 и выше). В химии ароматические углеводороды называют аренами, из-за циклического строения они химически малоактивны.
Основными элементами нефти является углерод (83‒87 %)
иводород (11‒14 %), примесь серы до 7 %, до 5 % кислорода
идо 3 % азота. В небольших количествах в нефти присутствуют металлы (железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, никель, ртуть и др.). Содержание металлов настолько мало, что они обнаруживаются лишь в золе после сжигания нефти.
Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенную газ, воду, минеральные соли, механические примеси, служит сырьем для производства жидких энергоносителей, смазочных масел, кокса.
Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке к потребителю в соответствие с требованиями действующих нормативных и технических документов (ГОСТ 51858–2002).
По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов, нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды (табл. 1.1, 1.2, 1.3, 1.4).
|
|
|
Таблица 1 . 1 |
|
Распределение нефти по классам |
||
|
|
|
Массовая доля серы, % |
Класс нефти |
|
Наименование |
|
1 |
|
Малосернистая |
До 0,6 |
2 |
|
Сернистая |
0,61–1,8 |
3 |
|
Высокосернистая |
1,81–3,5 |
4 |
|
Особо высокосернистая |
Свыше 3,51 |
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1 . 2 |
||
|
|
|
|
Распределение нефти по типам |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Норма для нефти типа |
|
3 |
|
|
|
|||||
Параметр |
|
0 |
|
1 |
|
2 |
|
|
|
4 |
|||||
|
Внутр. |
|
Экспорт |
Внутр. |
|
Экспорт |
Внутр. |
|
Экспорт |
Внутр. |
|
Экспорт |
Внутр. |
|
Экспорт |
Плотность, кг/м3 |
потреб. |
|
потреб. |
|
потреб. |
|
потреб. |
|
потреб. |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при температуре |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 °С |
Не более 830 |
830,1–850 |
850,1–870 |
870,1–895 |
Свыше 895 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
874,5–899,5 |
|
|
|||||||
15 °С |
Не более 834,5 |
834,5–854,5 |
845–874,4 |
Свыше 899,5 |
|||||||||||
Выход фракций, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 °С |
– |
|
30 |
– |
|
27 |
– |
|
21 |
– |
|
– |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 °С |
– |
|
52 |
– |
|
47 |
– |
|
42 |
– |
|
– |
– |
|
– |
350 °С |
– |
|
62 |
– |
|
57 |
– |
|
53 |
– |
|
– |
– |
|
– |
Массовая доля |
– |
|
|
– |
|
|
– |
|
|
– |
|
– |
– |
|
– |
парафина |
|
6,0 |
|
6,0 |
|
6,0 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание. По плотности, а при поставке на экспорт дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина, нефть подразделяют: на 0 – особо легкую, 1 – легкую, 2 – среднюю, 3 – тяжелую, 4 – битуминозную.
13
13
Таблица 1 . 3 Распределение нефти по степени подготовки
Показатель |
Норма для нефти группы |
|||
1 |
2 |
3 |
||
|
||||
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
|
Концентрация хлористых солей, |
|
|
|
|
мг/дм3, не более |
100 |
300 |
900 |
|
Массовая доля механических |
|
|
|
|
примесей, %, не более |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров, |
|
|
|
|
кПа (мм. рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
66,7 (500) |
66,7 (500) |
|
Содержание хлорорганических |
Не нормируется, |
|||
соединений, млн–1 |
определяется самостоятельно |
|||
Таблица 1 . 4
Распределение нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов
Показатель |
|
Норма для нефти вида |
|
||
1 |
|
2 |
|
3 |
|
|
|
|
|||
Массовая доля сероводорода, |
|
|
|
|
|
млн–1 не более |
20 |
|
50 |
|
100 |
Массовая доля метил- и этилмер- |
|
|
|
|
|
каптанов в сумме, млн–1 |
40 |
|
60 |
|
100 |
1.1.2. Свойства нефти
Плотность – физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема (г/см³, кг/м³).
Значения плотности для нефти изменяются в пределах 0,78–0,98 г/см³. Если плотность определяется не при стандартной температуре, необходимо привести ее к стандартной по формуле
p20 = p + γ · (t – 20),
где γ – поправка плотности при изменении температуры на 1 °С; t – температура опыта.
Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления (рис. 1.1).
14
Рис. 1.1. Изменение плотности нефти в зависимости от температуры (а) и давления (б)
В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на поверхности. При снижении давления до давления насыщения при постоянной температуре плотность нефти незначительно понижается, при дальнейшем снижении давления плотность нефти существенно возрастает за счет выделения из нее растворенного газа. Из приведенного рисунка следует, что при снижении давления до давления насыщения плотность нефти понижается за счет ее сжимаемости. При дальнейшем понижении давления плотность нефти возрастает за счет выделения из нее растворенного газа.
Отношение плотности двух веществ при определенных стандартных физических условиях называется относительной плотностью. Плотность нефти определяется ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля и с помощью пикнометров (рис. 1.2).
Весы Вестфаля-Мора состоят из вращающегося на призме коромысла 1 с висящим на конце его поплавком (который иногда снабжен термометром) и неподвижного штатива 2, имеющего внизу регулировочный винт 3, а наверху неподвижное острие 4. Коромысло состоит из двух частей или плеч: одно из них более короткое и широкое, другое более длинное и тонкое, разде-
15
ленное на 10 делений, к последнему делению на тонкой платиновой нити подвешен стеклянный поплавок. Вес поплавка подобран таким, чтобы он точно уравновешивал коромысло в воздухе. Прибор снабжен пятью разновесами 10–14.
Рис. 1.2. Приборы для определения плотности вещества:
а– ареометр; б – весы Вестфаля-Мора; в – пикнометр
2.Вязкость характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.
Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти. В международной системе СИ динамическая вязкость измеряется в Па·с (1 Н·с/м²). В промысловой практике часто пользуются меньшими единицами вязкости – пуаз, сантипуаз (1 Пз = 0,1 Н с/м² = 0,1 Па·с). Динамическая вязкость преснойводыпритемпературе20 °Сравна0,01 Пзили1 сПз.
При трубопроводном транспорте нефти пользуются кинематической вязкостью, это отношение динамической вязкости
кплотности
γ = µ/ρ.
Единица измерения кинематической вязкости в системе СИ м²/c. На практике пользуются единицей кинематической вязкости называемой стоксом (1 Ст = 10 м²/c).
16
Рис. 1.3. Изменение вязкости нефти в зависимости от температуры (а) и давления (б)
Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается (рис. 1.3). Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа, растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа. Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов, темвышевязкость.
Вязкость нефти определяется вискозиметрами и различными установками (рис. 1.4).
а |
б |
Рис. 1.4. Вискозиметры: а – вискозиметр Убеллоде; б – вискозиметр Оствальда
17
Капиллярные вискозиметры представляют собой U-образные трубки, в одно из колен которых помещен капилляр. В приборе Убеллоде для истечения жидкости необходимо в одном из колен принудительно создавать давление или вакуум, в то время как вприборе Оствальда перетекание жидкости из одного колена вдругое происходит за счет гидростатического давления. Вискозиметр Оствальда используют как относительный прибор. Расчет производятпоформуле
Кt ,
где Кt – водная константа прибора при t измерения, м2/с2; ρ – плотность жидкости при температуре заливки, кг/м3; τ – время истечения, с.
Газовый фактор – отношение количества газа, растворенного в нефти в кубических метрах, приведенного к стандартным условиям, к количеству этой же нефти, выраженному в кубическим метрах, приведенной к стандартным условиям (м3/т).
Газосодержание. Характеризует количество природного газа, растворенного в пластовой нефти. Измеряется отношением объема газа, выделенного из нефти при ее дегазации, к объему или массе дегазированной нефти. Величина газосодержания может изменяться в зависимости от способа снижения давления. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Одновременно с увеличением плотности нефти уменьшается
ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа
(м3/м3, м3/т).
Давление насыщения нефти газом. Давление, при кото-
ром газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти,
18
в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 1.5).
Объемный коэффициент
– отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему этой же жидкости в поверхностных условиях:
Рис. 1.5. Изменение давления насыщения в зависимости от температуры
b = Vпл/Vпов.
Уменьшение объема извлеченной нефти по сравнению с объемом нефти в пласте в промысловой практике называется «усадкой» U.
U = (b – 1)/b.
Пластовая температура – параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние. Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами. Изменение пластовой температуры в залежах ведет к изменению объемов жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде.
Содержание смол, парафинов, асфальтенов, серы, меха-
нических примесей. Смолы – вязкие малоподвижные жидкости или аморфные твердые тела от темно-коричневого до темнобурого цвета с плотностью около единицы или несколько больше. Молекулярная масса смол в среднем от 700 до 1000 а.е.м (атомная единица массы – 1,66·10–27 кг). Смолы нестабильны, выделенные из нефти или ее тяжелых остатков могут превра-
19
щаться в асфальтены. При нагревании не плавятся, а переходят в пластическое состояние при температуре около 300 °С, при более высокой температуре разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка – кокса.
1.2. Попутный нефтяной газ и природный газ
Природные горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов (метана, этана, пропана, бутана, пентана).
На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газа. Относительным удельным весом газа на-
зывается отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковой температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах: от 0,554 у метана до 2,00 у бутана и выше.
Самый легкий из них – метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95 % иболее. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплотворная способность. Втяжелых нефтяных газах, наоборот, малоэтанаиметана.
Газыклассифицируютсяпо содержаниювнихпаровбензина:
жирные ............................................................. |
более 200 |
г/ м³; |
полужирные........................................................ |
101–200 г/ м³; |
|
тощие .................................................................... |
11–100 г/ м³; |
|
сухие.......................................................................... |
до 10 г/ м³. |
|
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие и жирные. Из жирных газов можно получить сжиженные газы или газовые бензины. Из физических свойств газов необходимо выделить сжимаемость, вязкость и растворимость. При определенном давлении и температуре объем газа можно уменьшить в 630 раз, а при снижении давления с 5,15 МПа до атмосферного его температура вследствие эффекта Джоуля-
20