Лекция 2 природные горючие ископаемые

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая из смеси углеводородов, содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ и находящаяся в породах коллекторах в свободном состоянии. В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2;

нафтеновые – С_nН_2n;

ароматические – С_nH_2n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и бутан С₄Н₁₀), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄ и гептан С₇Н₁₆ неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈ до С₁₇Н₃₆ – жидкие вещества.

Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С₁₇Н₃₆-С₃₇Н₇₂) – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).

Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

• малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);

• среднесернистые (0,5 < S≤1 %);

• сернистые (1 < S≤3 %);

• высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию асфальтеносмолистых веществ нефти подразделяются на:

• малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);

• смолистые (10 < Ас ≤20%);

• высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C₁₇H₃₆—С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄—C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

• малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;

• парафинистые— 5 <П≤10 %;

• высокопарафинистые — П > 10 %.

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

Физические свойства нефти

Плотность (объемная масса) –отношение массы вещества к его объему. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. ρ_н=m/V

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м³)

средние нефти (871970 кг/м³)

тяжелые (свыше 970 кг/м³).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.

Коэффициент динамической вязкости (). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па·с, 1П (пуаз) = 0,1 Па·с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. Стокс (Ст) = см²/с = 10^-4м²/с.

На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20⁰С.

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с.

Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.

По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью — _н < 1 мПа  с;

маловязкие — 1<_н5 мПа  с;

с повышенной вязкостью—5<_н 25 мПа с;

высоковязкие— н > 25 мПа с.

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти- давление, при котором начинается выде­ление из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м³ объема пластовой нефти Vпл.н:

G=Vг/Vп.н.

Газосодержание обычно выражают в м³/м³ или м³/т.

Промысловым газовым фактором Гназывается количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти.Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.

Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м²; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м², Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м², Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность– способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ - поверхностное натяжение; r – радиус капилляра.

h = 2 σ/rρg

h - высота поднятия;ρ – плотность жидкости;g - ускорение свободного падения.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти β_н– это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где V₀- первоначальный объем нефти; ΔV- изменение объема нефти при изменении давления на Δр;

Размерность β_н-Па^-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10^-6МПа^-1. Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10^-6МПа^-1.

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости β_н=(4-7) 10^-10МПа^-1.

Коэффициент теплового расширения н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

н = (1/Vo) (V/t).

Размерность  — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

b_н= V_пл.н/V_дег = _н./_пл.н

где V_пл.н—объем нефти в пластовых условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; _пл.п—плотность нефти в пластовых условиях; —плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н