3. Физ. Сост нефти газа

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление меняется, что может сопровождаться изменениями соста­ва газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущест­венно метанового (парафинового) (С_nН_2n+2), нафтенового (C_nH_2n) и в меньшем количестве ароматического (С_nН_2n-6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ — га­зы, от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ - жидкости, от С₁₇Н₃₆ до С₃₅Н₇₂ и выше — твердые вещества, называемые парафинами и цере­зинами.

При большом количестве газа в пласте он может распола­гаться в виде газовой шапки над нефтью в повышенной час­ти структуры. При этом часть жидких УВ нефти может на­ходиться в виде паров также и в газовой шапке. При высо­ком давлении в пласте плотность газа становится весьма большой. В этих условиях в сжатом га­зе растворяются значительные количества легкой нефти (С₅Н₁₂ + С₆Н₁₄). Иногда нефть оказывается полностью рас­творенной в газе. При извлечении такого газа на поверх­ность в результате снижения давления и температуры рас­творенная в нем нефть выпадает в виде конденсата.

Если количество газа в залежи по сравнению с количест­вом нефти мало, а давление достаточно высокое, то газ пол­ностью находится в растворенном состоянии в нефти, и тог­да газонефтяная смесь находится в пласте в жидком виде.

При извлечении нефти на поверхность в результате сни­жения давления растворенный газ выделяется в виде газовой фазы.

С учетом сказанного залежи УВ подразделяются на: 1) чи­сто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные или неф­тегазовые (в зависимости от относительных размеров газо­вой шапки и нефтяной части залежи); 4) нефтяные (с различ­ным содержанием растворенного газа).

4. Св-а и классиф. пл.н

1 Плотность нефти, ρ_н – масса нефти в единице объема.

Относительная плотность – отношение плотности нефти при t = 20ºС к плотности воды при t = 4ºC.

Плотность нефти: 0,72÷1 .

Под плотностью пластовой нефти понимается масса неф­ти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2 — 1,8 раза меньше плотно­сти дегазированной нефти. Плотность нефтей колеблется от 740 до 1060 кг/м³ при н.у.

2 Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении.

Различают вязкость: 1 динамическую (абсолютную); 2 кинематическую; 3 относительную (условную).

Динамическая вязкость, μ - выражается величиной сопротивления взаимному перемещению 2 слоев жидкости с поверхностью 1 см² отстоящих друг от друга на 1 см при относительной скорости перемещения 1 см/с.

Кинематическая вязкость, ν – отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той-же температуре.

Относительная вязкость, выражается отношением абсолютно вязкости нефти к вязкости дистиллированной воды (от 0,5 до 160 мПа·с).

Вязкость пластовой нефти µ_н, определяющая степень по­движности нефти в пластовых условиях, существенно мень­ше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температу­рой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

3 Газосодержание пластовой нефти - это объем газа V_г, растворенного в 1 м³ пластовой нефти V_пл.н

Газосодержание пластовой нефти выражают в м³/м³. Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа (гамма)γ.

Промысловым газовым фактором Г называется количест­во газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Различают начальный газовый фактор, текущий газовый фактор, и средний газовый фактор.

4 Давлением насыщения пластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

5 Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая из­меряется коэффициентом, показывающим долю объема нефти, на кото­рую она сжимается при увеличении давления на единицу.

6 Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объ­ем нефти при изменении температуры на 1 °С. Размерность 1/°С.

5. Св-а и классиф. прир. газов

Углеводородные газы, почти не содержащие углеводородов выше С₄, относятся к сухим газам. При этом в чисто газовых зале­жах преобладает метан (до 93—98 %).

Пропан и бутан при повышении температуры легко переходят в жидкое состояние. Пентан (С₅H₁₄) + вышекипящие углеводо­роды входят в состав газоконденсатных залежей и при снижении давления и температуры выделяются в виде конденсата.

В состав природных газов часто входит углекислый газ, азот, сероводород, гелий, аргон, неон и др. В большинстве место­рождений сероводород отсутствует или его мало (менее 0,5%), в отдельных районах и месторождениях концентрация сероводо­рода превышает 10—12 %, а иногда достигает 50% и более. Попутные газы нефтяных залежей и газы газоконденсатных залежей принадлежат к жирным. Большое влияние на состояние, свойства и состав газа оказывают давление и температура. Критической температурой газа называют температуру, выше которой газ не может быть переведен в жидкость при любом дав­лении. Критическое давление — давление перехода газа в жид­кость при критической температуре. Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и иде­ального V_и газов при одинаковых давлении и температуре.