Материал: 2518

коллекторов нефти и газа, способствующие их накоплению. Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но и в значительной степени физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пла-

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах насыщают пустоты между зернами, трещины и каверны пород, слагающих пласты. Большинство нефтегазовых месторождений приурочены к осадочным породам – хорошим коллекторам нефти (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты). Естественные резервуары нефти и газа по происхождению и геометрической форме могут быть самыми различными. Простейшая природная структурная ловушка – антиклинальная складка (рис. 1.1).

Газоконденсатные месторождения характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся обычно в одно-

фазном состоянии – тяжелые углеводороды полностью растворены в массе легких газообразных компонентов. При разработке газоконденсатного месторождения по мере падения давления из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем – все более легкие. Давление, при котором начинается выделение из газа конденсата, называется давлением начала конденсации.

Нефть, газ и вода распределяются Дв залежи соответственноИсвоим плотностям. Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа содержится также вода, хотя продукцией скважин при разработке этого пласта может быть безводная нефть. Вода, по всей вероятности, осталась в нефтяной и газовой частях пластов со времени образования залежи. Породы нефтяных и газовых пластов отлагались в водоемах. В процессе накопления нефть и газ не смогли полностью вытеснить воду

Конденсат может выделяться как на поверхности, так и в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается породой пласта, и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно. Поэтому газоконденсатные месторождения следует разрабатывать при забойных давлениях, которые больше давления

начала конденсации.

Свойства нефти, воды и газа на поверхности сильно отличаются от их свойств в пластовых условиях, где они находятся при сравнительно высоких давлениях и температурах. Свойства нефти, воды и газов в пластовых условиях влияют на закономерности их движения в пористой среде. С ростом глубины залегания пластов повышается и температура. Расстояние по вертикали, на котором температура горных пород закономерно повышается на 1 °С, называется геотермической ступенью. Среднее значение геотермической ступени 33 м, но для различных месторождений ее величина неодинакова. Изменения пластового давления регистрируются при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте.

7

1.3. Основы физикохимии нефти и газа

1.3.1. Физико-химические свойства нефти

Нефть – сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородовИразличного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов.

По химическому составу, физическим свойствам и количеству растворенного газа нефти различных месторожденийДвесьма отличаются друг от друга. Эти различия обусловливаются в первую очередь геологическими и биохимическими условиями, возрастом нефти,

термобарическими условиями в пласте, глубиной залегания пласта, а также воздействием на нефть микроорганизмов и др.

5 и редко до 10 % серы. КромеАназванных компонентов, в нефти обнаружены в небольших количествах другие элементы, в т. ч. металлы

В связи с этим речь можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82 – 87 % углерода; 12 – 16,2 %

водорода; 0,04 –б0,35 %, редко до 0,7 % кислорода; до 0,6 % азота и до

(Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

иПоскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами.

СФракционный состав нефти, согласно ГОСТ 2177–99, определяется при ее перегонке (ректификации) на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами, например АРН-2. Существует несколько способов так называемой прямой гонки, но суть их одна: любой жидкий углеводород имеет свою температуру кипения, т. е. температуру, выше которой он испаряется.

Например, бензол С6Н6 кипит при 80 °С, а толуол С7Н8 – при 111 °С. При перегонке типичной нефти можно получить: 31 % бензина (углеводороды С4 – С10), 10 % керосина (С8 – С15), 15 % дизельного топлива (С13 – С20), 20 % смазочных масел (С21 – С40), 24 % остатка – мазута (с С40 и выше).

8

Углеводный состав нефти является наиболее важным показателем качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов.

В зависимости от преобладания в нефти одного из трех пред-

1) метановыми с преобладанием алканов – СnН2n+2; 2) нафтеновыми с преобладанием алкенов – СnН2ni; 3) ароматическими с преобладанием аренов – СnН2n–6.

Если к доминирующей группе углеводородов присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые.

Алканы составляют значительную часть групповых компонентов нефти, газоконденсатов и природных газов. Общее содержание их

деленияиплотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу).

840 кг/м3, бензины – 700 – 800 кг/м3, газовые конденсаты – 650 – 720 кг/м3. Измеряется плотность ареометром – прибором для опре-

Под относительной плотностью нефти ρ0н понимают отно-

шение величин абсолютной плотности нефти ρн к плотности дистил-

С возрастанием температуры плотность дегазированной нефти уменьшается. Зависимость плотности нефти от температуры оценивается выражением

получена как отношение динамической вязкости к плотности нефти:

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

где F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dV; A – площадь перемещающихся слоёв нефти; dy – расстояние между движущимися слоями нефти.

С динамической вязкостью нефти связан параметр текучесть –