Свойства пластовых вод

Введение

Флюиды (от латинского fluidus – текучий) – любые вещества, поведение которых при деформации может быть описано законами механики жидкостей. Термин введен в науку в 17 веке для обозначения гипотетических жидкостей, с помощью которых объясняли некоторые физические явления и образование горных пород. С развитием науки понятие «флюиды» изменилось. Реологическими и геологическими исследованиями доказано, что все реальные тела под действием длительных тангенциальных нагрузок ведут себя как жидкости. В геологических процессах, длительность которых измеряется миллионами лет, в качестве флюидов могут выступать не только газы,водные растворы, нефть, ил, магма,но и глины, соли, ангидриты, известняки и другие твердые вещества.

В данной работе мы рассмотрим только свойства нефти, газа и пластовых  вод.

Свойства нефти

По внешнему виду нефть  – маслянистая жидкость плотностью 0,65–1,05 г/см³ от светло-коричневого до почти черного цвета с резким запахом керосина.

По мере накопления знаний о нефти предложены различные  классификации, например, по следующим  показателям:

• плотности;
• содержанию серы;
• групповому углеводородному составу;
• содержанию асфальто-смолистых веществ;
• природе нефтяного пласта;
• биомаркерам или реликтовым углеводородам.

Следует отметить, что не существует единой классификации нефти  даже по плотности. По одной из  классификаций различают следующие четыре типа нефти:

• легкая – при плотности менее 0,87 г/см³;
• средняя – от 0,87 до 0,92 г/см³;
• тяжелая – от 0,92 до 1,0 г/см³;
• сверхтяжелая – при плотности более 1,0 г/см³.

Впервые была изучена пенсильванская нефть Северо-Американского нефтеносного бассейна, в которой немецкий ученый К. Шорлеммар (1834— 1892) обнаружил предельные углеводороды метанового ряда. Исчерпывающее объяснение строения углеводородов дал А.М. Бутлеров (1861), а основоположником науки о нефти принято считать Д.И. Менделеева.

Основными элементами нефти  являются углерод (83...87%) и водород (11...14%). Наиболее часто встречающаяся примесь сера (до 7%), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7%; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6%. Из металловв нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей групп углеводородов в количестве более 50% нефти именуются метановыми, нафтеновыми, ароматическими. Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан СзН₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

М

(Метан)          (Этан)   (Пропан) 

Метановые — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого простейшего из всех углеводородов — метана. Структурная формула метана напоминает простейшее из живых существ — амебу. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: С_nН_2n+2. Как бы не вытягивалась цепочка углеводородов, она всегда будет окружена водородной оболочкой. В нефти встречаются почти все члены этого ряда: СН₄ —С₄Н₁₀ — газы; С₅Н₁₂ —С₁₇Н₃₆ — жидкости; начиная с С₁₈Н₃₈ — могут находиться в нефти в виде кристаллов и входят в состав парафинов. Отсюда еще одно название углеводородов — парафиновые. Названия первых 10 членов по порядку: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан. Начиная с четвертого углеводорода — бутана, все имеют несколько разновидностей — изомеров. Молекулы их построены по-разному, хотя химическая формула одинакова. Если основной член ряда имеет вид простой цепочки, то у изомеров цепь ветвится. Различаясь по структуре, по прочности связей, изомеры отличаются и свойствами.

Углеводороды от метана до бутана (С₄Н10) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂—Ci₇H₃₆),— жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.

Углеводороды, в молекулах  которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах  во всех нефтях.

Нефтеновые — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой С_пН_2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. В природных нефтях их нет, они образуются при ее вторичной переработке. Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов. Это свойство определяет и другие: большая плотность, чем у метановых, выше температура кипения и плавления, легко взаимодействуют с галогенами, присоединяют кислород. В нормальных условиях — это всегда жидкости.

Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда приятных) запахов. По-гречески «арома» означает пахучее вещество. Структурная формула C_nH_2n-m, где т — четные числа. Представлены такие углеводороды бензолом С₆Н₆ и его производными (гомологами). Ароматические углеводороды сильно недонасыщены водородом, однако химически малоактивны. В нормальных условиях — это жидкости, имеющие очень низкую температуру застывания: от —25 до —88 °С.

Физические свойства и  качественная характеристика нефтей и  нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов  или смежных групп.

Нефти с преобладанием  сложных углеводородов (тяжелые  нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых  и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Основные физические свойства нефтей: плотность, вязкость, сжимаемость и др.

Первичная характеристика нефти  на промысле определяется по ее плотности, которая колеблется от 760 до 980 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность нефти — это масса единицы объема, при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м³, керосин - 800 - 840 кг/м³, бензины 700 - 800 кг/м³, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м³. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.

Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том  числе и нефти,— вязкость (или  внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению  ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление  при ее движении.

Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жидкости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП =  10 ^-3Пa∙c.

С понижением температуры  вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).

Нефти обладают самой различной  вязкостью, в несколько раз превышающей  вязкость воды. С повышением температуры  вязкость любой жидкости (в том  числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры  многих бакинских нефтей от 10 до 30°С уменьшается их вязкость в 2 раза. Поэтому  во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Как уже отмечалось, температура  в земной коре увеличивается с  глубиной. Поэтому и вязкость нефти  в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный  фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии  на добычу каждой тонны нефти.

Физические свойства нефти  в пластовых условиях значительно  отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300—400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Сжимаемость нефти  — это изменение объема нефти при изменении давления.

Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.

Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м³/т (в среднем он составляет около 100 м³/т).

Все нефти в пластовых  условиях содержат в растворенном состоянии  то или иное количество газа. Обычное  значение газосодержанияможет достигать (300-500) м³ газа в одном кубометре пластовой нефти. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием – известны нефти, плотности которых в пласте составляют (0,2–0,4) г/см³.  В пластовых условиях вязкость нефти всегда меньше, чем в поверхностных условиях. Например, для Ромашкинского месторождения (Россия) эта разница составляет 5,5 раза, что обусловлено повышеннымгазосодержанием и высокой температурой пласта.

Свойства газа

Различие между сырой  нефтью и природным газом –  в размерах молекул углеводородов. В нормальных условиях любой углеводород, молекула которого содержит от одного до четырех атомов углерода, существует в виде газа. Природный газ представляет собой смесь четырех «коротких»  углеводородов. Газ с одним атомом углерода в молекуле называется метаном (СН₄), с двумя – этаном (С₂Н₆), с тремя – пропаном  (С₃Н₈), с четырьмя – бутаном (С₄Н₁₀). Часто в состав природных газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S и редкие газы.

Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода - не имеет запаха.

Вследствие высокого давления в подземном коллекторе  газ  присутствует в виде раствора в сырой  нефти. Приведенный к нормальным условиям объем природного газа, растворенного  в одном кубометре пластовой  нефти,  называется газовым фактором пласта. В общем случае с увеличением  глубины залегания коллектора газовый  фактор повышается. Когда нефть поднимается  по скважине к поверхности, давление уменьшается  и растворенный  газ выделяется из нефти.

Природные газы делятся на три группы:

-  газы, добываемые из  чисто газовых месторождений;

-  газы, добываемые из  газоконденсатных месторождений;

-  газы, добываемые вместе  с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой  смеси парафиновых углеводородов  с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто  газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят  из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них  от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений  несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в  них от 80 до 90 %.

Природный газ газового месторождения  не соприкасается с нефтью и почти  целиком состоит из метана. Попутный газ находится в контакте с нефтью, пребывая в виде газовой шапки и в виде раствора в нефти.

Состав газа некоторых  месторождений углеводородов, %

Горючие газы нефтяных и  газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью.

Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана.Отдельные  углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими  свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного  газа.  Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) метан и  этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также  относятся к газам, но они очень  легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния вжидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода.Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна — 82,1° С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов  газы разделяются на две группы —  сухие и жирные.

Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

Жирный газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике сухим считается  такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60—70 г газового бензина.Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыминефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана. Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана.

Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

Относительная плотность  газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность  индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость.

Вязкость природных газов  зависит от их состава, температуры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость по-разному: при низких давлениях с повышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются степенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)-10~⁵ Пас.

Состояние газа характеризуется  давлением р, температуройТи объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большоезначение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа.

Свойства пластовых  вод

Пластовые воды – подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В нефтегазопромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в продуктивном пласте. Они подразделяются на воды законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые.

Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Воды нефтяных месторождений содержат в растворе различные соли, поэтому их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей.

Вязкость пластовой  воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и содержание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не оказывают.

Электропроводность  пластовых вод зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Поверхностное натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органические кислоты и основания.

Классификация пластовых  вод

При наличии нижних краевых  вод положение водонефтяного  контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве  пласта) контуры нефтеносности. В части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач рациональной разработки — обеспечение равномерного продвижения этих контуров.

Список использованной литературы

1. А.А.Коршак«Основы нефтегазового дела»;
2. Е.О.Антонова«Основы нефтегазового дела»;
3. Н.Г.Середа «Основы нефтегазового дела»;
4. В.В.Тетельмин «Слагаемые нефтегазового дела»;
5. Р.И.Вяхерев «Российская газовая энциклопедия».

Физические  свойства нефти (плотность, вязкость, количество газа и парафина, растворенных в  нефти, и фазовые состояния нефти) в значительной степени зависят  от ее температуры.

Технология  процесса добычи нефти, промыслового сбора  и первичной подготовки ее на промыслах, транспорт нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависят  от температурных факторов, при которых  протекают эти процессы.

Контроль  температуры на забое скважин  необходим и при обработке  призабойной зоны различными способами (солянокислотная, термокислотная и  искусственный разогрев пласта) для  увеличения добычи нефти.

Измерения температуры  в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами  являются необходимым элементом  количественного учета.

Контроль  и автоматизация добычи нефти  и газа.

Измерять  температуру в резервуарах с  нефтью и нефтепродуктами необходимо главным образом для количественного  учета.

Измерение количества протекающей по трубопроводу жидкости газа или пара за определенный отрезок  времени или в каждый данный момент имеет большое значение для учета  нефтепродуктов, газа и пара при  отпуске их, а также для контроля и регулирования технологических  процессов бурения и добычи нефти  и газа.

Технологический процесс подготовки нефти на промыслах (обезвоживание, обессоливание и  стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химического  реагента, значение которых необходимо контролировать и регулировать.

В книге рассмотрены  теория и методы измерений, автоматического  регулирования и автоматического  управления процессами бурения, добычи и промыслового сбора нефти и  газа.

Относительная погрешность при измерении расхода  сырой нефти ±1 — ±2,5% от предела  измерения.

Описаны методы и приборы для измерения параметров технологических процессов бурения, добычи и промыслового сбора нефти  и газа.

Для измерения  расхода многокомпонентных потоков, какими являются добываемые из нефтяных скважин газожидкостные смеси, содержащие нефть, газ и воду, а также для  получения результатов измерения  расхода в единицах массы независимо от изменения температуры и плотности  целесообразно применять массовые расходомеры.

Многие углеводороды (в том числе нефть и продукты нефтепереработки) этим свойством не обладают.

Рассмотрены методы и средства автоматического  управления процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычей и  промысловым сбором нефти и газа и системой поддержания пластовых  давлений.

Количество  вещества в единицах массы в резервуарах  может быть измерено двумя способами: измерением уровня нефти и нефтепродуктов и плотности с последующим  вычислением общей массы и  непосредственным измерением мяссы  жидкости.

В СССР и  за рубежом для измерения уровня нефти и нефтепродуктов в резервуарах  широко применяются поплавковые  уровнемеры.

Уровнемер типа УДУ-5 предназначен для измерения  уровней однородных взрывоопасных  и невзрывоопасных, агрессивных (с  агрессивностью, не превышающей агрессивность  сернистой нефти) и неагрессивных, электропроводных и неэлектропроводных жидкостей в резервуарах общепромышленного  назначения.

При управлении технолог; ческими процессами бурения  и добычи нефти и газа необходимо измерять параметры, характеризующие  как добываемые нефть и газ, так  и материалы, применяемые в ходе технологического процесса.

К анализу  примесей относится определение  содержания в нефти воды и солей.

Книга может  быть использована также и инженерно-техническими работниками, занятыми вопросами автоматизации  процессов бурения и добычи нефти  и газа.

В большей  части нефтяных месторождений нефть  в нефтяных горизонтах залегает вместе с водой.

В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание воды меняется от нескольких единиц до десятков процентов.

Вода в  нефти — нежелательный компонент, вредный балласт, поэтому на нефтяных промыслах нефть обезвоживают на специальных установках.

Нецелесообразно подавать нефть, содержащую свыше 1% воды, на головные сооружения магистральных  трубопроводов, так как, во-первых, перекачка  нефти с большим содержанием  воды приводит к неоправданно большим  энергетическим затратам, во-вторых, в  воде, содержащейся в нефти, имеются  в растворенном виде соли, которые  вызывают коррозию трубопроводов, оборудования и аппаратуры.

Существующие  приборы для определения содержания воды в нефти по принципу действия можно разделить на диэлькометри-ческие и инфракрасного излучения.

Диэлькометрические  влагомеры используют значительную разницу диэлектрической проницаемости  нефти (около 2,5) и воды (80).

Если в  измерительной пробе нефти содержится вода, появится рассеянное излучение, интенсивность которого тем больше, чем больше содержание воды в нефти.

Анализаторы содержания солей в нефти

Соли содержатся в растворенном состоянии в воде, присутствующей в нефти, а иногда и в виде мельчайших кристаллов непосредственно  в нефти.

Содержание  соли в нефти крайне нежелательно, так как это может привести к разрушению нефтеперер|абаты-вающей аппаратуры и ухудшить качество нефтепродуктов.

Предельное  содержание солей в нефти регламентируется государственным стандартом и не должно превышать 50 мг/л.

Для контроля содержания соли в нефти в настоящее  время существуют приборы, основанные на растворении пробы нефти в  смеси полярных и неполярных растворителей  в заданном соотношении и на измерении  электропроводности полученного раствора, которая пропорциональна содержанию солей в нефти.

Блок преобразователя  отбирает пробу нефти, разбавляет ее смесью полярных и неполярных растворителей  в соотношении 1:9, совместно с  блоком регистрации измеряет электропроводность полученного раствора и удаляет  продукты анализа из камеры чувствительного  элемента.

Анализирус-•  мая нефть

1 — чувствительный  элемент; 2 — дозатор; 3 — терморегулятор; 4 — редуктор воздуха; 5 — клапан  отсечки нефти; в — емкость; 7 — блок удаления продуктов  'анализа; 8 — электромагнитные краны

Включаются  электромагнитные краны «Нефть», «Клапан» и «Выход».

Через клапан ж заполняется правая полость  дозатора нефтью, вытесняя через клапан г растворитель в измерительную  камеру.