Влияние вязкости нефти на разработку месторождений

Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм.рт.ст. и t=) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости  от температуры из нее вначале  испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые  – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие  в интервалах 40-200С – бензиновые, 150-3000С – керосиновые, 300-4000С –  соляровые, при 4000С и выше – масляные.

По  содержанию смолистых веществ нефти  подразделяют на три группы: малосмолистые  – содержание смол не более 18%

смолистые – содержание смол от 18 до 35%

высокосмолистые – содержание смол более 35%

По  содержанию парафина нефти делятся  также на три группы:

беспарафинистые – содержание парафина до 1%

слабопарафинистые – содержание парафина от 1 до 2%

парафинистые – содержание парафина более 2%

Содержание  в нефти большого количества смолистых  и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По  содержанию серы нефти подразделяются на:

малосернистые – содержание серы до 0.5%

сернистые – содержание серы от 0.5 до 2.0%

высокосернистые – содержание серы более 2.0%

Содержание  в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче нефти.

О качестве нефти в промысловой  практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За  единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н 9Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Разномерность динамической вязкости: [m]=Па.с. (Паскаль-секунда).

Вязкость  пластовых жидкостей, в том числе  и нефти, обычно намного ниже 1 Па.с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа.с (миллипаскаль.секунда). так, вязкость пресной воды при температуре +200С составляет 1мПа.с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа.с (0.1-0.2 Па.с) и более.

Кинематическая вязкость нефти - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВYt, где индекс t указывает температуру измерения.

За  число градусов условной вязкости при  данной температуре принимают отношение  времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 200С.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

На  нефтяных месторождениях обычно наблюдается  увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Вязкость

Вязкостью называется свойство жидкостей  и газов оказывать сопротивление  перемещению одной их части относительно другой. Для характеристики нефтепродуктов используются показатели кинематической, динамической и условной вязкости. Единицы кинематической (ν) и динамической (m) вязкости охарактеризованы в приложении. Условная вязкость измеряется в градусах ВУ (если испытание проводится в стандартном вискозиметре по ГОСТ 6258-85), секундах Сейболта и секундах Редвуда (если испытание проводится на вискозиметрах Сейболта и Редвуда). Соотношение между различными единицами динамической и кинематической вязкости приведено в табл.

Для расчета вязкости индивидуальных углеводородных газов применяется  формула m = Т(6,6-2,25 lg М)·10^-8, где ì - динамическая вязкость, Па·с; Т- температура, К; М – молекулярная масса.

Вязкость газов и жидкостей  зависит от температуры. Зависимость  между температурой нефтепродукта  и его вязкостью описывается  формулой Вальтера:

lg (n_t + 0,8)=A-BlgT, где (n_t – вязкость, сСт; Т – температура, К; А и В – константы, которые определяются, если известны значения вязкости при двух различных температурах.

Для расчета кинематической вязкости нефтепродуктов í₂₀ и í₅₀, сСт, предложены эмпирические формулы:

• для дизельных фракций, у которых плотность r²⁰₄=0,77 – 0,90,

ln(₂₀ + 0,5) = 14,83r²⁰₄ - 12,035;

2) для керосина ln(í₅₀ + 0,35) = 17,25r²⁰₄ - 14,535.

Для определения вязкости нефтепродуктов при различных температурах можно  использовать номограммы, составленных Г.В.Виноградовым по формуле Вальтера. При пользовании этой номограммой  прямыми линиями соединяют попарно  точки, соответствующие значениям  вязкости при трех известных температур с точками этих температур. Проведенные  линии либо пересекаются в одной  точке (фигуративная точка) или образуют треугольник (в этом случае фигуративной точкой служит центр тяжести треугольника). Если затем требуется определить вязкость при какой-либо другой температуре, то проводят прямую линию через точку, соответствующую заданной температуре, и фигуративную точку до пересечения со шкалой вязкости. Если требуется определить температуру, при которой продукт будет иметь заданную вязкость, то проводят прямую линию от точки на шкале вязкости через фигуративную точку до шкалы температур.

Вязкость нефтепродуктов не является аддитивным свойством. Для расчета  вязкости смесей предложены различные  формулы и номограммы. Номограмма Г.В. Виноградова, составленна на основе формулы

lg (í_см + 0,8)=(1-q/100) lg (í_A + 0,8) – q/100) lg (í_B + 0,8),

где q – содержание высоковязкого продукта; í_A<í_B

Пример. Даны вязкости двух продуктов при одной и той же температуре (5 и 15 сСт). Требуется найти вязкость смеси, в которой содержится 60% более вязкого продукта. Соединяют точку 5 сСт левой шкалы с точкой 0%, а точку 15 сСт – с точкой 100%. Затем соединяют точку пересечения двух прямых с точкой 60% и продолжают прямую линию до шкалы вязкостей, получая на последней ответ: 9,2 сСт.

Таблица

Переводные множители для расчета  вязкости

Кинематическая вязкость ν 

Единицы	мм2/с  (сСт)	см2/с  (Ст)	м2/с	м2/ч
мм2/с (сСт)	1	10-2	10-6	3,6·10-3
см2/с (Ст)	102	1	10-4	0,36
м2/с	106	104	1	3,6·103
м2/ч	2,78·102	2,78	2,78·10-4	1

Динамическая вязкоcть μ

Единицы	Микро-пуаз  (мкП)	Санти-пуаз   (сП)	Пуаз [г/(см·с)]	кг/(м·с)	кг/(м·ч)	кг·с/м2	Па·с
Микропуаз  (мкП)	1	10-4	l0-6	10-7	3,6·10-4	1,02·10-8	10-7
Сантипуаз  (сП)	104	1	10-2	10-3	3,6	1,02·10-4	10-3
Пуаз [г/(см·с)]	l06	102	1	10-1	3,6·102	1,02·10-2	10-1
Па·с[кг/(м·с)]	107	103	10	1	3,6·103	1,02·10-1	1
кг/(м·ч)	2,78·103	2,78·10-1	2,78·10-3	2,78·10-4	1	2,84·10-3	2,78·10-4
кг·с/м2	9,81·107	9,81·103	9,81·102	9,81	3,53·104	1	9,81

 

 

 

 

3. 4.2. Вязкость нефти

Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Нефть – неидеальная  система.

С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют  друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского взаимодействия – кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 4.2).

Динамическая  вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, (4.6)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости или газа (рис. 4.2);

F – сила, требующаяся  для поддержания разницы скоростей  движения между слоями на величину  dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис. 4.2. Движение двух слоёв  жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с, мПа×с];

- система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (см×с)].

С вязкостью связан параметр – текучесть (j) – величина обратная вязкости:

. (4.7)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. (4.8)

Единицы измерения кинематической вязкости:

– система СИ – [м²/с, мм²/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.

С увеличением молекулярного  веса фракции, температурного интервала  выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает .

Вязкость нефти уменьшается  с повышением количества углеводородного  газа растворенного в ней, и тем  больше, чем выше молекулярная масса  газа (рис. 4.3).

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН₄ к С₄Н₁₀, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).

Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота  растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.

С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного  компонента от С₅Н₁₂ и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

Рис. 4.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.

Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

Вязкость пластовой  нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 4.4. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение  давления выше давления насыщения для  пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 4.4. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в  пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 4.4. б).

По данным Г.Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с (около 25 % залежей), от 1 до 7 мПа×с (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

Рис. 4.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

Однако известны месторождения  нефти, вязкость которых в пластовых  условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской  области (μ ≈ 700-800 мПа×с), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки  раз меньше вязкости сепарированной нефти.

 

 

4. Сырая нефть – это природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в

глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве

топлива и сырья для  химического производства. Химически  нефть – это сложная смесь

углеводородов с различным  числом атомов углерода в молекулах; в их составе могут

присутствовать сера, азот, кислород и незначительные количества некоторых металлов.

Природные углеводороды чрезвычайно  разнообразны. Они охватывают широкий  круг

минералов от черных битумных асфальтов, таких, какие находятся  в асфальтовом озере Пич-

Лейк на о.Тринидад и битуминозных песчаниках Атабаски в Канаде, до светлых летучих нефтей

(последние обнаружены, например, в районе Кетлмен-Хиллс в Калифорнии), которые могут

быть непосредственно  использованы как бензин в качестве моторного топлива. Между этими

крайними случаями нефти  имеют различный цвет и запах  и значительно различаются по своим

химическим и физическим свойствам. По цвету они могут быть желтыми, зелеными, янтарными,

вишнево-красными, красно-коричневыми, темнокоричневыми или черными, некоторые нефти в

отраженном свете флуоресцируют в зеленых или пурпурных цветах. Одни имеют приятный

эфирный запах, другие –  свежий, душистый; запах прочих напоминает скипидарный или

камфорный, но многие имеют  очень неприятный запах обычно из-за наличия сернистых

соединений. По составу некоторые  нефти приближаются к почти чистому  бензину, другие вовсе

не содержат бензиновых фракций. Аналогичным образом масляные фракции  в некоторых нефтях

составляют значительный процент, тогда как в других они  отсутствуют. Встречаются залежи

парафинового воска, и  для таких твердых битумов  как минерала имеется собственное  название –

горный воск (озокерит).

Поиски нефти идут непрерывно во всех частях света. Геологические  исследования

показали, что нефть обычно находится в пористых осадочных  породах (таких, как известняки и

глины) невулканического происхождения, хотя обнаружены исключения из этого  общего

правила: известны промышленные месторождения и в магматических  породах (месторождение

Белый Тигр во Вьетнаме, где  нефть добывается из гранитов) и  ряд месторождений Якутии, где

газоносны вулканические  и вулкано-осадочные породы. Среди осадочных нефте- и газоносных

пород ведущее место –  порядка 50 – 60 % – занимают песчаники, 40 – 45 % – известняки и

доломиты, а залежи в глинах скорее исключение.

Важные нефтегазоносные  области окружают Мексиканский залив  и продолжаются в его

подводную часть. Они включают богатые месторождения Техаса и  Луизианы, Мексики,

о.Тринидад, побережья и внутренних районов Венесуэлы. Крупные нефтегазоносные области

располагаются в обрамлении Черного, Каспийского и Красного морей и Персидского залива.  Эти

районы включают богатые  месторождения Саудовской Аравии, Ирана, Ирака, Кувейта, Катара и

Объединенных Арабских Эмиратов, а также Баку, Туркмении и западного  Казахстана. Нефтяные

месторождения о-вов Борнео, Суматра и Ява составляют основные зоны полезных ископаемых

Индонезии. Открытие в 1947 нефтяных месторождений в Западной Канаде и в 1951 в Северной

Дакоте положило начало новым  важным нефтегазоносным провинциям Северной Америки. В

1968 были открыты крупнейшие  месторождения у северного побережья  Аляски. В начале 1970-х

годов крупные нефтяные месторождения  были обнаружены в Северном море у  берегов

Шотландии, Нидерландов и  Норвегии. Небольшие нефтяные месторождения  имеются на

побережьях большинства морей и в отложениях древних озер.

Из сырой нефти различными физико-химическими методами производится более 3 тыс.

продуктов. Эти продукты включают горючие газы, бензин, лигроин, растворители, керосин,

газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт;

сюда относятся также  парафин, вазелин, медицинские и  различные инсектицидные масла. Масла

из нефти используются как мази и кремы, а также в  производстве взрывчатых веществ,

медикаментов, чистящих средств, пластмасс, все возрастающего числа  различных химикатов.

Многие нефтеперерабатывающие  предприятия производят не только индивидуальные

углеводороды, но и многие химические производные этих углеводородов.

Природный газ называется «сухим», если почти не содержит бензина (менее 1 л на 25 м3

газа). «Жирный» газ может  содержать бензина в 10 раз больше. Смесь жидких углеродов может

быть получена как путем сжатия и охлаждения газа, так и путем его абсорбции нефтью.

Полученные жидкости называются сжиженным нефтяным газом (газоконденсатом) и имеют

разнообразное применение.

Главные составные части  природного газа – метан, этан, пропан и бутан (в порядке

уменьшения их содержания). Природный газ не содержит свободного водорода, монооксида

углерода, кислорода, олефинов или ацетилена, хотя во многих залежах  имеются диоксид

углерода (углекислый газ), азот и сероводород. Ряд месторождений  природного газа,

большинство из которых располагается в США, содержит промышленные концентрации гелия.

Природный газ широко распространен  в мире, главным образом как  попутный нефтяной

газ. Ведущими странами-производителями  газа являются США, Россия и Канада, но большие

перспективы открытия потенциально значительных месторождений дают поисково-разведочные

работы в море, особенно у побережья Африки, Азии, Южной  Америки, в Северном и

Каспийском морях. Главное использование природного газа – в качестве топлива в

промышленности и быту. В промышленности он применяется  при выплавке металлов и стекла,

производстве извести и цемента, приготовлении хлеба и другой пищи и во многих других

случаях. Он используется также в производстве бензина, сажи и некоторых важных химических

продуктов, таких, как метиловый  спирт, формальдегид, синтетический  аммиак. В домашнем

хозяйстве газ служит горючим в печах, нагревательных приборах, газовых плитах и т.п.__

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи (b) — отношение добытого количества нефти к начальным запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. Нефтеотдача определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (т.н. коэффициент вытеснения bвыт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщенных пород пласта (коэффициент охвата Я_охв): Я=Я_выт•Я_охв. Иногда при проведении прогнозных расчётов нефтеотдачи вводят дополнительные коэффициенты, позволяющие учитывать неблагоприятное влияние других факторов. Различают текущую нефтеотдачу (определяемую в процессе разработки месторождения), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естественных режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения нефтеотдачи пласта), а также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины).

Наибольшее влияние на нефтеотдачу оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше нефтеотдача), геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т.д., тем меньше нефтеотдача), а также система разработки месторождения и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естественных режимах истощения нефтяной залежи и благоприятных геолого-геохимических условиях (вязкость нефти — 1,25-5 мПа•с, незначительная неоднородность пласта) коэффициент нефтеотдачи составляет: при упруго-водонапорном режиме 50-70%; режиме газированной жидкости (растворённого газа) 25-35%; гравитационном — 30-40%; газонапорном — 35-40%. Наибольшая нефтеотдача (65-70%) при современных системах разработки нефтяных месторождений достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость которых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти (в этом случае исключаются ранние прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины, резко уменьшающие эффективность процесса вытеснения). Наиболее широко при этом используют воды (см. Заводнение) различных источников (реки, озёра, моря), а также пластовые, сточные и др. Перспективным является применение следующих способов увеличения нефтеотдачи: закачка в пласт воды с добавками поверхностно-активных веществ, что приводит к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефти с водой или нефти с породой (см. также Микроэмульсии и Мицеллярные растворы), а также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора и изменяющих его реологического свойства, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся с нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, а также смеси углеводородных газов и CO₂). При извлечении высоковязкой нефти эффективными являются тепловые методы воздействия на пласт, предусматривающие закачку в пласт теплоносителя или генерирование тепла непосредственно в пласте (см. Внутрипластовое горение).

 

 

На открытом в 2000 г. Кашаганском нефтяном месторождении первоначально планировалась добыча 1,5 млн баррелей нефти в день вплоть до 2020 года. Добыча в таком объеме сделала бы его одним из самых больших месторождений мира, а Казахстан — одной из ведущих мировых нефтедобывающих стран.

Однако из-за особого  химического состава казахстанской  нефти (очень высокое содержание серы и других токсических примесей, таких, как меркаптан) и тяжелых  условий освоения месторождения (включая  очень высокое давление нефти, суровый  климат и расположение вблизи моря) оно может в результате оказывать  катастрофическое влияние на хрупкую  экосистему Каспийского моря, а также  на людей, живущих в этом регионе. по этим причинам разработка Кашаганского нефтяного месторождения привлекла пристальное внимание международных и местных неправительственных организаций.

Основываясь на исследовательской  работе и наблюдениях в области  разработки Кашаганского нефтяного месторождения, а также соответствующей инфраструктуры Атырауского и Мангистауского регионов Казахстана (города и окрестности вблизи Актау, Аташ, Атырау, Баутино, Болашак, Kaрабатан и Kошанай), были получены данные, которые вызывают значительное беспокойство относительно экологического и социального влияния разработки этого месторождения, а также его воздействия на здоровье людей — как, например, добыча и хранение серы, что может представлять серьезную опасность для населения, проживающего вблизи Кашаганских нефтераспределительных станций и для экологии Каспийского моря.