Основные физико-химические свойства пластовых флюидов

Филиал Российского государственного университета

Нефти и газа имени И.М. Губкина 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Р Е Ф Е Р А  Т 
 
 

на тему:

Основные  физико-химические свойства

пластовых флюидов 
 
 
 

Студента  РБ-08 01 

Рахимов К.А. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Ташкент 2011 

      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 металлов в 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 газосодержания может 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 повышенным газосодержанием 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 в жидкое, 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 тяжелыми нефтями, 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, температурой Т и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большое значение 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.