Файл: Основные сведения о залежах и месторождениях нефти и газа.docx

Коэффициент нефтеотдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными. Наиболее высоки коэффициенты нефтеотдачи при водонапорном режиме, так как нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условия может быть больше вязкости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вязкостью нефти, тем больше нефтеотдача. При эксплуатации месторождения с водонапорным режимом в нефтяной части пласта длительное время происходит однофазное движение водой.

При газонапороном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапороном, так как нефть вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти.

Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи на режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратится при этом на проскальзывание его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению нефти.

Режимы эксплуатации каждой скважины и всего месторождения в целом не являются постоянным на весь период жизни месторождения и могут изменяться во времени в зависимости от изменения геолого-технических и энергетических факторов этого месторождения.

Правильное и своевременное определение режима пласта имеет большое значение для разработки нефтяных месторождений, так как выбор целесообразной системы разработки, рационального размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, темпа разработки и режима отдельных скважин в значительной степени определяется режимом пласта. Конечная нефтеотдача пласта также находится в тесной связи с его режимом.

---

5 Состав и свойства нефти газа воды в пластовых и поверхностных условиях

5.1 Классификация нефти по групповому углеводородному составу

Нефть – это полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость темного, красно-коричневого, черного, цвета, состоящая преимущественно соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп.

По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физическое и химические свойства.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов:

1. 
   Метановые (парафиновые) с общей формулой С_nH_2n+2
   
2. 
   Нафтеновые с общей формулой С_nH_2n
   
3. 
   Ароматические с общей формулой C_nH_2n-6
   

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда – метан СH₄, этан – C₂H₆, пропан – C₃H8 и бутан С₄H₁₀ – при атмосферном давлении и нормальной температуре находится в газообразном состоянии. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Пентан C₅H₁₂, гексан C₈H₁₄ и гептан C₇H₁₆ при тех условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно.

Углеводороды от С₈H₁₈ до C₁₇H₃₆ – жидкие вещества.

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.

Содержание углерода в нефти составляет 82-87 % по весу и водорода 11-14 %. Кроме углерода и водорода, в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах, в виде следов, другие химические элементы.

В основу большинства химических классификаций нефтей положен их углеводородный состав. Проблемой химической классификации нефтей в разное время подробно занимались О.А. Радченко, Ф.Б. Инденбом, А.Ф. Добрянский, С.С. Наметкин, Б. Тисо, Д. Вельте и др. Специалисты Грозненского нефтяного института предложили выделять шесть классов нефтей: метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-метаново-ароматические, нафтеново-ароматические и ароматические. Например, в метановых нефтях во всех фракциях содержится значительное количество алканов: в бензиновых более 50%, в масляных более 30%.

---

По содержанию смолистых веществ в мазуте, полученном после отбора из нефти светлых фракции при температуре до 300˚С, нефти классифицируются на малосмолистые – при содержании смол не более 8 %, смолистые – при содержании смол от 8 до 25 %, высокосмолистые – при содержании смол свыше 25 %.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: беспарафинистые – с содержанием парафина до 1 %, слабопарафинистые – содержанием парафина от 1 до 2%; парафинистые – с содержанием парафина, свыше 2 %.

По содержанию серы нефти классифицируются на малосернистые – с содержанием серы до 0,5 %, сернистые – с содержанием серы серы 0т 0,5 до 1,9 %, высокосернистые – с содержанием серы свыше 1,9 %. Сера в нефтях при содержании ее более 0,5 % имеет промышленное значение.

Коме того, нефти подразделяются по основным качественным показателям – содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

Внешне нефть жирная на ощупь жидкость от темно-коричневого до черного цвета, с зеленоватым оттенком. Иногда бывают светлые, так называемые «белые» нефти, – светло-коричневые, желтые. Нефти имеют специфический запах, иногда неприятный из-за сернистых соединений.

Плотность выражается в граммах на кубический сантиметр либо килограмм на кубический метр (г/см³; кг/м³) – это абсолютная плотность. Значения плотности для различных нефтей колеблются от 0,75 до 1,04 г/см³.

Колебание плотности нефти зависит от содержания метановых углеводородов – бензина, керосина, растворенного газа. Тяжёлые нефти свою плотность приобрели за счёт отсутствия лёгких фракций, повышенной концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов и преобладанию в структуре УВ циклических структур. В пластовых условиях нефти легче, чем на поверхности за счёт высоких температур в залежи, растворенного попутного газа, который при добыче нефти, на поверхности, выделяется из неё.

---

Температура кипения. Как таковой нет, поскольку нефть состоит из смеси углеводородов разного строения. Определяется температура начала кипения (НК). Выделяются температурные фракции при разгонке нефтей: выкипающие до 200 ˚С – бензиновые; от 200 до 300 ˚С – керосиновые, выше 300 ˚С – масляные. Бензин и керосин составляют светлые фракции нефти.

Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (C5H12) точка кипения равна 36˚С, у гексана (С6H14) - 69˚C. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300˚С и выше. Поэтому при подогреве нефти выкипают сначала ее более легкие фракции, при повышении температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.

На практике важным температурным показателем является температура застывания (потери текучести), в градусах цельсия (0С), при которой охлаждённая в пробирке нефть не изменит уровня при наклоне на 45 0С. Температура застывания нефти возрастает с увеличением в ней твёрдых парафинов, а с повышением содержания смол она снижается.

Вязкость. Вязкостью называется способность молекул флюида оказывать сопротивление перемещению молекул относительно друг друга под влиянием действующих на них (частицы) сил. По-другому, вязкость называют внутренним трением. Применительно к углеводородам в природном резервуаре это флюид, который состоит или из газа или нефти или воды или является смешанным раствором из комбинации перечисленных флюидов. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

Динамическая или абсолютная вязкость это сила сопротивления перемещению слоя флюида площадью в один квадратный сантиметр на один сантиметр со скоростью один сантиметр в секунду. Пуа́з (обозначение: пз, P; от французского poise) – единица динамической вязкости в системе единиц СГС (симметричная, или Гауссова система единиц).

При исследовании нефтей определяют обычно не абсолютную вязкость нефти, а кинематическую. Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности флюида и дает понятие о вязкости флюида в определенных условиях – под действием силы тяжести. Это связано с методом измерения вязкости в капиллярном вискозиметре, когда измеряется время вытекания жидкости из ёмкости с калиброванным отверстием под действием силы тяжести. Измеряется кинематическая вязкость в стоксах. Стокс – единица кинематической вязкости

---

, входящая в систему единиц СГС. В системе СИ единицей измерения вязкости служит м²/с.

Вязкость нефти меняется в широких пределах от менее 0,1 до 10 мПа*с и зависит от ее состава. с и зависит от ее состава: циклические нефти (нафтеновые, ароматические) более вязкие; нефти с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов также более вязкие. Снижается вязкость с ростом легких фракций и растворенного газа. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а вязкость газа увеличивается (при нормальном давлении). Вязкость очень важный параметр, так как во многом определяет условия разработки залежей, нефтеотдачу и условия транспортировки нефтепродуктов по трубопроводам. Важно знать, что вязкость нефти в пластовых условиях может быть меньше, чем вязкость нефти в поверхностных условиях за счёт растворённого в нефти газа и высоких пластовых температур.

Электрические свойства. Для растворов это прежде всего электропроводность, т.е свойство вещества переносить электрические заряды под воздействием внешнего электрического поля; и электрическое сопротивление, т.е свойство вещества препятствовать распространению электрического тока. Удельное электрическое сопротивление численно равно сопротивлению 1 м³ вещества электрическому току и выражается в Ом*м. Нефть и нефтепродукты являются диэлектриками, т.е. не проводят электрический ток. Величина удельного сопротивления у нефти равна 106 -107 Ом*м. Это свойство используют при геофизических исследованиях скважин для обнаружения нефтеносных пластов электрическими методами при каротаже или площадной электроразведке.

Оптические свойства нефти. Например, показатель преломления, значение которого на границе воздух-жидкость определяют на специальных приборах – рефрактометрах. Величина показателя преломления (n) зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах. Величина эта меняется в сторону увеличения от метановых УВ (n=1,3575-1,4119) к ароматическим (у бензола n = 1,5011) [3]. Установлено, что нефти из более древних отложений менее активны по сравнению с нефтями из молодых отложений. В науке известно, что образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для жизненных процессов. Поэтому оптическая активность нефтей свидетельствует об их генетической связи с биологическими системами. Оптической активностью называют способность органических молекул

---