Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи

Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния:

Р

С

Ж

Г

Т

Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами исчезает.

Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в очень широком диапазоне: от десятых МПа до десятков МПа и от 20-40° до более, чем 150°С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д.

Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.

При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе[1]. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи:

1. чисто газовые;

2. газоконденсатные;

3. газонефтяные;

4. нефтяные с содержанием растворённого газа.

Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности.

В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на:

1) газовые;

2) газоконденсатные;

3) газонефтяные.

Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции.

По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м³ и с газоконденсатным фактором 900-1100 м³/м³.

В газовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть[2], состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма.

Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа.

В процессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур и происходят техногенные преобразования углеводородов в залежи.

Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.

Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования газа.

Лекция №11. (Часть 2)

Состав и классификация природных нефтей и газов.

Нефти.

Компоненты нефти.

В основном в нефти встречаются углеводороды трёх классов:

ü метанового (парафинового) типа, или алканы - С_nН_2n+2;

ü циклоалканы - С_nН_2n;

ü ароматические углеводороды (арены) - С_nН_2n-6;

Кроме того, в нефтях присутствуют другие органические соединения:

Þ нафтеновые кислоты;

Þ асфальтены;

Þ смолы и т.д.

Но их наличие незначительно. Эти вещества содержат в своём составе кислород (О2), а также серу (S). Они оказывают существенное влияние на границу раздела фаз.

С ними связаны такие процессы, как:

· образование эмульсий;

· выпадение твёрдых компонентов из нефти.

Кислород в смолистых и кислых веществах содержится от сотых долей до 2%. Такие нефти проявляют аномальные поверхностные свойства.

Кроме углеводородных компонент, в нефти могут присутствовать и не углеводородные компоненты, например сера (до 6%). Она может присутствовать в свободном виде, в виде сероводорода и сернистых соединений: меркаптанов, сульфидов и дисульфидов.

Меркаптаны R-SН по строению аналогичны спиртам. И такие соединения, как этил-меркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Метил-меркаптан СН₃-SН – газообразное вещество с температурой кипения Т_кип=6,7°С.

При взаимодействии с щелочами и окислами тяжёлых металлов меркаптаны образуют такие соединения, как меркаптиды, которые вызывают сильную коррозию металла.

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ), достигающие по содержанию 40%, - это высокомолекулярные соединения, в состав которых входят кислород (О₂), водород (Н₂), сера (S) и азот (N₂). Большая часть САВ – нейтральные смолы, которые в чистом виде представляют собой жидкие или полужидкие вещества. Их цвет колеблется от тёмно-жёлтого до коричневого, а плотность составляет 1000-1070 кг/м³.

Тёмная окраска нефтей связана с присутствием нейтральных смол, которые адсорбируются глинистой фракцией на поверхности. В результате пласт приобретает пятнистый окрас. Они в свою очередь адсорбируют на себе тяжёлые углеводороды. Нейтральные смолы при определённых условиях могут превращаться в асфальтены. Этими условиями являются присутствие кислорода и высокие температуры.

Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются нейтральными веществами. Они представляют собой кислородсодержащие полициклические соединения, содержащие серу и азот. При растворении они набухают с увеличением объёма и в нефтях находятся в коллоидном состоянии, благодаря чему нефти становятся подобными коллоидным растворам.

Классификация.

Нефти классифицируются по содержанию лёгких, тяжёлых и твёрдых компонентов соответственно:

по содержанию серы S

	малосернистые £0,5%		сернистые 0,5<S£2%		высокосернистые >2%

Нефти Волго-Уральской области обладают повышенным содержанием нефти.

по содержанию смол и асфальтенов

по содержанию парафина

1,5-2% парафина откладывается в скважине, в призабойной зоне, в результате образуются парафиновые пробки, и их наличие – важная проблема с точки зрения эффективности добычи.

На месторождении Узень нефть содержит более 35% парафина и температура насыщения нефти парафином приблизительно равна пластовой. Т.к. эксплуатация велась некорректно (т.е. стали закачивать воду, которая понизила пластовую температуру), пласт парафинизировался. Выход был найден: нагнетание горячей воды в течение долгого времени позволило поднять температуру.

Выпадение парафина связано с давлением и температурой кристаллизации.

Существуют различные методики выявления условий:

1. по замеру скорости распространения ультразвука;

2. с помощью фотоэлементов по помутнению проб нефти.

Очищенный парафин – бесцветная кристаллическая масса, нерастворимая в воде. Он растворяется в эфире, хлороформе и минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907-915 кг/м³. Температура плавления зависит от химического состава и равна 40-60°С.

Нефтяной парафин – сложное соединение, представляющее смесь двух групп твёрдых углеводородов с резко различающимися свойствами: парафинов и церезинов.

Парафин представляет из себя группу гомологов С_17­-С₃₅ с температурой плавления Т_пл=27-71°С (в зависимости от состава).

Церезины являются смесью гомологов С₃₆-С₅₅ с температурой плавления Т_пл=65-88°С.

При одних и тех же температуре и давлении церезины имеют более высокую плотность и вязкость по сравнению с чистыми парафинами.

Внешние различия:

парафины – ленточные (плоские) образования с пластинами; церезины – игольчатые образования;

парафины – более прочные, более плотные комбинации; церезины – слабо скреплённые между собой игольчатые образования.

Газы.