ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ

ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ Нефть представляет собой сложную смесь органи ческих соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, фи зико химические свойства нефтей различных место рождений и даже различных пластов одного место рождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет неф 1 тей меняется от зеленовато бурого до чёрного

ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ По соотношению нефти и газа: нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 2 50 %;

ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат 3

В 1 м 3 нефти До 1000 м 3 газа Более 50 % залежей на глубине 1500 – 2500 м 4

Углеводородный состав нефтей Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой Cn. H 2 n+2. Пример CH 3—CH 2 – …. —CH 2—CH 3 Содержание в нефти – 30 -70%. В нефти присутствуют газообразные алканы С 2–С 4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С 5–С 16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С 17– С 53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины ((термин “парафины” означает “малоактивный”) и церезины (смесь твердых предельных углеводоро дов состава C 36 C 55 По сравнению с парафинами обладают меньшей хим. устойчивостью, а также большей вязкостью ). 5

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – предельные циклические углеводороды, в которых циклы построены из метиленовых групп СН 2 Общая формула Cn. H 2 n. Пример Углеводороды пентанафтенового и гексанафтенового рядов составляют существенную часть углеводородов нефти. Содержание в нефти – 25 -75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти. 6

Ароматические углеводороды (арены) – это углеводороды, молекулы которых содержат одно или несколько бензольных колец. Простейшим представителем ароматических углеводородов является бензол, молекулярная формула которого С 6 Н 6. и его гомологи: толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10 -15%. 7

Гибридные углеводороды (до 14%) В молекулах гибридных углеводородов имеются в различных сочетаниях структурные элементы всех типов: моно и полицикличес ких аренов, моно и полициклических пяти или шестикольчатых цикланов и алканов нормального и разветвленного строения. Их условно можно подразделить на следующие 3 типа: 1) алкано циклановые; 2) алкано ареновые и 3) алкано циклано ареновые. . 8

Гетероатомные (0, 1 2 %) соединения нефти Гетероатомные (серо , азот и кислородсодержащие) и минеральные соединения, содержащиеся во всех нефтях, являются нежелательными компонентами, поскольку резко ухудшают качество получаемых нефтепродуктов, осложняют переработку (отравляют катализаторы, усиливают коррозию аппаратуры и т. д. ) и обусловливают необходимость применения гидрогенизационных процессов. Между содержанием гетероатомных соединений и плотностью нефтей наблюдается зависимость: легкие нефти с высоким содержанием светлых бедны гетеросоединениями и, наоборот, ими богаты тяжелые нефти. В распределении их по фракциям наблюдается также определенная закономерность: гетероатомные соединения концентрируются в высококипящих фракциях и остатках 9

Серосодержащие соединения (0, 1 – 7%) Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродуктах. Содержание ее в нефтях колеблется от сотых долей до 5 6% масс, реже до 14% масс. Распределение серы по фракциям зависит от природы нефти и типа сернистых соединений. В нефтях идентифицированы следующие типы серосодержащих соединений: 1) элементная сера и сероводород не являются непосред ственно сероорганическими соединениями, но появляются в результате деструкции последних; 2) меркаптаны тиолы, обладающие, как и сероводород, кислотными свойствами и наиболее сильной коррозионной активностью; 3) алифатические сульфиды (тиоэфиры) нейтральны 10 при низких температурах, но термически мало устойчивы и

Азотсодержащие соединения Во всех нефтях в небольших количествах (менее 1 %) содер жится азот в виде соединений, обладающих основными или нейтральными свойствами. Большая их часть концентри руется в высококипящих фракциях и остатках перегонки нефти. Азотистые соединения как основные, так и нейтральные достаточно термически стабильны и не оказывают заметного влияния на эксплуатационные качества нефтепродуктов. Азотистые основания используются как дезинфицирующие средства, ингибиторы коррозии, как сильные растворители, добавки к смазочным маслам и битумам, антиокислители и т. д. Однако в процессах переработки нефтяного сырья проявляют отрицательные свойства снижают активность катализаторов, вызывают осмоление и потемнение нефте продуктов. 11

Кислородсодержащие соединения Основная часть кислорода нефтей входит в состав асфальто смолистых веществ и только около 10% его приходится на долю кислых (нефтяные кислоты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодержащих соединений. Они сосредоточены преимущественно в высококипящих фракциях. Промышленное значение из всех кислородных соединений нефти имеют только нафтеновые кислоты и их соли нафтенаты, обладающие хорошими моющими свойствами Технические нефтяные кислоты (асидол) находят применение в качестве растворителей смол, каучука и анилиновых красителей; для пропитки шпал; для смачивания шерсти; при изготовлении цветных лаков и др. Натриевые и калиевые соли нафтеновых кислот служат в качестве деэмульгаторов при обезвоживании нефти. . 12

Асфальто-смолистые вещества (до 40%) Смолисто асфальтеновые вещества (CAB) концентрируются в тяжелых нефтяных остатках (ТНО) мазутах, полугудронах, битумах, крекинг остатках и др. Суммарное содержание CAB в нефтях в зависимости от их типа и плотности колеблется от долей процентов до 45%, а в ТНО достигает до 70% масс. Наиболее бога ты CAB молодые нефти нафтено ароматического и ароматического типа. САВ содержит высокомолекулярные углеводороды, гетеросоединения, серу, азот, кислород, и металлы (ванадий, никель, железо, молибден и т. д. ) 13

Наиболее важное значение представляют смолы и асфаль тены, которые часто называют коксообразующими компонен тами и создают сложные технологические проблемы при переработке ТНО. Смолы вязкие малоподвижные жидкости или аморфные твердые тела от темно коричневого до темно бурого цвета с плотностью около единицы или несколько больше. Асфальтены аморфные, но кристаллоподобной структуры твердые тела темно бурого или черного цвета с плотностью несколько больше единицы. При нагревании не плавятся, а переходят в пластическое состояние при температуре около 300°С, а при более высокой температуре разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка – кокса. Соотношение смол к асфальтенам в нефтях и ТНО колеблет ся в широких пределах — (7 — 9): 1 в остатках прямой пере 14 гонки, до (1 7): 1 в окисленных остатках (битумах).

ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28 550°С и выше. Различают следующие фракции нефти: 28 180°С – широкая бензиновая фракция; 120 240°С – керосиновая фракция (150 240°С – осветительный керосин; 140 200 – уайт спирт); 140 340°С – дизельная фракция (180 360°С – летнее топливо); 350 500°С – широкая масляная фракция; 380 540°С – вакуумный газойль. 15

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ По содержанию серы Малосернистые (до 0, 5%) Сернистые (0, 5 – 2, 0%) Высокосерни стые ( > 2%) По содержанию смол По содержанию парафинов Малосмолистые ( < 18%) Малопарафинистые (< 1, 5%) Смолистые (18 – 35%) Парафинистые (1, 5 – 6, 0%) Высокосмолис тые (> 35%) Высокопарафини стые (>6%) 16

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Основные свойства пластовых и дегазиро ванных нефтей: 1) плотность нефти пластовой и дегазированной; 2) вязкость нефти (динамическая); 3) давление насыщения нефти газом (при пластовой температуре); 4) объемный коэффициент; 5) газосодержание (газовый фактор); 6) коэффициент сжимаемости; 7) структурно механические свойства (для аномально вязких нефтей) 17

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ Плотность пластовой нефти 780 – 840 кг/м 3 (ρср= 800 кг/м 3) Плотность дегазированной нефти 840 – 870 кг/м 3 (ρср= 859 кг/м 3) лёгкие (820– 860 кг/м 3) средние (860– 900 кг/м 3) тяжелые (900– 950 кг/м 3) В легких нефтях содержится больше бензиновых и керосино вых фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей можно вырабатывать смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив, характеризуются высоким содержанием смолисто асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений и потому мало пригодны для производства масел и дают относительно малый выход 18 топливных фракций

Под относительной плотностью (ρо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρВ), определенной при 4 о. С: ρо = ρн / ρВ. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м 3) от температуры (Т, о. С) оценивается выражением: ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], где ρ20 – плотность нефти при 20 о. С; ζ – коэффициент объёмного расширения ( 19

С повышением давления плотность нефти значи тельно уменьшается при насыщении её углеводо родными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с 20 увеличением давления.

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать. В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распре деления растворенного газа. 21

ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ Вязкостью называется свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. . Для характеристики нефтепродуктов используются показатели кинематической, динамической и условной вязкости. . Закон Ньютона 22

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона: система СИ – [Па×с] система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)] С увеличением количества раство ренного газа в нефти вязкость нефти значительно уменьшается. 23

С увеличением давления в пластовых условиях влияние температуры на вязкость нефти уменьшается При снижении пластового давления до давления насыщения происходит уменьшение вязкости. Дальнейшее снижение давления ниже давления насыщения, приводит к уменьшению газосодержания 24 нефти и, как следствие, к увеличению вязкости.

Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен м. Па×с до десятых долей м. Па×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости: . j=1/ 25

Кинематическая вязкость отношение = / динамической вязкости к плотности, свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести. Измеряется • система СИ – м 2/с] • система СГС – [стокс]=см 2/с 26

Условная вязкость (ВУ), получившая применение для характе ристики высоковязких нефтепродуктов, — это величина, кото рая выражается отношением времен вытекания определен ного объема воды и нефтепродуктов или просто временем вытекания продукта из стандартного прибора. В России условную вязкость определяют сравнением времени вытекания 200 см 3 воды при 20 °С и такого же объема нефтепродукта при заданной температуре. Условная вязкость выражается также в секундах Сейболта и секундах Редвуда (измеряется на вискозиметрах Сейболта и Редвуда). 27

Многие нефти, а также некоторые масла при охлаждении до определенной температуры образуют дисперсные системы в результате кристаллизации или коагуляции части входящих в них компонентов. В этом случае течение жидкости перестает быть пропорцио нальным приложенной нагрузке (не подчиняется закону Ньютона) из за образовавшейся внутри жидкости структуры коагулированных (кристаллизованных) частиц какого то компонента (асфальтенов, парафинов, церезинов и др. ) Вязкость таких систем носит название структурной. Для разрушения структуры требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. После разрушения структуры жидкость приобретает ньютоновские свойства и ее течение становится пропорциональным приложенному усилию. 28

СТРУКТУРНО МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АНОМАЛЬНО ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ Реологические характеристики нефти в значительной степени определяются содержанием в ней смол, асфальтенов, твердого парафина, порфиринов. Закон Ньютона 29

Неньютоновская жидкость Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и предыстории состояния жидкости (от времени ее нахождения в спокойном состоянии). 30

Реологические модели неньютоновских жидкостей Стационарно реологические жидкости Нестационарно реологические жидкости Вязкоупругие жидкости среды, обладающие свойствами как твердого тела, так и жидкости, а также способные к 31 частичному восстановлению формы после снятия напряжений.

Стационарно реологические жидкости при > 0, при 0. кр. 4 Вязкопластичные жидкости a) n < 1 кр. 3 Псевдопластичные жидкости 0 начальное (предельное) напряжение сдвига кажущаяся вязкость * убывает с возрастанием градиента скорости. b) n > 1 кр. 1 Дилатантные жидкости * увеличивается с возрастанием градиента скорости. Дилатантная суспензии с большим содержанием твердой фазы. Псевдопластичная растворы и расплавы полимеров 32

Вязкопластичная жидкость в пористой среде u>0; , u=0, где предельный (начальный) градиент Индикаторные линии: 1 линейная аппроксимация неньютоновской жидкости; 2 реальная неньютоновская жидкость; 3 – ньютоновская по закону Дарси Неньютоновские эффекты проявляются при малых скоростях фильтрации и в средах с малым размером пор, т. е. с малой проницаемостью Из за неньютоновских свойств нефтей пропластки последовательно включаются в работу по мере превышения градиента давления предельного 33 градиента сдвига.

Слоистый пласт Индикаторные линии при плоскорадиальном течении вязкопластичной жидкости через трёхслойный пласт (у каждого пропластка свои значениями толщин, проницаемости и начального градиента) 34

РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению: Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличе нии давления на 1 единицу Газовый фактор, м 3/м 3 отношение количества газа, раство ренного в нефти в кубических мет рах приведенного к стандартным условиям, к количеству этой же нефти выраженной в кубических метрах или тоннах приведенной 35 к стандартным условиям.

Измеряется в м 3/м 3, м 3/т. Объём газа при этом приводится к давлению 1, 01 • 105 Па и t 20°С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор. Первый характеризует нефтяную залежь в начале разработки, второй — на каждом её этапе. В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. е. нет выделения из нефти растворённого газа), газовый фактор остаётся постоянным и равным первоначаль ному газосодержаниюпластовой нефти. 36

На газовый фактор влияет также режим работы залежи При водонапорном режиме газовый фактор не меняется в течение всего периода разработки залежи, пригазонапорном — в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме газированной жидкости — вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает. Значения газового фактора могут достигать несколько тысяч м 3 газа на 1 т нефти. 37

Газонасыщенность (Газосодержание) — характеризует кол во природного газа, растворённого в пластовой нефти. Газосодержание. измеряется отношением объёма газа, выделенного из нефти при её дегазации (при давлении 101 к. Па и t 20°C), к объёму или массе дегазированной нефти. Bеличина Г. может изменяться в зависимости от способа снижения давления. Значения Г. для разл. нефтей от неск. единиц до неск. сотен м 3 газа на 1 т (м 3) нефти. B РФ осн. кол во пластовых нефтей имеет Г. до 60 м 3/т. . 38

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворён ный газ начинает выделяться из нефти при изотер мическом её расширении в условиях термодина мического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. 39

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. 40

При всех прочих равных условиях с увеличением молеку лярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. 41

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насы щена газом, при втором недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же зале жи, давление насыщения часто бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи. Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лабо ратории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин. 42

СЖИМАЕМОСТЬ НЕФТИ Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характе ризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) Коэффициент сжимаемости β характеризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу. 43

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка 4*10 10 7*10 10 1/Па Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа 1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости 44

45

ОБЪЁМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТИ Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м 3 сепарированной нефти Снижение пластового давления от давления насыщения приводит к выделению из нефти растворенного газа и соответствующему уменьшению величины объёмного коэффициента 46

Снижение пластового давления от начального до давления насыщения приводит к увеличению объема нефти за счет упругости и, как следствие, к увеличению объёмного коэффициента. 47

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т. е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %): 48

Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи В сводовой части залежи всегда больше газа. Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Давление насыщения нефти газом и количество раст воренного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту Распределение тяжёлых углеводородов газа уве личивается от свода к крыльям залежи. Бутановых углеводо родов больше находится в крыльях. Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям и к зоне водонефтяного 49 контакта.

Свойства пластовых нефтей некоторых месторождений России и США Месторождения Тпл, Рпл, о. С МПа Рнас, МПа Гст, м 3/м 3 Об. коэфф, b U, % Песчаный умет 37 5, 5 5, 29 45, 3 1, 08 7, 2 Хлебновка 23 7, 05 50, 5 1, 12 10, 7 Ромашкино 40 16, 67 8, 33 50, 0 1, 15 13, 0 Ахтырское 58 15, 88 14, 8 96, 7 1, 28 21, 8 Новодмитриевское, кумский горизонт 103 33, 86 23, 32 216, 7 1, 68 40, 5 Элк-Сити, США 62 30, 1 23, 32 506, 0 2, 62 61, 9 50