ИЗМЕНЧИВОСТЬ СОСТАВА И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА


ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Нефть представляет собой смесь соединений, в состав кото­рых входит большое число разных химических элементов. Однако преобладают в нефти углерод и водород. Кроме них заметное место занимают кислород, сера и азот. Углерод на­ходится в количестве от 83 до 87 %, водород составляет 12 — 14 % [97]. Содержание серы, кислорода и азота в нефти, каждого в отдельности, не превышает 2 % (хотя есть примеры и более высокого содержания серы). Очень часто этих эле­ментов содержится в нефти менее 1 %. В очень небольшом количестве в нефти имеются ванадий, никель, медь и некото­рые другие элементы.

Основную часть нефти составляют углеводороды различ­ного строения и молекулярной массы


Обычно углеводороды, входящие в состав нефти, делят на три класса: метановые, нафтеновые и ароматические. Преоб­ладающее содержание того или иного класса углеводородов определяет так называемый групповой состав нефти. Разли­чают нефти: метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические.

В большом количестве, до 25 % и выше, в нефтях содер­жатся смолистые вещества [191]. Нефтяные смолы являются высокомолекулярными соединениями коричневого, бурого или темно-бурого цвета. Смолы содержат углерод, водород, кислород, серу и азот. Молекулярная масса смол достигает 1000, плотность смол около 1100 кг/м3. Химический анализ смол показал наличие у них ароматических и нафтеновых колец и метановых и нафтеновых цепей. Смолы хорошо рас­творимы в ароматических растворителях (бензол, толуол и др.) и в жидких предельных углеводородах (пентан, гексан и выше).

К соединениям, содержащим в своем составе кислород, относятся и асфальтены и наиболее высокомолекулярные вещества в нефти, имеющие близкий к смолам химический состав с молекулярной массой большей, чем у смол, и дости­гающей 5000.

Выделенные из нефти асфальтены представляют собой твердое вещество черного цвета плотностью до 1220 кг/м3, хорошо растворимы в ароматических углеводородах, в четы-реххлористом углероде и сероуглероде. В легких предельных углеводородах (пентан, гексан и др.) асфальтены нераствори­мы, как и во многих других органических растворителях, имеющих молекулы с полярной частью (этиловый спирт, аце­тон и др.). Следует отметить, что свойства асфальтенов за­метно меняются во времени, особенно на свету, при этом уменьшается растворимость их в нефти и даже в ароматиче­ских растворителях. Содержание асфальтенов в нефти обыч­но невысокое, редко превышает 10 %. Однако из-за их высо­кой молекулярной массы и плотности, поверхностной актив­ности, относительной устойчивости и способности к ассоциа­ции асфальтены придают нефти ряд специфических особен­ностей, от которых зависят ее физические свойства, фильт­рационная способность, отмыв нефти водой в пористой среде и т.д.

К числу кислородных соединений, входящих в состав неф­ти, относятся нафтеновые кислоты. Эти вещества обычно встречаются в нафтеновых нефтях. В метановых нефтях наф­теновых кислот содержится очень мало. В частности, нефти девонских и каменноугольных отложений Башкортостана и Татарстана практически не содержат этих кислот.

В нефтяной залежи всегда находится в большем или меньшем количестве газ (свободный или растворенный в нефти).

В состав газа входят метан, этан, пропан, бутан, причем метан и этан составляют основную часть попутного газа. В газах нефтяных месторождений в относительно небольших количествах может присутствовать сероводород.

Химический состав нефти и условия, в которых она нахо­дится, определяют ее физические свойства.

Важнейшая характеристика нефти плотность.

от группового состава нефти, содержания в нефти легких уг­леводородов,   с  одной   стороны,   и   асфальто-смолистых  ве­ществ— с другой.  В зависимости от состава нефть имеет плотность от 760 до 1000 кг/м3.

По данным анализа нефтей наблюдается тесная связь ме­жду плотностью и содержанием асфальто-смолистых веществ и легких углеводородов. Чем больше асфальто-смолистых ве­ществ содержится в нефти, тем выше ее плотность.

В пластовых условиях нефти содержат значительное коли­чество растворенных газов. Пластовая температура часто оказывается высокой. По этим причинам плотность нефти в пластовых условиях значительно меньше, чем на поверх­ности.

Вязкость нефти, как и плотность, зависит от содержания в

нефти легких углеводородов и асфальто-смолистых веществ, а также температуры.

Пределы изменения вязкости нефтей очень большие. Из­вестны нефти, имеющие вязкость менее 1 мПа-с. Тяжелые нефти могут иметь вязкость, измеряемую сотнями или даже тысячами Пас [97].

Наличие в нефти парафина приводит к сильной зависимо­сти ее вязкости от температуры. С уменьшением температу­ры происходит образование кристалликов парафина, вяз­кость нефти при этом резко возрастает. Так, нефть месторо­ждений Жетыбай и Узень (Казахстан) содержит до 30 % па­рафина. После извлечения этой нефти на поверхность, дега­зации ее и снижения температуры до 25 °С ее вязкость ста­новится настолько высокой, что нефть перестает течь.

Растворенные в нефти в пластовых условиях газы умень­шают ее вязкость. При этом, чем выше молекулярная масса углеводородных газов, тем сильнее снижается вязкость. Рас­творение в нефти азота, наоборот, приводит к увеличению вязкости нефти.

Состав и физические свойства нефтей в пластовых усло­виях существенно влияют на процессы фильтрации в порис­той среде и на нефтеотдачу пластов. Исследованиями многих авторов установлено, что пластовые нефти многих месторождений обладают структурно-механическими свойствами. Их фильтрация в пористой среде сопровождает­ся отклонениями от законов Ньютона и Дарси. Такие нефти принято называть аномально вязкими или неньютоновскими, так как их вязкость и подвижность являются переменными величинами.

Аномалии вязкости нефти оказывают заметное влияние на процесс разработки нефтяной залежи. При разработке неф­тяных залежей фактические градиенты пластового давления меняются в широких пределах. Поэтому нефть может фильт­роваться при таких градиентах давления, которые меньше и градиента предельного разрушения структуры, и градиента динамического давления сдвига. Это может привести к не­полному охвату пласта фильтрацией и, как следствие, к не­равномерной выработке запасов нефти и уменьшению ко­нечного коэффициента нефтеотдачи.

Многочисленными исследованиями установлено, что на степень проявления аномалий вязкости нефти влияет боль­шое количество таких факторов, как содержание в нефти асфальтенов и смол, а при температуре ниже температуры начала кристаллизации  парафина наличие кристалликов па-

рафина, состав и количество растворенного газа, температу­ра, давление и др.

Наибольшее влияние на реологические и фильтрационные свойства аномальных нефтей оказывают так называемые структурообразующие компоненты нефти: асфальтены, смо­лы и парафины. Содержание в нефти структурообразующих компонентов может изменяться в широких пределах в зави­симости от возраста пород, глубины залегания пластов и дру­гих факторов.

По данным многочисленных исследований установлено, что в залежах девона содержание асфаль-тенов колеблется от 1 до 9 %, смол от 2 до 20 %, парафина от 2,5 до 11 %. Наиболее часто встречаются залежи, содержащие 3 % асфальтенов, 10 % смол и 4,5 % парафина. В залежах нижнего карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провин­ции содержится асфальтенов от 1 до 11 %, смол от 2,5 до 22,5 %, парафина от 2,5 до 8,5 %, чаще всего асфальтенов 5 %, смол 7,5 %, парафина 3,5 % (табл. 1.2).

Кривые распределения содержания структурообразующих компонентов по 72 залежам девона и 67 залежам нижнего кар­бона, заимствованные из работы, приведены на рис. 1.8.

Состав и свойства нефти месторождения определяются геологическими и геохимическими условиями, в которых происходило образование залежей. В зависимости от этих условий (давление, температура, физико-химические свойст­ва пород, воды, газов, наличие микроорганизмов) нефть пре­терпевала сложные превращения, в результате которых ме­нялись ее химический состав и физические свойства.

Состав и свойства нефти определяются такими фактора­ми, как: 1) возраст вмещающих отложений; 2) глубины залегания; 3) дифференциация внутри залежи; 4) фациально-литологические условия; 5) гидрогеологические условия; 6) тектонические условия и миграционные процессы; 7) со­держание газа в нефтяной залежи.

Дифференциация нефти внутри залежи заключается в закономерном изменении состава и свойств нефти в пределах одной залежи (пласта). Плотность нефти увеличивается по падению пласта и от кровли к подошве. Одной из причин этого является гравитационное разделение, при котором наиболее тяжелые компоненты нефти (асфальтены, смолы) скапливаются в нижних частях залежи, а легкие в верхних. Другой причиной увеличения смолистости нефти на крыльях складки является окисляющее действие краевых и подошвенных вод.

Таблица 1.2

Содержание структурообразующих компонентов в нефти

Нефтедобы­вающие районы

Содержание в нефти, % (по массе)

парафина

смол силикагеле-вых

асфальтенов

Предел изменения

Среднее содер­жание

Предел измене­ния

Среднее содер­жание

Предел измене­ния

Среднее содержа­ние

Башкоркостан Татарстан

Самарская область

Волгоградская область

Пермская область

Оренбургская область

Удмуртская Республика

Астраханская область

Республика Коми

Саратовская область

Шаимский

Верхнесалым-ский и Сур­гутский

Нижневартов­ский

Месторожде­ние Узень

2,1-6,8 3,3-5,1 2,9-10,2

0,8-8,5 2,0-10,4 1,9-7,1 2,7-7,0 3,8-26,0 1,4-7,9 6,6-10,4

0,2-7,8 2,3-9,1

1,7-4,4 15,7-18,6

3,71 4,12 5,74

4,26 4,61 4,47 4,69 14,77 4,03 8,78

4,57 3,55

2,66 18,10

9,6-26,8 5,1-15,1 2,3-32,8

2,0-13,0 2,9-29,1 2,9-24,8 11,7-30,2 2,8-10,4 5,0-29,4 4,4-7,5

0,4-10,9 1,2-22,9

0,7-11,5 0,3-3,3

17,32 11,19 8,61

6,47 13,50 13,32 19,40 5,88 4,62 9,50

5,72 10,55

7,19 1,59

1,2-9,5 1,8-7,4 0,1-18,0

0-1,8 0-8,9 0,2-24,0 2,1-16,9 0,1-2,5 0,1-3,7 0,2-0,6

0,3-4,5 0,1-6,3

0,3-4,2 12,8-15,8

5,18 4,22 2,52

0,71 2,90 3,63 6,88 1,22 1,56 0,47

1,22 2,21

1,53 14,4

В некоторых залежах отмечаются зоны высокосмолистой нефти, обладающей большими плотностью и вязкостью. Та­кие зоны обычно находятся у водонефтяного контакта. Осо­бенно развиты зоны высокосмолистой и малоподвижной нефти в залежах с подошвенной водой и большой площадью ВНК. Тяжелая битумоподобная нефть у ВНК обнаружена в ишимбайских залежах известняков турнейского яруса в Баш­кортостане, Оренбургской области и других районах. Пред­полагается, что осмоление нефти в этих зонах произошло в результате окисления ее под действием сульфатов контурных вод и микроорганизмов.

Малоподвижная, так называемая окисленная нефть обна­ружена В.М. Березиным в нефтенасыщенных пластах Арланского месторождения. Окисленная нефть здесь располагается небольшими «гнездами». Пока еще не ясны причины образо­вания таких локальных «гнезд» высокосмолистой нефти.

Не исключается и влияние на свойства нефти биохимиче­ских процессов, за счет которых происходит окисление неф­ти.

Влияние фациально-литологических условий на свойства нефти обусловлено адсорбционными, каталитическими и ре­акционными свойствами пород-коллекторов нефти.

Породы, содержащие активные глины (монтмориллонито-вые), адсорбируют из нефти асфальтены и смолы, что ведет к уменьшению смолистости нефти. Глины оказывают и катали­тическое воздействие на нефть, ускоряя процессы ее мета­морфизма (разукрупнения молекул) и, следовательно, умень­шая ее плотность.

Рациональное влияние пород сводится к их окисляющему действию на нефть. Хотя во всех осадочных породах содер­жится кислород, в большинстве из них (кремнезем, алюмоси­ликат, силикат, карбонат) кислород инертен. Активным явля­ется лишь кислород сульфатов, свободной окиси железа и некоторых редких минералов. Поэтому нефть, залегающая в сульфатных породах, сильно окислена, содержит много смол и асфальтенов.

Пластовые воды оказывают на нефть окисляющее дейст­вие. Это происходит за счет сульфатов, растворенных в воде, причем они активнее сульфатов пород вследствие подвижно-

сти воды. Интенсивность взаимодействия нефти с сульфата­ми воды зависит от проницаемости коллекторов нефти. Осо­бенно интенсивны процессы взаимодействия нефти с пласто­вой водой в трещиноватых породах, где обеспечивается цир­куляция воды.

Тектонические условия сильно влияют на миграцию неф­ти. При боковой миграции в процессе образования залежи возможно более быстрое движение легкой нефти по сравне­нию с тяжелой. Это приводит к изменению свойств нефти в залежи по ее простиранию.

Миграция может проходить вертикально по трещинам. При этом свойства нефти от залежи к залежи по глубине бу­дут меняться аномально: например, в залежах на меньшей глубине нефть может иметь меньшую плотность, чем в зале­жах на большей глубине.

Газы в нефтяном месторождении могут находиться в сво­бодном виде (в газовой шапке), в растворенном состоянии в нефти и в пластовой воде.

С увеличением газосодержания уменьшается плотность нефти и ее вязкость, выход бензиновых фракций оказывает­ся выше.

Перечисленные факторы совместно влияют на нефть. В результате свойства нефти подчинены очень сложным зако­номерностям. Тем не менее можно установить основные на­правления изменения свойств нефти.

Физикохимические свойства нефти (плотность, содержа­ние асфальтенов, смол, бензиновых фракций, вязкость, дав­ление насыщения, газовый фактор) изменяются по глубине от залежи к залежи. Как правило, с глубиной залегания уменьшается молекулярная масса нефти, содержание в нефти смол и асфальтенов, увеличивается газонасыщенность. Это приводит к изменению с глубиной плотности, вязкости и ря­да других реологических характеристик. Если же в разрезе встречаются коллекторы нефти с резко различающимися свойствами (например, трещиноватые, кавернозные), то свой­ства нефти в них могут не следовать этим закономерностям.

В пределах одной залежи свойства нефти изменяются по толщине пласта. От кровли к подошве увеличивается содер­жание смол и асфальтенов, а следовательно, изменяются и другие характеристики нефти (плотность, реологические ха­рактеристики). Особенно заметно это в пластах большой тол­щины и коллекторах с подошвенной водой, где вблизи ВНК часто нефть бывает настолько окисленной, что оказывается малоподвижной.

По простиранию пласта содержание смол и асфальтенов увеличивается в направлении по падению пласта к водонеф-тяному контакту с краевыми водами. От свода к крыльям уменьшается газосодержание, увеличивается вязкость и плотность.

Таким образом, к началу разработки месторождения су­ществуют определенные закономерности в распределении состава, плотности и основных фильтрационных свойств нефти как по разрезу от залежи к залежи, так и в пределах каждой залежи по толщине и простиранию пласта. Все это позволяет считать, что нефтяные залежи характеризуются не­однородным строением по составу и свойствам нефти и газа.

Хочешь быть финансово-независимым человеком? львов работа Получай удовольствие от своей работы

Украина- ваша мечта? Хотите переехать на родину? квартиры в донецке на любой вкус, большой выбор на нашей дос

Ах! Самара— городок…не спокойнааая я! Да- Самара-славный город. И если вам интересны его события,предлагаем пройти по ссылке.


Обратите внимание:

Добавить комментарий