В пластовых условиях газ, нефть, вода и их смеси в зависимости от их состава, температуры и давления могут находиться в газообразном, жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Газ в большом количестве, а также часть жидких углеводородов в виде паров могут находиться в верхней части структуры.
Высокие давления увеличивают плотность газа, и в сжатом газе создаются условия для растворения нефти. При значительном количестве газа вся нефть может оказаться растворенной. Если же газа мало по сравнению с объемом нефти, то при достаточно высоком давлении газ может полностью раствориться в нефти, образуя однофазную (жидкую) смесь. Поэтому газонефтяные залежи разделяются на чисто газовые, газонефтяные (с газовой шапкой и нефтяной оторочкой), нефтяные (с различным содержанием попутного газа) и газоконденсатные.
В пластовых условиях физико-химические свойства нефтей определяются их химическим составом, что обусловливает некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений (наличие парафина, смол, ПАВ и т.д.).
По элементарному составу большинство нефтей более чем на 99 % состоят из углерода и водорода. Присутствуют также кислород, азот, сера (иногда в больших количествах), в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний.
В нефтях наиболее широко представлены углеводороды метанового или парафинового ряда (СпН2п+2) и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СпН2п). Почти всегда в нефтях присутствуют ароматические углеводороды. Количество нафтеновых кислот, асфальтенов, смол незначительно. На свойства поверхностей раздела в пласте и на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве пласта существенно влияют наличие кислорода и серосодержащие вещества, что обусловливается высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти.
Парафин не растворяется в воде, но растворяется в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при температуре 15 °С.
Парафины имеют состав С\7 — С35 с температурой плавления 27 — 71 °С. Нефтяные церезины имеют состав С36 — C55l температура их плавления 65 — 88 °С. Церезин и парафин имеют различные химические свойства. В нефтепромысловой практике известно несколько различных способов преду-
преждения отложений парафинов на стенках труб и борьбы с этим осложнением.
Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Нафтеновые кислоты (их содержание в нефтях не превышает 2 %) имеют общую эмпирическую формулу CnH2n_2O2. Они представляют собой либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде и имеющие высокую плотность. В присутствии воды при повышенной температуре нафтеновые кислоты вызывают коррозию оборудования.
Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 5— 10 % от содержания нафтеновых кислот.
Нефти СНГ содержат серу в количестве от долей процента до 5 — 6 %. Она входит в состав различных сернистых соединений, но встречается и в свободном состоянии. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны (R = SH), сульфиды, дисульфиды и др. Все эти соединения в нефти — вредные примеси.
Асфальтосмолистые вещества нефти в нефтях содержатся в пределах от 1 до 40 %. Это высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот. Составляющие асфальтосмолистых веществ различаются по физическим свойствам. Плотность асфальтосмолистых веществ нефти колеблется от 1000 до 1070 êã/ñì3.
По содержанию серы нефти делятся на два класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %) и сернистые (содержание серы превышает 0,5 %).
Нефть обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Она определяется коэффициентом сжимаемости рн (м2/Н):
Рн V Ар’
где V — исходный объем нефти, м3; AV — изменение объема нефти, м3; Ар — изменение давления, Н/м2.
Коэффициент сжимаемости зависит от состава нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости (4 —7)-10~10 м2/Н. Нефти со значительным содержанием растворенного газа характеризуются повышенным коэффициентом сжимаемости.
Вязкость нефтей уменьшается с увеличением количества газа, температуры; увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Практические значения вязкости нефтей в пластовых условиях различных месторождений изменяются в широких пределах: от многих сотен мН-с/м2 до десятых долей мН-с/м2 (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза).
Газы. В нефтяном месторождении совместно с нефтью содержится газ; он может быть в растворенном состоянии или в виде свободного газа. Эти газы называются попутными (нефтяными). Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свободными), а месторождения — чисто газовыми.
Известны залежи с растворенным газом в пластовых водах; они пока практически не разрабатываются (кроме Японии и Китая).
Таблица 2.1
Физико-химические свойства алканов
Показатели |
Метан |
Этан |
Пропан |
Изобутан |
Нормальный бутан |
Изопентан |
Нормальный пентан |
Гексан |
Химическая формула |
СН4 |
Ñ2Í6 |
С3Нв |
изо-С4Н10 |
н-С4Н,„ |
изо-С5Н12 |
í-Ñ5Í12 |
Ñ6Í14 |
Молекулярная масса |
16,043 |
30,070 |
44,097 |
58,124 |
58,124 |
72,151 |
72,151 |
86,178 |
Массовая доля углерода, % |
74,87 |
79,96 |
81,80 |
82,66 |
82,66 |
83,23 |
83,23 |
83,62 |
Газовая постоянная, Дж/(кгК) |
521 |
278 |
189 |
143 |
143 |
115 |
115 |
96 |
Температура кипения при 0,1013 МПа, °Ñ |
-161,3 |
-88,6 |
-42,2 |
-10,1 |
-0,5 |
+ 28,0 |
+ 36,2 |
+ 69,0 |
Критические параметры: |
|
|
|
|
|
|
|
|
температура, К |
190,7 |
306,2 |
369,8 |
407,2 |
425,2 |
461,0 |
470,4 |
508,5 |
абсолютное давление, МПа |
4,7 |
4,9 |
4,3 |
3,7 |
3,8 |
3,3 |
3,4 |
3,9 |
плотность, кг/м3 |
162,0 |
210,0 |
225,5 |
232,5 |
225,2 |
— |
232,0 |
— |
удельный объем, м3/кг |
0,0062 |
0,0047 |
0,004 |
0,0043 |
0,004 |
— |
0,0043 |
— |
Плотность газа при 0,1013 МПа и 0 °С, |
0,717 |
1,344 |
1,967 |
2,598 |
2,598 |
3,220 |
3,220 |
3,880 |
кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Относительная плотность газа по воз- |
0,5545 |
1,038 |
1,523 |
2,007 |
2,007 |
2,488 |
2,488 |
2,972 |
Удельный объем газа при 0,1013 МПа и 0 °С кг/м3 |
1,400 |
0,746 |
0,3210 |
0,385 |
-0,385 |
0,321 |
0,321 |
0,258 |
\J V_^| 141 / ГУ1 Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
и 273 Ê, Дж/(кгК): |
|
|
|
|
|
|
|
|
газа при постоянном давлении |
2220 |
1729 |
1560 |
1490 |
1490 |
1450 |
1450 |
1410 |
газа при постоянном объеме |
1690 |
1430 |
1350 |
1315 |
1315 |
1290 |
1290 |
1272 |
Температура воспламенения с воздухом, °С |
680-750 |
530-605 |
510-580 |
475 |
475 |
|
|
|
Среди природных углеводородов выделяют три основные группы (Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов).
1. Метановые парафиновые углеводороды (алканы) с общей формулой
CnH2n+2. Это предельные насыщенные соединения. Эти газы, как правило,
состоят на 90 — 98 % из метана (СН4). Среди тяжелых газообразных углево
дородов в составе природного газа преобладают этан и пропан; в меньших
количествах содержатся бутан, пентан, гептан и более тяжелые углеводо
роды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, и их называют
гомологами метана. Бутан и более тяжелые углеводороды имеют изомеры.
Некоторые физико-химические свойства алканов приведены в табл. 2.1.
2. Нафтеновые углеводороды — алкены (цикланы) с общей формулой
СпН2п. Это непредельные соединения. Но благодаря замыканию углеводо
родной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер. Среди тяжелых
газообразных углеводородов непредельные углеводороды (алкены) обнару
живаются в виде следов или в небольших количествах. Среди них часто
встречается этилен С2Н2. В эту же группу входят пропилен С3Н6 и бутилен
С4Н8. При атмосферном давлении все они газы.
3. Ароматические углеводороды, или арены, с простейшей формулой
СпН2п_6 содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Они часто
входят в состав конденсата газоконденсатных месторождений.
Природные газы состоят из углеводородов метанового ряда, а также азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), инертных газов: гелия (Не), аргона (Аг), криптона (Кг), ксенона (Хе); ртути. Содержание метана часто превышает 85 — 98 %. Содержание азота в природном газе не превышает 10 % (обычно 2 — 3 %); содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10 — 25 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 20 % (иногда больше).
Природные газы подразделяют на:
сухой газ с небольшим содержанием тяжелых углеводородов, добываемый из чисто газовых месторождений;
смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина, добываемую вместе с нефтью;
сухой газ и жидкий углеводородный конденсат, добываемые из газоконденсатных месторождений. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, являющихся ценнейшим сырьем нефтехимической и химической промышленности.
Метан очень устойчив. Он может сохраняться без изменений сотни миллионов лет. При утечке метана и достижении его концентрации (по объему) в воздухе 5,35 % любая искра вызывает взрыв. Метан и его гомологи растворяются в воде и нефти. Его растворимость растет с повышением давления. Вязкость газов в зависимости от изменения параметров, характеризующих их состояние, изменяется сложным образом. Динамическая вязкость ц газа связана с его плотностью рг, средней длиной свободного пути X и средней скоростью молекул v :
ц = ρλv/3.
Эта формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры, так как при повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается постоянной. С увеличением температуры вязкость газа возрастает.
Обратите внимание: