Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа

• Название: Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
• Дата: 16.03.2022
• Размер: 2.6 Mb.
• Имя файла: Физика пласта_Курс лекций.docx
• Тип: Документы; #399443
• страница: 5 из 9

2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ
Нефть – разновидность горных пород. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит и другие), но не твердыми, а жидкими она образует семейство каустобиолитов, семейство горючих органических пород.

Для нефти характерен резкий специфичный запах и маслянистость на ощупь.

По консистенции нефти бывают легкоподвижные, текучие, высоковязкие, почти не текучие, застывающие при нормальных условиях. Нефти обычно имеет темный цвет, который может изменяться от зеленовато-бурого до чёрного. Известны нефти и желтого, синего, красного цветов и даже прозрачные, так называемые, белые нефти. Цвет и консистенция зависят преимущественно от содержания в них смол и асфальтенов. Чем их больше, тем темнее цвет нефти и более вязкая консистенция.

Введём следующие понятия:

Пластовая нефть → газожидкостная нефтяная система.

Сырая нефть → трёхфазная система, содержащая нефть, растворённый газ, пластовую воду и механические примеси.

Товарная нефть → однофазная нефтяная система, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями, действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
2.1.Состав нефти
Различают элементный, фракционный, групповой и вещественный составы нефти. Основными элементами соединений нефти являются углерод (83,5–87 %) и водород (11,5–14 %). Кроме того, в нефти присутствуют:

сера в количестве от 0,1 до 1–2 %, иногда её содержание может доходить до 5–7 %, во многих нефтях сера практически отсутствует;

азот в количестве от 0,001 до 1, иногда до 1,7 %;

кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях в количестве от 0,01 до 1 % и более, но не превышает 3,6 %.

В нефти присутствуют также железо, магний, алюминий, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и прочие.

Cуммарное содержание их менее 1 %.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отражает соотношение соединений в них.

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур (н.к.–к.к.) от 28 (изо-С5) до 520–540 °С.

Фракционный состав нефти определяется стандартным методом по результатам лабораторных испытаний при разделении (разгонки) компонентов нефти на аппарате АРН-2 по температурам кипения методом фракционирования, отгона или на промышленных установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

Началом кипения (н.к.) фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

Концом кипения (к.к.) фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

Различают следующие основные фракции нефти:

− 28–180 °С – широкая бензиновая фракция;

− 140–200 °С – уайт–спирит;

− 180–320 °С – широкая керосиновая фракция;

− 150–240 °С – осветительный керосин;

− 180–280 °С – реактивное топливо;

− 140–340 °С – дизельное топливо (зимнее);

− 180–360 °С – дизельное топливо (летнее);

− 350–500 °С – широкая масляная фракция;

− 380–540 °С – вакуумный газойль.

Под групповым составом фракции понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов (группа – несколько гомологических рядов) или гетероатомных соединений.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений (более 1000), преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений.

Углеводороды – органические соединения углерода и водорода. В нефти присутствуют следующие классы углеводородов.

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH2_n+2. Содержание их в нефти может составлять 30–70 %. Различают алканы:

• нормального строения → н-алканы: пентан и его гомологи;

• изостроения → изоалканы: изопентан и его гомологи;

• изопреноидного строения → изопрены: пристан, фитан и другие.

В нефти присутствуют алканы состава:

• С₁–С₄ → газообразные, в виде растворённого газа;

• С₅–С₁₆ → жидкие, составляющие основную массу жидких фракций нефти;

• С₁₇–С_42–53 → твёрдые, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные циклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой

C_nH_2n, бициклические – C_nH_2n-2, трициклические – C_nH_2n-4, тетрациклические – C_nH_2n-6. Содержание нафтеновых углеводородов в нефтях колеблется от 25 до 75 %.

Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют термодинамически устойчивые циклоалканы: пяти- и шестичленные нафтены. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения

ее молекулярной массы.

Ароматические углеводороды (арены) – циклические ненасыщенные соединения, в молекулах которых присутствуют циклы из 6 атомов углеводорода с π–сопряжёнными системами. Содержание аренов в нефтях изменяется от 10 до 50 %. С возрастанием молекулярного веса фракций число циклов в молекуле ароматических УВ возрастает.

Арены различаются по цикличности:

• моноциклические: бензол и его гомологи: толуол, о-, м-, п-ксилол, этилбензол, проилбензол и другие;

• бициклические: нафталин и его гомологи;

• трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи;

• тетрациклические: пирен и его гомологи и другие.

Гибридные углеводороды, преимущественно церезины – углеводороды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-ароматического, нафтено-ароматического. Это твёрдые углеводороды с фрагментами длинноцепочных структур, содержащих циклановое или ароматическое кольцо. Они входят в состав парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефти.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она классифицируется как парафиновая (парафинового основания), парафино-нафтеновая, нафтеновая, нафтено-ароматическая, ароматическая.

Гетероатомные соединения – соединения, в которых кроме углерода и водорода в состав молекул входят кислород, сера, азот, металлы, неметаллы. Они разделяются на следующие классы.

Кислородсодержащие – фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и другие. Содержание их в нефтях колеблется от 0,1 до 1 %. Иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может доходить до 2–3 %. К кислым компонентам относятся карбоновые кислоты и фенолы. Нейтральные кислородсодержащие соединения представлены: кетонами, ангидридами, сложными эфирами и другими.

Серосодержащие – меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и другие. Содержание их в нефтях изменяется от 0,1 до 1–7 %. Кроме того, в нефти может присутствовать сера в свободном состоянии или в виде сероводорода как составляющая природного газа.

Азотсодержащие – амины, пиридин, хинолин, пиррол, их производные и другие, содержание их изменяется от 0,001 до 0,4–1 %;

Порфирины – это азотистые соединения, в структуре которых расположены четыре пиррольных кольца, координационно соединенные с атомами ванадия или никеля. Содержание их в нефтях меньше 1 %;

Смолы и асфальтены – высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома (S, N₂, O₂). Содержание их в нефтях изменяется от 1 до 35 %.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300 ^оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится ≈ до 15 %.

В нефтях содержатся в малых количествах минеральные вещества, вода и механические примеси.

Состав нефти полностью определяет её физико-химические свойства. Нефти различных месторождений, и даже различных пластов одного место-

рождения могут отличаться большим разнообразием свойств, вследствие изменчивости термобарической обстановки в пласте, химического состава жидкой и газовой фаз.
2.2. Плотность нефти
Плотность характеризует количество покоящейся массы вещества, выраженной в единице объёма, [кг/м3; г/см3]:

ρ = m/v.

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

На практике с целью уменьшения погрешности работают с относительными величинами. Под относительной плотностью (ρо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности дистиллированной воды (ρв), определённой при 4 ^оС:

ρ_о = ρ_н/ρ_в.

Величина плотности отражает состав и является важной технологической характеристикой. Следует различать величины плотности (ρ_н) и удельного веса (d_н) нефти.

Удельным весом жидкости называют вес (G) её единицы объёма (d_н =G/v).

Между ними существует следующая взаимосвязь:

ρ = m/v =G/v·g = d_н·v/v·g = d_н/g .

Удельный вес не является физико-химической характеристикой вещества, так как зависит от места измерения.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м³. Цифры в скобках характеризуют интервалы

распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций.

С возрастанием температуры плотность дегазированной (сепарированной) нефти уменьшается. Зависимость плотности нефти от температуры оценивается выражением

ρ(Т) = ρ20·[1 + ζ (20 – Т)],

где ρ20 – плотность нефти при 20 ^оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 2.1).
Таблица 2.1

Значения коэффициента объёмного расширения



С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовой нефти будет возрастать.

Несмотря на то, что все нефти являются слабосжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотность нефти возрастает, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями. Изменение величины плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

ρ(Р) = ρ20·[1 + β·(Р – Ро)] (3.4)
или ρ(Р) = ρ20·[1 + (Р – Ро)/К], (3.5)

где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

Р – давление, Па;

Ро– атмосферное давление, Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Средние значения коэффициентов сжимаемости нефти (β) составляют 0,7-4 ГПа^–1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈1,3·109 Па.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластового давления и температуры, количества растворённого газа.

С увеличением пластового давления плотность нефти уменьшается до давления, равного давлению насыщения, за счёт увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.

Не углеводородные компоненты природного газа, растворяясь в нефти, неодинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефти при насыщении её азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.
2.3. Вязкость нефти
Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчёте мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом за счёт физического Ван-дер-Ваальсовского взаимодействия – кулоновского, диполь-дипольного, ориентационного, индукционного, дисперсионного.

Параметр вязкости наиболее тесно отражает эти взаимодействия в силу своей природы и величина его коррелирует со степенью их проявления. С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности и это наиболее полно проявляется при оценке вязкости.

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннее сопротивление жидкости её движению), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.

Вязкость жидкости проявляется только при её перемещении.

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:



где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости;

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости;

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения

Ньютона (3.6):

• система СИ → [Па с, мПа с];

• система СГС → [Пз (пуаз) = г/(см с), сПз (сантипуаз)] ;

• 1 сПз = 10^–3·кг/м ·с = 10^–3·Па с.

С вязкостью связан параметр текучести (ϕ) – величина обратная вязкости:

φ = 1/μ

Кроме динамической вязкости для расчётов используют (особенно в гидравлике) параметр – кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести:

ν = μ/ρ

Единицы измерения кинематической вязкости:

• система СИ→ [м²/с, см²/с, мм²/с];

• система СГС → [Ст (стокс), сСт (сантистокс)];

• 1сСт = 10^–2 Ст = 10–6 м²/с = 1мм²/с.

При повышении давления величина вязкости несколько возрастает, но незначительно.

С возрастанием температуры вязкость нефти уменьшается, а с понижением – возрастает, особенно интенсивно при отрицательных значениях температуры.

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа, растворенного в ней. Чем выше молекулярная масса газа, растворенного в нефти, тем ниже её вязкость.

То есть, увеличение содержания газового компонента с большей молекулярной массой углеводорода (от СН₄ к С₄Н₁₀) существеннее влияет на величину понижения вязкости нефти. Это объясняется увеличением относительной доли неполярных углеводородов.

Вязкость нефти зависит от состава и природы растворённого газа. Вязкость смесей ароматических УВ (аренов) больше вязкости смесей алканов. Поэтому нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие, чем нефти парафинового основания.

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов, больше полярных компонентов, тем выше её вязкость. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости товарных.

Величины вязкости и плотности для нефтяных систем коррелируют между собой. Более тяжелые нефти, как правило, и более вязкие.

Характер абсолютного изменения вязкости зависит от химического состава.

Определение динамической вязкости жидкости весьма затруднительно. На практике определяют относительную вязкость, а по ней кинематическую и абсолютную. Относительная вязкость показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости при данной температуре больше или меньше вязкости воды (вязкость воды при 20 ^оС ≈ 1 сПз). Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметра Энглера. Определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре (t) ко времени истечения такого же объёма воды при Т = 20 ^оС. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность нефти, определяют динамическую вязкость (μ = ν·ρ) нефти при температуре (Т).

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого в ней газа.

Повышение давления, ниже давления насыщения, приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости.

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения.

По статистическим данным Г. Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется:

• от сотен мПа с до десятых долей мПа с (около 25 % залежей);

• от 1 до 7 мПа с (около 50 % залежей);

• от 5 до 30 мПа с (около 25 %).

Известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: залежи Ухтинского месторождения Коми, Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700–800 мПа с), пески оз. Атабаска в Канаде.