Физикохимические свойства нефти и газа. Основы геологии нефти и газа. Вопрос Нефть. Состав и основные физикохимические свойства (в том числе в пластовых условиях)

• Название: Физикохимические свойства нефти и газа. Основы геологии нефти и газа. Вопрос Нефть. Состав и основные физикохимические свойства (в том числе в пластовых условиях)
• Дата: 11.05.2022
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: geologia_bilety.docx
• Тип: Документы; #522755
• страница: 1 из 4

Раздел 1. Физико-химические свойства нефти и газа. Основы геологии нефти и газа.

Вопрос 1.

Нефть. Состав и основные физико-химические свойства (в том числе в пластовых условиях).

Нефть – это горючая маслянистая жидкость, цвет которой изменяется от светло-желтого до черного, состав которой в основном представлен углеводородными соединениями.

С химической точки зрения состав нефти очень прост. Основными элементами, образующими нефть, являются углерод – С и водород – Н. Содержание углерода в нефтях – 83 – 89 %, содержание водорода – 12 – 14 %. В небольших объемах в нефтях содержатся сера – S, азот – N и кислород – О.

Углерод и водород присутствуют в нефти в виде множества соединений, называемых углеводородами.

Основные физические характеристики нефти:

• 
  Плотность.
  
• 
  Вязкость этого полезного ископаемого является свойством этого вещества оказывать сопротивление при перемещении относительно друг друга нефтяных частиц при движении нефти.
  
• 
  Содержание серы в нефти - это весьма значимый параметр, который влияет на окислительные свойства этого полезного ископаемого.
  
• 
  Парафинистость - это содержание в сырье твердых углеводородов, называемых парафинами.
  
• 
  Газосодержание - он характеризует количество кубометров газа в одной тонне дегазированной нефти.
  
• 
  Давление насыщения - этот параметр является значение давления, по достижению которого из нефти начинает выделяться газ.
  
• 
  Сжимаемость - этот параметр обусловлен упругостью нефти и характеризуется коэффициентом сжимаемости. Этот параметр показывает величину изменения объема сырья в пласте в случае изменения давления на 0,1 МПа.
  

Вопрос 2.

Классификации нефти по составу.

Классификация нефти:

• 
  класс 1 - малосернистая - содержание серы до 0,6% масс.;
  
• 
  класс 2 - сернистая - содержание серы от 0,61 до 1,8% масс.;
  
• 
  класс 3 - высокосернистая - содержание серы от 1,81 до 3,5% масс.;
  
• 
  класс 4 - особо высокосернистая - содержание серы свыше 3,5% масс.
  

Вопрос 3.

Плотность нефти. Понятие, способы определения, классификация нефти по плотности.

Плотность определяется количеством массы в единице объема.

Обычно пользуются относительной плотностью, которая равна отношению плотности нефти при 20 градусах к плотности воды при 4 градусах Цельсия.

По плотности выделяются несколько классов сырой нефти:

• 
  супер лёгкая — до 0,78 г/см³ - super light — до 50 в градусах API - газовый конденсат (например - Алжирский конденсат группы Ин-Аменас);
  
• 
  сверх лёгкая — 0,78-0,82 г/см³ - extra light — 41,1-50 в градусах API (например - Казахстанский Тенгиз, Саудовский Шайба);
  
• 
  лёгкая — 0,82-0,87 г/см³ - light — 31,1-41,1 в градусах API;
  
• 
  средняя — 0,87-0,92 г/см³ - medium — 22,3-31,1 в градусах API;
  
• 
  тяжёлая — 0,92-1 г/см³ - heavy — 10-22,3 в градусах API;
  
• 
  сверх тяжёлая — более 1 г/см³ - extra heavy — до 10 в градусах API - битум.
  

Определение плотности нефтепродуктов:

Этот показатель можно определить следующими методами:

• 
  определение ареометром и денсиметром;
  
• 
  пикнометрический метод;
  
• 
  расчетный метод.
  

Вопрос 4.

Вязкость нефти. Понятие, способы определения, классификация нефти по вязкости.

Вязкость нефти - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении.

Для замеров этого параметра применяются:

• 
  стеклянные вискозиметры ВПЖ и ВНЖ, а также ВПЖТ и ВНЖТ;
  
• 
  термостаты;
  
• 
  резиновые трубки;
  
• 
  водяные насосы (или обычные резиновые груши);
  
• 
  секундомеры.
  

Классификация:

• 
  незначительной вязкостью — < 1 мПа × с;
  
• 
  маловязкие — 1 < 5 мПа × с;
  
• 
  с повышенной вязкостью — 5 < 25 мПа× с;
  
• 
  высоковязкие — > 25 мПа× с.
  

Вопрос 5.

Давление насыщения пластовой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.

Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры.

• 
  С увеличением плотности этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях.
  
• 
  С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.
  

Вопрос 6.

Объемные коэффициенты нефти и газа. Усадка нефти.

С количеством растворённого газа в нефти связан объёмный коэффициент , характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, где:

• 
  – объём нефти в пластовых условиях;
  
• 
  – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.
  

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

• 
  Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.
  

Коэффициент объемного расширения газа равен отношению относительного объемного расширения к температуре:



Вопрос 7.

Газосодержание пластовой нефти и газовый фактор.

Газосодержание пластовой нефти ( - это объем газа ( ), растворенного в 1 м пластовой нефти :



Газосодержание пластовой нефти выражают в .

Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа ( .

• 
  Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.
  

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300—500 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 .

Промысловым газовым фактором ( ) называется количество газа в 1 добытой дегазированной нефти.

Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.

Различают:

• 
  начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины,
  
• 
  текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени,
  
• 
  средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты.
  

Значение промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти.

Вопрос 8.

Природный газ. Состав, особенности состава газа, добываемого на месторождениях разного типа.

Типичный состав природного газа:

Углеводороды:

• 
  Метан – 70-98%
  
• 
  Этан – 1-10%
  
• 
  Пропан – до 5%
  
• 
  Бутан – до 2%
  
• 
  Пентан – до 1%
  
• 
  Гексан – до 0,5%
  

Примеси:

• 
  Азот – до 15%
  
• 
  Гелий – до 5%
  
• 
  Углекислый газ – до 1%
  
• 
  Сероводород – менее 0,1%
  

Природный газ исключительно широко распространен в недрах земли. Его можно встретить в толще земной коры на глубине от нескольких сантиметров до 8 километров. Также как и нефть, природный газ, в процессе миграции в земной коре, попадает в ловушки, в результате чего формируются газовые месторождения.

Ловушки - проницаемые пласты ограниченные непроницаемой толщей пород.

Вопрос 9.

Физические свойства природного газа.

Природный газ при нахождении в недра Земли может находится в:

• 
  газообразном состоянии (газовые залежи),
  
• 
  в виде газовой «шапки» нефтегазовых месторождений,
  
• 
  в растворенном виде в нефти или в воде.
  

Чистый природный газ не обладает запахом и цветом.

Температура возгорания природного газа 650 градусов по Цельсию.

Природный газ в 1,8 газ легче воздуха.

Вопрос 10.

Газовый конденсат. Состав и основные физико-химические свойства.

Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов (УВ) в газе в пластовых условиях ( ).

Конденсаты, как и нефти, состоят из УВ трех типов:

• 
  метановых,
  
• 
  нафтеновых,
  
• 
  ароматических.
  

Однако распределение этих групп УВ в конденсатах имеют следующие особенности в отличие от нефтей:

1. 
   абсолютное содержание ароматических УВ в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;
   
2. 
   встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтеновых и ароматических УВ;
   
3. 
   между содержанием метановых и ароматических УВ в бензиновых фракциях существует обратная связь (чем > метановых, тем < ароматических УВ);
   
4. 
   концентрации разветвленных метановых УВ ниже концентрации нормальных структур;
   

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием.

Плотность конденсатов меняется от 0,677 до 0,827 ; показатель преломления от 1,39 до 1,46; молекулярная масса от 92 до 158.

Вопрос 11.

Природный резервуар. Определение, виды природных резервуаров.

Природный резервуар — природное вместилище для нефти, газа и воды, форма которого обусловлена соотношением создающих его пород-коллекторов с плохо проницаемыми породами. Природный резервуар характеризуется типом коллектора, его емкостью, гидродинамическими условиями и энергетическим уровнем.

Выделяют следующие основные типы природных резервуаров:

• 
  пластовые — ограничены на значительном протяжении в кровле и подошве плохо проницаемыми породами;
  
• 
  массивные — их размеры сопоставимы в трех измерениях, ограничены со всех сторон плохо проницаемыми породами, представлены, например, рифовыми образованиями, структурными изгибами мощных толщ проницаемых пород;
  
• 
  линзовидные — песчаные линзы среди глин, трещинные участки в различных плохо проницаемых породах.
  

Вопрос 12.

Залежь. Определение, виды залежей.

Залежь углеводородов — это скопление нефти, газа, конденсата и другах полезных компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостнофильтрационными свойствами.

Выделяют залежи нефтяные и газовые.

• 
  Среди нефтяных можно выделить однофазовые, в которых весь газ растворен в нефти, и двухфазовые, в которых нефть полностью насыщена газом, а его избыток образует газовую шапку.
  
• 
  Газовые залежи делят на газовые, нефтегазовые (с небольшим содержанием нефти), газоконденсатные.
  

Залежи относят к нефтяным или газовым в зависимости от того, какой компонент преобладает.

Вопрос 13.

Месторождения нефти и газа. Определение, характеристики.

Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности.

По величине извлекаемых запасов:

• 
  уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;
  
• 
  крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;
  
• 
  средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;
  
• 
  мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;
  
• 
  очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа
  

Вопрос 14.

Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов.

По фазовому 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 объёму условного топлива нефтяную часть залежи;
  
• 
  нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;
  
• 
  газовые, содержащие только газ;
  
• 
  газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
  
• 
  нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
  

Вопрос 15.

Породы-коллекторы. Емкостные свойства пород-коллекторов. Первичные и вторичные пустоты.

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки.

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяют способность коллекторов вмещать (пористость) и фильтровать (проницаемость) флюиды.

Глубокозалегающим газоконденсатно-нефтяным коллекторам характерны деформации, в результате чего меняются их ФЕС. Причем проницаемость при этом изменяется в большей степени, чем пористость

Первичные пустоты в осадочных породах представляют промежутки между прилегающими обломками осадочной породы.

Вторичные пустоты (поры) образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов.

Вопрос 16.

Пористость пород-коллекторов. Виды пористости.

Пористость бывает:

• 
  полная (или общая) пористость;
  
• 
  открытая пористость (или пористость насыщения);
  
• 
  динамическая (или эффективная) пористость.
  

Полная пористость включает все поры (пустоты) открытые и закрытые, независимо от их формы и взаимного расположения.

Коэффициент полной пористости ( определяется отношением суммарного объема всех пор (пустот) открытых ( и закрытых ( к видимому (геометрическому) объему породы ( :



Коэффициентом открытой пористости ( называется отношение суммарного объема пор образцов ( , заполняющихся данной жидкостью, к видимому объему образца ( :



Эффективная пористость (называется иногда динамической ) характеризуется той частью объема пор, которая занята только движущейся жидкостью при установившемся движении.

Коэффициентом эффективной пористости ( называется отношение объема, по которому происходит движение жидкости ( , к объему горной породы ( :



Вопрос 17.

Нефте-, газо- и водонасыщенность пород-коллекторов.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются породами - коллекторами.

Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

В нефтепромысловой геологии большое значение имеет коэффициент нефтегазо- и водонасыщенности пород ( . Он представляет собой отношение объемов нефти, газа или воды ( , содержащихся в коллекторе, к общему объему пор ( .



Вопрос 18.

Контуры нефтеносности, газоносности.

Контур нефтеносности- граница зоны, внутри которой располагается область сплошного нефтенасыщения.

• 
  Внешний контур нефтеносности - граница, за которой заканчивается залежь.
  
• 
  Между контурами расположена водонефтяная зона: в ней нефть подстилается подошвенной водой.
  

Контур газоностности— замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте.

Вопрос 19.

Требования к товарной нефти.

Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие предприятия и экспортируемая за рубеж, должна отвечать ряду требований. Эти требования включают показатели, характеризующие степень подготовки нефти к транспортировке по магистральным трубопроводам и наливным транспортом, и показатели, характеризующие физико-химические свойства (качество) нефти.

По степени подготовки нефти к транспортировке нормируются следующие показатели:

• 
  содержание воды;
  
• 
  содержание механических примесей;
  
• 
  давление насыщенных паров;
  
• 
  содержание хлористых солей;
  
• 
  содержание хлорорганических соединений.
  

Содержание воды. Содержание воды в нефтях, добываемых на старых месторождениях, может доходить до 90 – 98 %. Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 0,5–1,0 % воды. Определение производится по ГОСТ 2477.

Содержание механических примесей. Добываемая нефть содержит некоторое количество механических примесей – частиц песка, глины, кристаллов солей и продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования. Присутствие в нефти механических примесей вызывает эрозию труб нефтепроводов, способствует образованию отложений. Содержание механических примесей в товарной нефти не должно превышать более 0,05% мас. Определение производится по ГОСТ 6370.

Давление насыщенных паров. Содержание в нефти легких УВ и растворенного газа связано с образованием паровых пробок при транспортировке нефти. Присутствующие в нефти легкие углеводороды и растворенные газы нарушают работу насосов. Нормирование осуществляется в термодинамическом равновесии при температуре 100 F (37,8 0С). Определение производится по ГОСТ 1756.

Содержание хлористых солей. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), должно быть не более 100–900 мг/л. Определение проводится по ГОСТ 21534.

К физико-химическим показателям, характеризующим качество нефти относятся:

• 
  содержание общей серы;
  
• 
  массовая доля сероводорода и легких меркаптанов (метил- и этилмеркаптанов);
  
• 
  массовая доля твердого парафина;
  
• 
  выход фракций, выкипающих при температурах 200, 300 и 350 С;
  
• 
  содержание тяжелых металлов (ванадия, никеля и др.);
  
• 
  плотность нефти при 20 С и 60 F (15 С).
  

Вопрос 20.

Требования к товарному природному газу.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

• 
  газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;
  
• 
  газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;
  
• 
  товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.
  

Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.