Лекции по геологии нефти и газа. Геология нефти и газа геология нефти и газа
 Скачать 0.57 Mb.
|
|
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям. Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части. Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи). К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы). Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием. Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является» создание базы понятий и определений, образующих фундаментальную науку - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа. Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИНефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая из смеси углеводородов, содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ и находящаяся в породах коллекторах в свободном состоянии. В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п. Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С17Н36-С37Н72) – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены). По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 - газы; от С5Н12 до С16Н34 – жидкости; от С17Н34 до С35Н72 и выше - твердые вещества, называемые парафинами и церезинами. Классификация нефтей В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина. Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования. По содержанию серы нефти делятся на: малосернистые (0 ≤S≤0,5 %); среднесернистые (0,5 < S≤1 %); сернистые (1 < S≤3 %); высокосернистые (S>3%). Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. По содержанию асфальтеносмолистых веществ нефти подразделяются на: малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %); смолистые (10 < Ас ≤20%); высокосмолистые (20 < Ас ≤35%). Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74—C55H112. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше. По содержанию парафинов нефти подразделяются на: малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %; парафинистые— 5 <П≤10 %; высокопарафинистые — П > 10 %. Мировые единицы измерения нефти 1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти 1 т.нефти примерно 7,3 барреля 1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3 1 куб.м. примерно 6,29 бареллей Физические свойства нефти Плотность (объемная масса) –отношение массы вещества к его объему. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. ρн=m/V По плотности нефти делятся на 3 группы: легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м3) средние нефти (871970 кг/м3) тяжелые (свыше 970 кг/м3). Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры). Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Коэффициент динамической вязкости (). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па·с, 1П (пуаз) = 0,1 Па·с. Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью. Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. Стокс (Ст) = см2/с = 10-4м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С. Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей. Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов. По величине вязкости различают нефти незначительной вязкостью — н < 1 мПа с; маловязкие — 1<н5 мПа с; с повышенной вязкостью—5<н25 мПа с; высоковязкие— н > 25 мПа с. Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ). Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры. Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н: G=Vг/Vп.н. Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т. Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты. Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м2; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м2, Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м2, Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей. Капиллярность – способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения. Р = 2 σ/ r Р – давление поднятия; σ - поверхностное натяжение; r – радиус капилляра. h= 2 σ/ rρg h - высота поднятия; ρ – плотность жидкости; g - ускорение свободного падения. Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного. Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах. Коэффициент сжимаемости нефти βн – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения  где V0 - первоначальный объем нефти; ΔV- изменение объема нефти при изменении давления на Δр; Размерность βн -Па-1. Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10-6 МПа-1. Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа-1. Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости βн=(4-7) 10-10МПа-1. Коэффициент теплового расширения н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С н = (1/Vo) (V/t). Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти: bн= Vпл.н/Vдег = н./пл.н где Vпл.н—объем нефти в пластовых условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; пл.п—плотность нефти в пластовых условиях; —плотность нефти в стандартных условиях. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U U=(bн-1)/bн*100 При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти.  =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н |