контрольные вопросы гнг. контрольные вопросы ГНГ. Нефть и газ в ряду каустобиолитов

• Название: Нефть и газ в ряду каустобиолитов
• Анкор: контрольные вопросы гнг
• Дата: 15.05.2021
• Размер: 27.66 Kb.
• Имя файла: контрольные вопросы ГНГ.docx
• Тип: Документы; #205169

1. Что входит в понятие "каустобиолит".

КАУСТОБИОЛИТЫ

Нефть и газ в ряду каустобиолитов

Горючие ископаемые нефтяного ряда, к которым относятся нефти и их производные, а также горючие газы называются каустобиолиты.

Слово каустобиолит происходит от нескольких греческих слов: «каустос» – горючий, «литос» – камень, «биос» – жизнь, т.е. горючий камень биогенного генезиса. Автор термина «каустобиолиты» немецкий ученый Г. Потонье (1908 г.).

Возникли каустобиолиты в результате преобразований органического вещества, первоисточником которого являлись остатки живых организмов. Общая направленность этих преобразований следующая:

1. 
   Преобразование органического вещества на земной поверхности или на дне водоёмов.
   
2. 
   Накопление отмерших организмов.
   
3. 
   Погружение в недра земной коры.
   
4. 
   Обогащение органического вещества углеродом.
   

Все горючие полезные ископаемые делятся на:

1) каустобиолиты нефтяного, или битумного ряда. К ним относятся нефти, горючие углеводородные газы, асфальты, озокериты и др.;

2) каустобиолиты угольного, или гумусового ряда. К ним относятся сингенетичные поро­ды и минералы (торфы, угли, антрациты и др.);

3) липтобиолиты. К липтобиолитам относятся некоторые органи­ческие соединения растительного происхождения (ископаемые смолы, воски, янтарь и др.).

Основное химическое различие членов нефтяного и угольно­го ряда состоит в соотношении углерода и водорода C/H, которое в нефтях варьирует незначительно – от 5,5 до 11,5, а в горючих ископаемых угольного ряда вариации значительно выше – от 9,4 до 45 .

3. Физические свойства нефти.

Нефть представляет собой вязкую жидкость тёмно-коричневого, чаще чёрного цвета, иногда почти бесцветную, жирную на ощупь. Нефть состоит из смеси различных углеводородных соединений. В природе нефти очень разнообразны по консистенции – от жидких до густых, смолообразных.

Основные химические элементы, из которых состоит нефть, углерод и водород. Содержание углерода в нефти (С) – 82-87% и водорода (Н) – 11-14%. Кроме того, в нефти присутствуют гетероэлементы - кислород (О) – 0,2-0,7%, (бывает до 4%), азот(N) – 0,1-0,3%, (бывает до 2%), сера (S) – 0,09- 0,5%, (бывает до 2%), в небольших количествах встречаются фосфор, ванадий, никель, железо, алюминий и др.

В нефтях присутствуют три основные группы углеводородов (УВ):

- метановые или парафиновые;

- нафтеновые;

- ароматические.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

1. Плотность нефти – это отношение массы к объёму.

Единицы измерения в системе СИ – кг/м³, в системе СГС – г /см³. Изменяется плотность в пределах от 0,70 – 1, 04 г/см³. Обычно плотность нефти меньше 1 и колеблется в пределах 0,82 – 0,92 г/см³.

По плотности нефти классифицируются:

1. 
   лёгкие (до 0,81 г/см³);
   
2. 
   средние (0,81 – 0,87 г/см³);
   
3. 
   тяжёлые (0,87 – 0,90 г/см³);
   
4. 
   очень тяжёлые (0,90 – 1,04 г/см³).
   

На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре – 20⁰С к плотности воды при температуре 4⁰С.

В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности т.к. в пластовых условиях нефти содержат растворимые газы (в 1 м³ нефти может растворяться до 650 м³ газа).

Плотность нефти зависит от содержания в ней асфальто-смолистых веществ.

2. Вязкость нефти – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении.

Параметр вязкости имеет большое значение:

а) для установления характера и масштабов миграции;

б) при разработке залежи и добычи нефти.

Различают вязкость: динамическую, кинематическую и относительную.

Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя жидкости площадью в 1 см² на 1 см со скоростью 1 см/с.

µ=P/F=S/v,

P - сила, F - поверхность соприкосновения двух слоев, S - расстояние между двумя слоями, v-приращение скорости движения первого слоя относительно второго.

Измеряется в системе СИ - Паскаль на секунду (Па.с) – это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух слоёв, площадью 1 м² каждый, находящийся на расстоянии 1 м со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы 1 Н.

Измеряется в системе СГС - Пуазах (П, или г/см .с);

Динамическая вязкость воды 1,05 мПа.с (миллипаскаль-секунд), или 1,05 сП (сантипуаз).

По динамической вязкости расчетным путём определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности жидкости.

γ= µ/ρ,

µ - динамическая вязкость, ρ – плотность жидкости.

В системе СИ измеряется – в м²/с, в системе СГС - в стоксах (Ст=см²/с =10^-4 м²/с).

Данные кинематической вязкости используются в технологических расчётах.

Относительная вязкость – вязкость нефти к вязкости воды при одной и той же температуре.

Н= µ_н/ µ_в

Приборы для определения вязкости называются вискозиметрами.

Вязкость нефти меняется в широких пределах в основном от 0,1 до 2000 мПа.с бывает и выше (природные битумы).

Выводы:

1.Чем тяжелее нефть, тем она менее подвижная.

2. Вязкость нефти растет с увеличением в ней асфальто-смолистых веществ.

3. С повышение температуры вязкость уменьшается.

4. С повышением давления вязкость увеличивается.

5. Группа нафтеновых углеводородов характеризуется большей вязкостью, чем группы ароматических и метановых.

Рассмотренные свойства (плотность и вязкость) определяются лабораторным путём по поверхностным пробам.

3. Газонасыщенность (газосодержание) нефти – определятся количеством газа, растворённого в нефти в условиях залежи.

Г=V_г/V_пл.ус.

Единицы измерения м³/м³ (от 30-500).

Газонасыщенность определяется по глубинным пробам, которые отбирают при забойной части ствола скважин, глубинными пробоотборниками.

4. Оптическая активность нефти.

Нефти способны вращать плоскость поляризации светового луча. В большинстве нефти вращают плоскость поляризованного луча вправо, но известны и левовращающие нефти. Установлено, чем моложе нефти, тем больше угол поворота поляризованного луча.

5. Люминесценция – это свечение под действием внешнего облучения. Это неотъемлемое свойство всех нефтей и природных продуктов их преобразования.

6. Электропроводность.

Нефти являются диэлектриками, т.е. не проводят электрический ток.

Нефти обладают высоким удельным сопротивлением (10¹⁰ - 10¹⁴ Ом.м).

7. Температура кипения углеводородов.

Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения.

У нафтеновых и ароматических УВ, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения выше, чем у метановых.

Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур от 30⁰ до 600⁰ С.

Фракции нефтей, выкипающие при температуре 60⁰С, называются петролейным эфиром; до 200⁰ – бензином; от 200 до 300⁰ С – керосином; от 300 до 400⁰ С – газойлями; от 400 до 500⁰ С – смазочными маслами; свыше 500⁰ С – асфальтами.

8. Температура застывания и плавления различных нефтей неодинаковая.

Температура застывания нефти зависит от её состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние

4. Клас­сификация нефтей по содержанию смол, серы, асфальтенов.

Существует несколько классификаций нефтей И.П. Чоловского, Н.А.Еременко, В.И. Ермолкина и других авторов. В данном учебно-методическом пособии рассмотрены классификации по А.А. Бакирову.

По содержанию смол нефти классифицируются как:

1. 
   малосмолистые (с содержанием до 10%);
   
2. 
   смолистые (10–20%);
   
3. 
   высокосмолистые (20–40%).
   

По содержанию серы нефти делятся на:

1. 
   малосернистые (до 0,5%);
   
2. 
   сернистые (0,5 – 2%);
   
3. 
   высокосернистые (более 2%).
   

По содержанию парафи­на нефти делятся на:

1. 
   беспарафинистые (парафина менее 1%);
   
2. 
   слабопарафинистые (1–2%);
   
3. 
   парафинистые (более 2%).
   

5.Основные агрегатные состояния газа в земной коре, его состав

Углеводородные газы – постоянный спутник нефти. В природе можно встретить чисто газовые залежи, но чисто нефтяных залежей нет.

В земной коре газ может находиться в следующих видах:

1. В свободном состоянии (газы газовых шапок).

2. В растворённом состоянии (газы, растворённые в нефти и в воде).

3. В твёрдом состоянии (при определённых температурах и давлении молекулы газы, проникая в кристаллическую решётку воды, образуют гидраты).

4. Содержатся в пустотах горных пород.

5. В газовых струях (вулканические, тектонические).

Природный газ представляет собой смесь предельных углеводородов: метан, этан, пропан, бутан. Среди которых всегда преобладают метан (СН₄) – до 98%. В небольших количествах могут присутствовать другие газы.

Различают чистые и попутные газы.

Чистые (сухие) газы представлены в основном метаном (98%) и небольшого количества его гомологов.

Попутные (жирные) - это газы, растворённые в нефтях, отличаются от «сухих» значительным содержанием этана, пропана и бутана (до 50%).

5. 
   Физико-химические свойства природных газов.
   
6. 
   7. Что входит в понятия "газоконденсат " и "газогидрат".
   

ГАЗОКОНДЕНСАТЫ

Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно:

1. 
   объём газа больше объёма нефти;
   
2. 
   давление 20-25 МПа;
   
3. 
   температура 90-95⁰С.
   

При этих условиях жидкие углеводороды начинают растворяться в газе. Постепенно смесь полностью превращается в газовую. Это явление называется ретроградным испарением. При изменении одного из условий, например, при понижении давления залежи в процессе разработки из этой смеси начинает выделяться конденсат в виде жидких углеводородов. Его состав: С₅,Н₁₂(пентан) и выше. Это явление называется ретроградной конденсацией.

Газоконденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Газоконденаты называют светлыми нефтями, так как они не содержат асфальто-смолистых веществ. Плотность газоконденсата 0,65-0,71 г/см³ . Плотность газоконденсатов увеличивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки.

Различают сырой конденсат и стабильный.

Сырой представляет собой извлеченную на поверхность жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысловых сепараторах при давлениях и температурах сепарации.

Стабильный газоконденсат получают из сырого путем его дегазации, он состоит из жидких углеводородов (пентана) и высших.

ГАЗОГИДРАТЫ

Большинство газов образуют с водой кристаллогидраты – твёрдые вещества. Эти вещества называются газогидраты и образуются при низких температурах, высоких давлениях и на небольших глубинах. По своему виду напоминают рыхлый лёд или снег. Залежи такого типа обнаружены в районах вечной мерзлоты Западной и Восточной Сибири и в акваториях северных морей.

Проблема использования газогидратов пока в достаточной степени не разработана. Все вопросы добычи газогидратов сводятся к созданию в пласте таких условий, при которых бы газогидраты разложились на газ и воду.

Для этого необходимо:

1. 
   снижение давления в пласте;
   
2. 
   повышение температуры;
   

3) добавка специальных реагентов.

8. Распределение газа, нефти и воды в нефтяном пласте.