Нефть и природный газ. Нефть и природный газ ТЕМА 63-64 (1). Тема 6364
 Скачать 44.2 Kb.
|
|
Нефть и природный газ, состав и свойства ТЕМА 63-64 1. Природный газ, его химический состав и свойства Природный углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые «шапки» (свободный газ над залежью нефти), а также в растворенном состоянии в нефти или в воде. Природный газ по составу представляет собой смесь предельных углеводородов (УВ): метана – СН4, этана – С2Н6, пропана – С3Н8, и бутана – С4Н10. Нередко в составе газа также присутствуют более тяжелые углеводороды: пентан, гексан и гептан. Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов в 1 м3, относят к «жирным», а менее 100 г на 1 м3 – к «сухим». Пентан и высшие УВ входят в состав газоконденсатных залежей. При снижении температуры и давления из газов этих залежей выделяется жидкая углеводородная фаза – конденсат. УВ газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород (Н2S)и небольшое количество редких газов (гелия, аргона, неона). Газы с высоким содержанием Н2S являются сырьем для получения почти чистой серы. Физические свойства природных углеводородных газов. Плотность газа – это масса 1 м3 газа при 00С и атмосферном давлении. Размерность плотности – кг/м3. Обычно пользуются относительной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) природных газов изменяется от 0,6 до 2 и выше, при наличии значительного количества тяжелых УВ. Вязкость УВ газов незначительна. Вязкость сухого УВ газа при 00С составляет 13х10-6 Па∙с, а воздуха 17х10-6 Па∙с. С увеличением температуры вязкость газа и воздуха увеличивается. Коэффициент сжимаемости газа – отношение объемов реального и идеального газов при одинаковых условиях. Ζ = VР/VИ, где VР - объем 1 кг газа при данных давлении и температуры, VИ - объем идеального газа при тех же условиях. Коэффициент сжимаемости Ζ определяет величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях. Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость. Законы газового состояния, известные из физики - справедливы для идеальных газов. Для УВ газов они требуют определенных корректив. Согласно закона Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. УВ газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для УВ газов обычно составляет 0,3 – 2. Сухие УВ газы в большей степени подчиняются закону Генри, чем жирные. На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тяжелой нефти растворимость газа меньше, чем в легкой. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется растворимостью газа или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Нефть, ее химический состав и физические свойства. Нефть - маслянистая жидкость темно-коричневого (обычно) цвета, представляющая собой сложную смесь углеводородных соединений с примесью высокомолекулярных органических, кислородных, сернистых и азотистых соединений. Элементарный химический состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота. Содержание углерода колеблется – 80-87,5%, водорода – от 11 до 14%. Остальные три элемента в сумме содержание может достигать 5-8%. Нефть состоит из углеводородов трех основных групп: парафиновых, нафтеновых и ароматических. Обычно преобладают УВ парафинового (метанового) или нафтенового ряда, реже – ароматического ряда. Состав нефти до настоящего времени остается еще слабо изученным, особенно состав высокомолекулярных ее соединений, поэтому широко используется так называемый групповой анализ, показывающий % содержание трех основных групп УВ. В зависимости от группового анализа выделяют следующие классы и промежуточные типы нефти: метановые, метано-нафтеновые, нафтеновые, нафтено-ароматические и ароматические. Наиболее распространен метано-нафтеновый тип нефти и в природе не существует метано-ароматического типа. Распределение указанных типов УВ во фракциях нефти, выкипающих при различных температурах, характеризует состав и свойства нефти. Температура кипения УВ неодинакова и определяется строением углеводородов. Фракции УВ выкипающие до 600 С, называются петролейным эфиром, выкипающие – до 200 С - бензиновыми, при 200-3000 С – керосиновыми, при 300-4000 С – газойливыми, выше 4000 С - смазочными маслами и выше 5000 С – асфальтовыми. Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми углеводородами. По мере повышения температуры кипения фракций доля парафиновых УВ уменьшается, а доля ароматических – возрастает. Тяжелый остаток нефти составляет до 15-35% нефти. Он содержит смолы и асфальтены, которые представляют собой совокупность сложных неуглеводородных соединений. Кроме УВ соединений в нефти содержатся соединения, в молекулы которых входят атомы серы, азота и кислорода, поэтому соединения так и называют, сернистые, азотистые и кислородные. Физические свойства Плотность нефти – ее масса в единице объема (единица измерения плотности нефти в системе СИ – кг/м3). Плотность нефти определяется при температуре 200 С и изменяется в диапазоне от 700 до 1060 кг/м3, чаще –менее 1000. Плотность нефти определяется соотношением легких и тяжелых фракций. В легкой нефти преобладают низкокипящие: - бензин, керосин, в тяжелой – высококипящие компоненты – масла, смолы. По плотности можно приблизительно судить о составе нефти. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа – тем меньше плотность. Относительная плотность – это отношение массы некоторого объема нефти к массе такого же объема воды. Вязкость нефти – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость определяет подвижность нефти и значительно влияет на продуктивность работы скважин и эффективность разработки. Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти. В системе СИ динамическая вязкость измеряется в Па∙с. Вязкость нефти колеблется в широких пределах в зависимости от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Наиболее распространенные значения вязкости пластовой нефти – 0,8 до 50 МПа∙с. Объемным коэффициентом нефти b - называют отношение объема нефти в пластовых условиях VПЛ - к объему той же нефти на поверхности после выделения из нее газа при стандартных условиях VСТ: b = VПЛ :VСТ. объемный коэффициент нефти возрастает с повышением температуры в пласте и увеличением количества растворенного в ней газа. Для большинства месторождений он составляет 1,1 – 1,7. Величина обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Ө = 1/b = VСТ: VПЛ. Пересчетный коэффициент служит для приведений объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях). Уменьшение объема нефти при ее извлечении характеризуется коэффициентом усадки: ε = (VПЛ - VСТ)/ VПЛ=1- Ө. Сжимаемость нефти. Нефть, как и другие жидкости, обладает способностью сжиматься под воздействие давления. Чем больше в нефти растворенного газа, тем выше коэффициент ее сжимаемости βн. он определяется по данным анализов проб нефти. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти изменяется, в зависимости от их свойств, в пределах: (0,6-1,8)∙10-3МПа-1. Поверхностное натяжение характеризует противодействие силам, стремящимся к изменению формы поверхности. Оно существует на границе раздела любых двух фаз и измеряется в Н/м или Дж/м2. Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пористой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин) непостоянно. Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления, количества растворенного в ней газа. Тяжелые нефти имеют большое поверхностное натяжение, легкие – меньшее. С увеличением пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного газа в нефти и повышении температуры – поверхностное натяжение уменьшается. Давление насыщения. Обычно нефть в пластовых условиях содержит растворенный газ. По мере снижения пластового давления наступает такой момент, когда растворенный газ, начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Величина пластового давления, соответствующего появлению первых пузырьков газа – называется давлением насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти газом. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыщения – тем благоприятнее условия для эффективной разработки залежи. Давление насыщения определяется по глубинным пробам нефти, отобранных при пластовом давлении. |