Химико-физические свойства газа, пластовой воды и нефти

Плотность (удельный вес) - является одной из ключевых характеристик нефтей. Интервал ее значений - 0,75-1,0 т/м3. Практически допускается использовать относительную плотность, т.е. безразмерный результат деления плотности нефтепродукта (нефти) при стандартном значении температуры 20 °C на плотность дистиллированной воды при стандартном значении температуры 4 °C.

Плотность принято измерять при помощи ареометров. Для большей точности определения плотности нефти в лабораторных условиях используют весы Вестфаля и пикнометром. Плотность необходимо измерять в условиях пласта и на поверхности скважины. Плотность нефти в условиях на поверхности скважины всегда будет выше по причине дегазации.

Вязкостью называется свойство жидкой (газовой) фазы оказывать сопротивление движению одних ее частиц по отношению к другим (внутреннее трение). Различается динамическая (абсолютная), кинематическая и условная вязкость.

Кинематической вязкостью называется результат деления динамической вязкости на плотность жидкой среды. Единицы вязкости в СИ:

  • динамическая - Н*с/м2 = Па*с;
  • кинематическая - м2/с.

Условной вязкостью называется результат деления времени истечения из вискозиметра заданного объема жидкости на временя истечения аналогичого объема дистиллированной воды при 20 °C. (Иногда применяются устаревшие единицы измерения: градусы Энглера (°Е) и Барбы (°В), секунды Сейболта ("S) и Редвуда ("R).)

Вязкость - важнейшей физическое свойство нефти, определяющее ее перемещения в условиях пласта и при движении ее по трубопроводам. Вязкость можно измерить с помощью вискозиметров. С повышением температуры вязкость нефти будет уменьшаться, а с ростом давления - существенно увеличивается. Значение вязкости пластовых нефтей увеличивется при давлении меньшем, чем давление насыщения вследствии дегазации. Стандартное значение вязкости нефти - 0,5-25 мПа*с (выше 15 мПа*с - повышенная вязкость). Вязкость дегазированных нефтей существенно выше пластовых (в 3-15 раз). Вязкость газовых сред ощутимо растёт с увеличением давления и температуры.

Испарением называется процесс, в результате которого жидкость у поверхности на открытом воздухе переходит из жидкой фазы в паровую. Свойство нефти и нефтепродуктов, характеризующее способность к испраению называют испаряемостью, и его необюдимо принимать во внимание в системах сбора и транспортировки нефти на месторождениях.

Давление паров определенной жидкости, находящихся с ней в равновесном состоянии, называется упругостью паров жидкости.

Значимым свойством нефти считается давление насыщения газом нефти, при котором заданный объем газа растворён в нефти.

Количество газа, который приходится на 1000 кг нефти, называют газовым фактором.

Процесс растворения газа в нефти детерминирует распределение компонентов нефтяной газовой фракции между жидкой и парообразной фазами в залежи нефти. Весовая концентрация газовой фракции, растворяющейся в жидкости, пропорциональна её абсолютному давлению (при температуре = const) по закону Генри:

VГ = α * p * VЖ,
где VГ  -  объем поглощенного газа (приведенный к атмосферному давлению), м3
α  -  коэффициент растворимости газа
p  -  абсолютное давление газа, МПа
VЖ  -  объем жидкости, в которой растворяется газ, м3.

От кривых по закону Генри кривые растворимости реальных газов имеют отличие.

Количественные значения растворимости газовой фракции определяются, в том числе, способом удаления газа из нефти. который может быть контактным и дифференциальным. При контактном дегазировании весь образовавшийся газ (при понижении давления) до завершения процесса пребывает в контакте с жидкой фракцией. При дифференциальном способе - образующийся газ с оределнной периодичностью выводится из системы. В пластовых условиях при понижении давления рассматриваемый процесс ближе к первому варианту (контактное дегазирование).

Сокращение объема нефти при удалении из неё газовой фракции в промысловой практике принято называть "усадкой" нефти. Коэффициент "усадки" нефти вычисляется как результат деления плотности суммарного объема газонасыщенной нефти (приведенной к атмосферным условиям) на плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях. Результат деления 1 м3 нефти в пластовых условиях на 1 м3 нефти при условиях снаружи скважины называют объемным коэффициентом для нефти.

Нефть и газ - это смеси разнообразных углеводородных и неуглеводородных химических соединений. Углеводородные соединения - ароматические, нафтеновые и парафиновые (иногда олефиновые) группы углеводородов. Неуглеводородные соединения - кислородсодержащие, серосодержащие и азотсодержащие соединения.

Ключевыми химическими элементами нефти являются углерод (82-87 % масс.) и водород (11-15 % масс.). В незначительных количествах в нефти допускается содержание кислорода (до 1,5 % масс.), сера (0,1-7,0 % масс. и более) и азот (до 2,2 % масс.); в очень малых количествах присутствуют примеси минеральных веществ - никеля, железа, кремния, ванадия, магния, кальция, натрия, калия, мышьяка, фосфора, брома, йода, хлора и др.

Чтобы характеризовать нефти и нефтепродукты используют такие показатели как: температура застывания, плавления, самовоспламенения, воспламенения и вспышки.

Нормальные объемы определяются при параметрах: температура - 0 °C, давление - 1033 ГПа.

Смесь паров нефтепродукта и воздуха при нагревании вспыхнет, если поднести к ней источник открытого огня при температуре, называемой температурой вспышки. При этом пламя после вспышки сразу затухает. Температура вспышки тем ниже, чем более низкокипящей является фракция нефти. Температуры вспышки, к примеру, фракций бензинов - 40 °C, керосинов - от 28 до 60 °C, масляных - от 130 до 325 °C. По температуре вспышки возможно определить насколько чистой является полученная фракция нефти и возможно ли образование взрывчатых смесей.

После того, как температура вспышки нефтепродукта определена, при поднесении источнико открытого огня его пары снова загорятся и не будут гаснуть в течение определенного промежутка времени. Температура при которой пары нефтепродукта загораются и не гаснут - температура воспламенения.

Температура самовоспламенения - температура, при которой нефтепродукт при взаимодействии с воздуюм воспламеняется без источника огня. Легче всего самовоспламеняются нефтепродукты с высокой температурой выкипания (300-350 °C).

Температура плавления твердых нефтепродуктов (церезина и парафина) - температура, при которой они переходят из твердого фазового состояния в жидкость (при конкретных условиях).

Температура застывания - температура, при которой (при конкретных условиях испытания) нефтепродукт утрачивает подвижность. Температура застывания зависима от содержания в пробе нефти парафинов и церезинов. Данный показатель важен при транспортировке и применении нефтепродуктов при низких значениях температуры.

Нефтепродукты являются плохим проводником электрического тока. Некоторые нефтепродукты применяют в качестве изоляторов - парафин, конденсаторное, трансформаторное масло и др. Электровозбудимостью называется свойство нефтепродуктов задерживать электрический заряд при перемещении нефтепродуктов в трубопроводах, сосудах и т.п. Для удаления электрических зарядов требуется заземлять все устройства, используемым для транспортировки нефтепродуктов.

Фракционным составом нефти называется процентное содержание в ней определенных фракций, которые выкипают в заданном температурном диапазоне при ее ректификации. При разных температурах(начала и конца кипения) выполняется определение количества и качества компонентов нефти (дистиллятных фракций). После облагораживания дистиллятов нефтепродукты представляют собой ассортимент товарной продукции.

Товарные характеристики нефтей определены технологической классификацией, предусматривающей показатели оценки нефтей по следующим признакам:

  • содержание серы в нефтепродуктах;
  • содержание фракций, выкипающих до 350 °C (светлые);
  • содержание и качество базовых масел;
  • содержание парафина;
  • индекс вязкости.

В поровом пространстве залежи нефти наряду с нефтью и газом традиционно находится вода. Частично, вода в процессе разработки скважин, остается без движения. Такая вода называется "остаточной", "погребенной", "реликтовой", "связанной" (с породой). До 20 % от объема пор и даже более может быть заполнено этой водой. Другая часть воды может перемещаться к забоям скважин и выносится на поверхность наряду с нефтью и газом. В практической деятельности такую воду называют "пластовой".

Пластовые воды делят по степени полезности: на пресные, слабосоленые и соленые. Минеральные вещества (растворы солей) брома, йода, железа, магния, калия, натрия и других детерминируют их общую минерализацию. Из веществ газовой фракции в пластовых водах содержаться углеводородные газы и периодически существенное (до 25 %) количество сероводорода.

Пластовые воды классифицируют на виды исходя из полжения относительно нефтегазоносных горизонтов:

  • контурные (краевые) - воды позиционирующиеся в пониженных участках нефтеносных пластов, которые подпирают нефтяную залежь со стороны границы нефтеносности;
  • верхние контурные (верхние краевые) - когда ненефтеносный участок пласта выведен на поверхность и заполнен поверхностными стоками;
  • подошвенные - воды в нижней части приграничной зоны пласта; случается, что они распространены по всей структуре, в том числе в её сводовой части;
  • промежуточные - воды, которые залегают в пропластках газовых или нефтяных пластов;
  • верхние - воды, которые залегают выше газового (нефтяного) пласта;
  • нижние - воды, которые залегают ниже газового (нефтяного) пласта;
  • смешанные - воды, которые залегают выше газового (нефтяного) пласта и поступают из ряда водоносных пластов или из ниже- и вышележащих водоносных пластов.

К обособленным видам пластовых вод следует относить технические, шельфовые и тектонические. Тектонические воды имеют возможность поступать по тектоническим трещинам из пластов, в которых напор выше. Шельфовые воды - воды из подземных источников шельфовых частей материков, т.е. тех частей дна Мирового океана, которые размещены около берегов. Техническая вода поступает в нефтегазовые пласты (приоритетно в слои с пониженным пластовым давлением) при разработке скважин и выполнении ремонта при их эксплуатации.

Ключевые физические показатели пластовых вод:

  • плотность;
  • соленость;
  • минерализация;
  • вязкость;
  • температура;
  • электропроводность;
  • сжимаемость;
  • радиоактивность;
  • растворимость воды в нефти и газов в воде.

В состав попутного нефтяного газа входит большое количество пропана, бутана и более высокомолекулярных углеводородов. В зависимости от состава попутные газовые фракции можно классифицировать на три категории:

  • сухие или бедные, которые содержат до 50 г/м3 высокомолекулярных углеводородов (от пропана и выше);
  • средней жирности, которые содержат от 50 до 400 г/м3 высокомолекулярных углеводородов;
  • жирные, которые содержат свыше 400 г/м3 высокомолекулярных углеводородов.

Большая часть попутных газовявляются жирными. С легкой нефтью традиционно добывают газы более жирные, а с тяжелыми нефтями - более сухие.

Пропан и бутан без усилий сжижаются при достаточно низких давлениях. К примеру, если давление паров пропана при температуре 20 °C - 830 кПа, то пластовых условиях каждый углеводород между жидкой и газообразной фазами распределится в соответствии с давлением паров при заданной температуре. Газ в условиях пласта пребывает в различной констстенции в зависимости от свойственного давления насыщения - адсорбированном, растворенном, свободном. Основные физические показатели:сжимаемость, растворимость, вязкость, плотность. Плотность свободной газовой фракции по отношению к плотности воздуха есть относительная плотность газа.



ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА