Нефть

Нефть -- горючее полезное ископаемое, состоящее из сложной смеси, главным образом предельных углеводородов, с примесью органических кислородных, сернистых и азотистых соединений. Обычно нефть представляет собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета, но встречается слабоокрашенная в желто-зеленый цвет и даже бесцветная нефть.

СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

3.1. СОСТАВ И  ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ  ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в  виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка  в нефтяной залежи отсутствует (это  возможно при высоком пластовом  давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором  весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения  зависит газовый фактор – количество газа (в м³), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

 

3.1.1. Состав  природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН₄ – С₄Н_10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, CO, CO₂, Ar, H₂, He).

При нормальных и стандартных  условиях в газообразном состоянии  существуют только углеводороды С₁–С₄. Углеводороды С₅ и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто  газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1).

Химический  состав газа газовых месторождений, об. %

Таблица 3.1

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	–	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	–	1,0	0,1	0,56

 

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2).

Химический  состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Таблица 3.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Вуктыльское	74,80	7,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

 

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3).

Химический  состав газа нефтяных месторождений (попутного  газа), об. %

Таблица 3.3

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское	3838	19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	–	1,010

 

Тяжёлым нефтям свойственны  сухие нефтяные газы (с преобладанием  метана).

  (3.1)

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С₂Н₆) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

  (3.2)

3.1.2. Физико-химические  свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при  нормальных условиях содержит  неполярные углеводороды (смесь компонентов от С₁ до С₄), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

,  (3.3)

где g_i – весовая доля;

N_i – мольная доля;

V_i – объёмная доля;

П_i – параметр i-го компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

.  (3.4)

При нормальных условиях плотность газа r_г = M_i / 22,414.

Нефтяной газ представлен  в виде смеси углеводородов, поэтому  для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (g_i) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

  (3.5)

Молярная (мольная) доля (N_i) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:

 (3.6)        , (3.7)

где m_i – масса i-го компонента;

М_i – молекулярный вес.

  (3.8)

Объёмная доля (V_i) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.

  (3.9)

Для идеального газа соблюдается  соотношение V_i = N_i .

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

  (3.10)

Относительная плотность газа по воздуху:

.  (3.11)

Для нормальных условий  ρ_возд » 1,293; для стандартных условий ρ_возд » 1,205.

Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:

.  (3.12)

Смеси идеальных газов  характеризуются аддитивностью  парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов  давление смеси равно сумме парциальных  давлений компонентов (закон Дальтона):

,  (3.13)

где Р – давление смеси  газов;

р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

.  (3.14)

 

.  (3.15)

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее  давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов  компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

 ,  (3.16)

где V – объём смеси газов;

V_i – объём i-го компонента в смеси.

или

.  (3.17)

Для определения многих физических свойств природных газов  используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных  условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

,  (3.18)

где Р – абсолютное давление, Па;

V – объём, м³;

Q – количество вещества, кмоль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная Па×м³/(кмоль×град).

У этого уравнения  есть свои граничные условия. Оно  справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение  электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

,  (3.19)

где Q – количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в  расширении граничных условий уравнения  Клайперона-Менделеева для высоких  давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

 (3.20)

 

 (3.21)

 

z = f ( Т_прив, Р_прив)      (3.22)

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для  оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных  температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых  условиях по закону Бойля-Мариотта:

.  (3.23)

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

  (3.24)

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега  молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

,  (3.25)

где r – плотность газа;

 – средняя длина пробега молекулы;

 – средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается  средняя скорость и длина пробега  молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

 

3.1.3. Растворимость  газов в нефти и воде

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.

Распределение компонентов  нефтяного газа между жидкой и  газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.