Нефть в пластовых условиях (стр. 1 из 4)
Введение
Данная курсовая работа представляет собой краткое обобщение и анализ современных знаний по теме «Нефть в пластовых условиях».
Основная цель работы – описать условия залегания и свойства нефти в пластовых условиях.
При написании работы использован материал из следующих изданий:
Искендеров М.А. «Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений» (1955),Жданов М.А. «Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» (1981) и др.
Основная часть работы состоит из разделов: условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях; физические свойства нефти; свойства нефти в пластовых условиях; нефтенасыщенность пласта. В основной части использовано 4 рисунка.
Объём курсовой работы 26 страниц. В конце приведено графическое приложение в формате А3 «Геоизотермы западной части Ново-Грозненского месторождения».
1. Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях
В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной (первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной (вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта (образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды (так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах.
Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает их свойства в пластовых условиях от свойств на поверхности земли.
Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Поэтому возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры.
Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.
Изучение указанных выше данных позволяет выяснить физические явления, происходящие в недрах, оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному извлечению из недр нефти и газа.
При изучении физических свойств пластовых жидкостей и газов следует иметь в виду также и то, что движение их в пористой среде при эксплуатации происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Из-за сложности состава природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.
Для исследования физических свойств природных жидкостей и газов в первую очередь необходимо установить состояние и характер изменения простых однокомпонентных систем. Однокомпонентные углеводороды в чистом виде не существуют в природе и могут быть получены только после тщательной переработки углеводородных систем. Однако ввиду того, что физические свойства однокомпонентных углеводородов и характер их изменения в зависимости от давления и температуры качественно такие же, как и более сложных систем, для их изучения можно пользоваться основными определениями и принципами термодинамики и физической химии, относящимися к индивидуальным углеводородам.
Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными и гетерогенными.
В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.
Гетерогенные системы состоят из фаз, каждая из которых представляет собой определенную часть системы, являющуюся гомогенной и физически отделенной от других фаз отчетливыми границами (например, гетерогенная система: лед, вода и водяной пар).
В нефтегазовом пласте существует также гетерогенная система: газ, нефть, вода. Поэтому кроме свойств углеводородов необходимо изучение также свойств воды, которая занимает часть объема пласта, создает энергию для добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом.
Ниже будут рассмотрены лишь основные свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, которые необходимо знать при проектировании, анализе разработки нефтяных залежей, а также при подсчете запасов нефти.
2. Физические свойства нефти
Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.
По физическому состоянию углеводороды от СН4 до С4Н10 – газы, от С5Н12 до C16H34 – жидкости и от C17H36 до С35Н72 – твердые, называемые парафинами.
Углеводороды метанового ряда (СпН2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.
Углеводороды нафтенового ряда (CnH2n) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т.п.
Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.
Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °С – бензин первого сорта, до 110 °С – бензин специальный, до 135 °С – бензин второго сорта, до 265 °С – керосин (сорт «метеор»), до 270 °С – керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400–420 °С отбирают масляные фракции.
По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15–25%, в нефтях девонских отложений – 25–30%.
Качество нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т.п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти – парафина не более 1%, слабопарафинистые-1–2% и парафинистые – более 2%. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20–28%), Западной Украины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4–5%), Сураханского (2–4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.
Сера в нефтях встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфиды, меркаптаны и др.); общее ее содержание достигает 1 и иногда 4,5%. Различают малосернистые нефти – серы не более 0,5% и сернистые – более 0,5%. Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирии и Татарстане, южной части Пермской и Куйбышевской областей. В нефтях Ишимбайского, Туймазинского, Бугурусланского, Ромашкинского и Ставропольского месторождений она составляет от 1,5 до 3%. В нефтях месторождений, расположенных севернее и южнее Татарии и Башкирии, количество серы заметно меньше (0,6–0,9%), и совсем мало ее содержится в нефтях Саратовской и Волгоградской областей (0,3–0,4%). Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири.
По содержанию смол различают малосмолистые нефти с содержанием смол менее 8%, смолистые – 8–28% и сильносмолистые – более 28%.
В нефти в небольших количествах встречаются хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний и т.п.
Из кислородных соединений наибольшее значение имеют нафтеновые и жирные кислоты, асфальтены и смолы.
Бензин и керосин характеризуются величиной октанового числа. Это число показывает детонационную стойкость топлива (детонация – преждевременный взрыв части топлива, приводящий к снижению мощности двигателя и к преждевременному его износу и разрушению). Октановое число определяется содержанием изооктана (в об.%) в такой стандартной смеси его с гептаном, которая по своей детонационной стойкости равноценна испытуемому топливу. Чем выше октановое число топлива, тем меньшую детонацию оно вызывает в моторе. Бензин с октановым числом 72 и более называется высокооктановым.
Плотность нефтей определяют при температуре +20 °С. Она колеблется в пределах 0,730–1,06. Плотность азербайджанских нефтей 0,78–0,93, грозненских 0,84–0,87. В восточных районах РФ она изменяется в среднем от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78–0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.
В США плотность нефти определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,5 0С); плотность воды в этой системе равна 10° АНИ. Пересчетная формула от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая:
откуда 10° АНИ соответствуют p1515 = 1.
Вязкость или внутреннее трение – в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па∙с, кинематическая – в м2/с.
Условная вязкость в градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра 200 см3 испытуемой жидкости к «водному числу» – времени истечения 200 см3 дистиллированной воды при +20 °С, обычно равному 50–52 с.
Вязкость нефтейколеблется в широких пределах изависит от пластового давления, температуры ирастворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.