Химические элементы и соединения в составе нефти.

Химические элементы и соединения в составе нефти.

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородных веществ: жидких, газообразных и твердых. В ее состав входит кислород, азот, сера. В составляет углерод 84-87%, водород 12-14%, водород 12-14% что составляет всего состава. На остальные элементы приходится 1 -2% в редких случаях 3-5% за счет содержания серы. В зависимости от группы углеводородов различают след, виды нефтей

-алифатические

-нафтеновые

-ароматические

-алифатические углеводороды это группа пред, углеводородов с общей формулой

С_пН2_п+2

Углеводороды от СН4- С₄Ню при нормальных условиях это газы. С5Н]2-С16Н34 -жидкие вещ-ва. С17Н36-С35Н72: -твердые вещ-ва.

Углевод нафтен гр. СnН2n также встречается в нефтях с больших количествах. Их обычно называют циклопарафинами. Продукты этих нефти отличаются высоким качеством.

Углеводород ароматической группы С„Н„ они наиболее бедны углеводородом хим. неустойчивы. Бензол СбНеэто гр. вкл. в себя весь бензольный ряд(толуол, ксилол и др.) Неуглеводородные соединения содержатся в основном у асфальто-смолистой части здесь наблюд. большое количество кислорода-93%. Кроме кислорода содержатся азот в соединениях виде нарфиринов янорфина и гемоглобина, что лишни раз указывает на органическое происхождение нефти. Постоянные компоненты в составе нефти является сера 0, 1-5 и более % По содержанию серы

-малосернистые -0, 51 %

-сернистые -0, 51-2%

-высокосернистые -2% Зольная часть нефти без водородной нефти состоит из окиси железа, ванадия и никеля. В нефти добываемые с водой основными компонентами являются соли натрия.

Н. представляет собой Ж., обычно коричневого или черного цвета, часто зеленоватым или зеленовато-желтым отливом. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой снопообразной Она легче воды, имеет специфический запах, к-ый в случае присутствия сернистых соединений становится очень неприятным. Н. состоит из органических соединений, основную часть к-ых составляют УВ.

В Н. присутствуют 3 основные группы УВ:

1) Парафиновые УВ, алканы. СnН2n+2. Это полностью насыщенные соединения.

Парафиновые УВ химически весьма устойчивы.

2) Нафтеновые УВ, циклоалканы. СnН2n. Это непредельные соединения, но благодаря замыканию УВ цепи в кольцо они имеют насыщенный характер.

3) Ароматические УВ, арены. Простейшие имеют формулу СnH2n-6 и содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Эти соединения довольно устойчивые. В то же время они обладают повышенной химической активностью по сравнению с метановыми и нафтеновыми УВ и довольно легко могут быт от них отделены.

Физические свойства нефти: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, тепловые и электрические свойства. Их количественная оценка и приделы изменения.

Плотность нефти. Плотность является одним из важных свойств, используемых для характеристики нефтей и нефтепродуктов. Абсолютная величина плотности зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, природы веществ, составляющих массу нефти, и присутствия растворенного газа.

Плотность твердых и жидких веществ выражается в граммах на кубический сантиметр, а газов — в граммах на литр.

В СССР плотность нефтей и нефтепродуктов относят к нормальной температуре 20° С и к плотности воды при 4° С. Так как в системе СГС за единицу массы принимают массу 1 см³ воды при температуре 4° С, то плотность, выраженная в граммах на кубический сантиметр, численно будет равна удельному весу по отношению к воде при 4° С. В СССР в качестве стандарта принята величина плотности р|°. Величина плотности для различных по составу нефтей колеблется от 0, 77 до 1 г/см³.

В ряде стран, например в США, Англии, кроме абсолютных единиц плотности, применяются условные единицы, к которым относятся °АР1, градусы Боме (°Ве') и др.

Вязкость. Вязкостью жидкости называется ее способность оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под влиянием действующих на них сил; абсолютная вязкость измеряется в пуазах. Размерность пуаза (г*см-1*сек-1)

При исследовании нефтей обычно определяют не абсолютную, а кинематическую вязкость.Разделив абсолютную вязкость (ну)нефти на её плотность р(о), получим кинематическую вязкость(ню). Чем больше циклов (ароматических или нафтеновых) содержится в молекуле нефти, тем больше ее вязкость. Вязкость нефти сильно снижается при увеличении в ней легких фракций и растворенных газов. При нормальном давлении с повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а вязкость газов возрастает. Более высокомолекулярные углеводороды в газовом состоянии в отличие от нефти имеют не большую, а меньшую вязкость. Примесь воды резко увеличивает кинематическую вязкость нефти.

Поверхностным натяжением называется сила, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Сила, выраженная в динах и отнесенная к единице площади поверхностного слоя, принимается за единицу поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение, как это следует из приведенного выше определения, может измеряться лишь на границе различных сред там, где есть поверхность. В табл. 13 даны величины поверхностного натяжения некоторых нефтей СССР по отношению к воздуху и воде. Поверхностное натяжение циклических углеводородов на границе с водой и воздухом больше, чем метановых, при том же количестве атомов углерода в молекуле. Теплота сгорания – количество теплоты в килоколориях выделяемое 1 кг. Топлива при сгорании до конца. Люминисценсия – холодное свечение вещества.Нефть не проводит ток.

Физические свойства нефти.

Газонасыщенность (газосодержание) - кол-во газа, растворенного в единице объема пластовой нефти, измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающее в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения. Давление насыщения - давление, при к-ом начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Величина давления насыщения зависит от кол-ва растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры. Коэффициент сжимаемости нефти - показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0, 1 МПа. Возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и кол-ва растворенного газа, повышением температуры, снижением давления Объемный коэффициент пластовой нефти - отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях нефти.

Теплота сгорания – количество теплоты в килоколориях выделяемое 1 кг. Топлива при сгорании до конца.

Люминисценсия – холодное свечение вещества.

Физические свойства газа

Плотн. газов - обычно пользуются величиной относительной плотности (по сношению к воздуху), под которой понимают отношение массы единицы объема к массе единицы объема воздуха при одинаковых

температуре и давлении. Плотность нефтяных

газов колеблется от 0, 554 для метана до 3, 459...

Вязк. газов в отлич, от вязк-ти жидк-ей измен, прямо пропорц-но измен-ию темп., т.е. при увелич. темп, она также возрастает и наоборот. Свойство газообразных веществ оказывать сопротивление взаимному перемещению соседних слоев. За единицу измерения динамической вязкости принимается вязкость такой среды, в которой на площадь слоя в 1 м² действует сила внутреннего трения в 1 Н при градиенте скорости, равном 1с-1(Нс/м²), или 0, 1 Пас.

Молекулярная масса - отношение массы молекулы данного вещества к 1/12 массы атома изотопа углерода ¹²С; величина безразмерная. Молекулярная масса природных газов обычно составляет 16-20 единиц. Количество вещества в граммах (килограммах), равное молекулярной массе, называется молем (киломолем). Критические температура и давление характеризуют критическое состояние вещества, по достижению которого исчезает граница раздела двух равновесно сосуществующих паровой и жидкой фазы вещества, при этом свойства фаз становятся одинаковыми, т. е. вещество переходит в однофазное состояние.

Критическая температура - предельная температура равновесного сосуществования паровой и жидкой фаз при критическом давлении. Критические параметры являются свойствами индивидуальных веществ.

Воде.

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено УВ частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично заполнены водой. Содержание остаточной воды - от первых единиц до 70 % и более.

Остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью

или газом.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности: kмю = V_н / V_п,

kr = Vr / V_п где Vн - объем нефти, содержащийся в порах образца, V_п - объем всех пор образца, V_г - объем газа, насыщающего поры образца породы. Коэффициент водонасыщенности, отношение объема связанной воды к объему порового пространства.

kн=1-kв

kr=1-kв.

Составл структ.карт

Эта карта показывает распространение кровли или подошвы пласта с помощью изогипс.

Изогипсы – это линия все точки на которой кровли или подошвы равноудалены от нулевой точки.

Первичным материалом служит керновые материалы и материалы ГИС.

Построение ведется в абсолютных отметках.

Перед построением выбирается сечение изогипс.

Сечением изогипс называется равные по высоте отметки между двумя соседними точками.

В случае полого залегания пластов сечение принимается от 2-6 м.

Пласты с большим углом падения сечение выбирается 6- 20 м.

Метод треугольников в том случае когда в участке отсутствует тектонические нарушения. Метод профелей наоборот.

Решаемые задачи.

Структурная карта наглядно показывает кровли или подошвы пласта в горизонтальном залеже.

Карта позволяет определить форму и размеры залежи, позволяет определить структуру, определить углы падения пласта, определить наличие тектонических нарушений, определить местоположение внутреннего и внешнего нефтенасыщенности.

Эта карта является основой при проектировании местоположения залежи. Карта также является основой при составлении подчетного плана при подчете запасов нефти и газа.

Виды вод в горных породах.

- связанные воды

- свободные воды

Связанные воды

а) конституционная вода в кристаллических решетках минералов в виде отдельных разобщенных ионов Н+, ОН-, и др.

б) кристаллизационная – в кристаллических решетках минералов в виде отдельных молекул Н2О(гипс).

в) гидратная – присоединенная к частицам коллоидных веществ в виде плотно облегающих молекул и слоев(опал).

Свободная вода.

а) гидроскопическая – обособленные капельки на поверхности породы, связана молекулярными силами и не перемещается.

б) пленочная – в виде тонкой пленки над слоем гидроскопической воды может перемещаться от тонкой пленки к толстой.

в) капиллярная – в пустотах горных пород диаметром менее 1 мм.

г) гравитационная – в пустотах диаметром более 1 мм

Пластовое давление.

Пластовое давление - давление, к-ое испытывают пластовые флюиды, заполняющие пустотное (поровое) пространство горных пород, и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.

Рпл.=(HY)/10, Y-плот.воды. Н-глубина

На ряде месторождений Рпл.превышает гидрост. Такое давл.наз-ся аномальным.

Начальное Рпл-это давл.замеренное на забоенеработающей скважины.

Текущее давл.-статич.давл.на забое замеренное после притоков флюида. Пласт.давл. различно, вледствие разницы глубин.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой Н., Г. и В. в пласте - одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей.

Рпл.пр.=Рн+(Нвнк-hн)*Pн/ 100

Pн-пласт.давл.замеренное

Нвнк-абс.отм..глуб.залег.внк

Hн-абс.отм.т.замера

Pн-плот.нефти

Пластовая температура.

Изучение изменения пластовой

температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.

Параметры: геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)

Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)

Режим растворенного газа.

Режим, при к-ом давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки, расширяясь, вытесняют нефть к скважине.

Основным источником пластовой энергии, продвигающей Н. к забоям добывающих скважин, является упругость растворенного в нефти газа Описываемый режим обычно проявляется в залежах, к-ые характеризуется низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Этот режим может проявляться в залежах с упруговодонапорным режимом при значительных понижениях пластового давления (ниже давления насыщения). Это приводит к сегрегации газа по всему объему залежи. Могут образовываться вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа. _; Коэффициент нефтеотдачи 0, 1-0, 3.

Для достижения более лучших результатов применяют различные способы поддержания пластового давления.

Гравитационный режим.

Режим, при к-ом Н. вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основной источник энергии - сила тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. Обычно выделяют напорно-гравитационный (Высокопроницаемые пласты с довольно большими углами падения. Коэффициент нефтеотдачи 0, 3-0, 4) и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти (пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, небольшими углами падения. Уровень нефти в скважинах ниже кровли пласта. Зоной дренажа служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение к-ой определяется линией естественного «откоса». Коэффициент нефтеотдачи 0, 1-0, 2).

Понятие о категориях запасов. Требования, предъявляемые к рязведанности и изученности категорий запасов А, В.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в гос. балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентов, целесообразность извлечения к-ых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

Запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентах, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С, и предварительно оцененные - категория С₂.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и св-в нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от к-ых зависят условия ее разработки.

Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность к-ой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и св-ва нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а

Карта изобар.

(линии равного давления) Линии, изображенные на синоптических картах, соединяющие точки равного давления, называются " изобарами". Точки, соединяемые изобарами, представляют собой средние значения пластового давления. Определение среднего пластового давления и анализа разработки пласта на основании изученных пластовых давлений.