ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА И ПЛАСТОВЫХ ВОД. Физико химические свойства нефти газа и воды

НОУ ИНТУИТ | Лекция | Физико-химические свойства нефти, природного газа и пластовой воды

Аннотация: Рассмотрены основные свойства нефти, газа и воды.

Свойства нефти

Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

• метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;
• нафтеновые – СnН2n;
• ароматические – Сnh3n-6.

Рассмотрим основные физические свойства нефти.

1. Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти (рис. 2.2). Рис. 2.2. Ареометр

   Плотность нефти варьируется от 730 до 9801050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы (рис. 2.3).

   Рис. 2.3. Классификация нефти по плотности

   По плотности судят о качестве нефти. Легкие нефти наиболее ценные.

2. Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких.

   В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПас. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПас, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПас, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПас и несколько тысяч мПас. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

   Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с.

   На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 .

   Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 1,2 55·10-6 м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

3. Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

   В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

   Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

   В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

4. Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,414,0 ГПа-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

   Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом

   .

   Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

   Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

   .

5. Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.
6. Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

www.intuit.ru

1. Физико-химические свойства нефти, природного газа, углеводородного конденсата и пластовых вод

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – Сnh3n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность () (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 9801050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2  55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти н колеблются в пределах 0,414,0 ГПа-1, коэффициент н определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 5060%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом  = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка – И =

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ГАЗЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

studfiles.net

1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Отобраны и изучены восемь глубинных проб из скважин 56 (четыре пробы), 58, 60 (две пробы), 64 и тринадцать поверхностных проб: двенадцать из вышеперечисленных скважин и одна из скважины 200.

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким – с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м3/т.

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор – 60,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71%, азота 8,66%, сравнительно много гелия – 0,124%. Мольное содержание метана – 46,99%, этана – 18,45%, пропана – 16,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,986, а теплотворная способность – 49622,0 кДж/м3.

Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82%), малосмолистая (2,58%), парафиновая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 53,0%.

Результаты исследований и расчётов представлены в таблицах 1.5, 1.6, 1.7, 1.8.

Свойства пластовой нефти пласта Таблица 1.5.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Таблица 1.6

Свойства и состав пластовых вод пласта

Таблица 1.7.

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта. Таблица 1.8

studfiles.net

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА И ПЛАСТОВЫХ ВОД

ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.

Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.

Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

В настоящее время основной способ добычи нефти – насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).

В табл. 1 приведено распределение способов добычи нефти по России.

Таблица 1

Распределение числа скважин и добычи нефти в зависимости от способа эксплуатации

Газовая промышленность получила свое развитие лишь в период Великой Отечественной войны при открытии и вводе в разработку газовых месторождений в районе г. Саратова и в западных областях Украины, сооружении газопровода Саратов - Москва и Дашава - Киев - Брянск - Москва.

Одновременно с вводом в разработку и освоением новых газовых месторождений создавалась сеть магистральных газопроводов и отводов от них для подачи газа местным потребителям.

Развитие газовой промышленности позволило газифицировать много городов и населенных пунктов, а также предприятий различных отраслей промышленности.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА И ПЛАСТОВЫХ ВОД

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – Сnh3n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871¸970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2 ¸ 55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти bн колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа-1, коэффициент bн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Q = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка – И = · 100%.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ГАЗЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

megaobuchalka.ru

Лекция 3

Лекция 3.

Физико-химические свойства нефти, нефтяного газа и пластовой воды. Плот-ность, вязкость нефти, газа и воды. Различия физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и попутной воды.

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они  представляют собой сложную смесь углеводородов различного строения с примесью неуглеводородов.

            Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может изменяться в пределах одной залежи.

            В состав нефти входят метановые или парафиновые (Сn h3n+2), нафтеновые (Сn h3n ) и ароматические (СnHn) углеводороды.

 Метановые  или парафиновые углеводороды ( алканы) от метана (С2 h5 ),  до пентана (С5h22 ) включительно при нормальных условиях, т.е.       (Р = 0,1 МПа и Т = 273 К) представляют собой газы, от пентана до гептадекана ( С17 h46 ) - представлены жидкостями, а более высшие - твердыми веществами (парафинами). [2] Известно, что около половины парафиновых углеводородов нефти имеет нормальное строение, а остальная часть представлена разветвленной структурой. Изоалканы - ценные компоненты бензинов и масел, улучшающие их эксплуатационные качества.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы). Моноциклические нафтены широко представлены в нефтях циклопентановыми и циклогексановыми углеводородами.  Нафтеновые углеводороды - важнейшая составная часть  моторных топлив и смазочных масел. Нафтеновые углеводороды обладают способностью лучше растворять асфальтены и смолы, чем парафиновые.

Ароматические углеводороды относятся к циклическим непредельным углеводородам бензольного ряда. Плотность, химическая стабильность, токсичность и другие характеристики нефти зависят от содержания и состава ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды нефти по сравнению с другими соединениями обладают повышенной растворяющей способностью асфальто - смолистых веществ.

Плотность нефти - один из основных показателей товарных качеств нефти.

     При стандартных условиях (20 0С и 0,1 МПа)  плотность нефти находится в пределах 700 - 1000 кг/ м3

     Легкие нефти (до 880 кг/м3) служат ценным сырьем для производства моторных топлив. Плотность  нефти определяется ареометром или пикнометром.

Плотность нефти зависит от состава компонентов, входящих в нее,  давления, температуры, количества газа, растворенного в нефти. Плотность нефти зависит от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с увеличением глубины залегания.

Важным свойством является вязкость нефти, показывающая способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других. Она определяется при помощи вискозиметра. Вязкость нефти зависит от  состава нефти, количества газа, растворенного в нефти, давления, температуры, на вязкость нефти большое влияние оказывает  наличие смол, асфальтенов, парафина.  Вязкость нефти оказывает влияние на расход энергии при ее транспорте.

            Состав нефти классифицируют как элементарный, фракционный  и групповой .

            Под элементарным составом понимают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов в долях единицы или  в процентах. Основными элементами являются  углерод  С и водород Н.

В большинстве нефтей  углерода - 83-87 %, водорода - 12-14 %.

Других элементов - серы, азота, кислорода и других - 3-4 %.

Сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. Свободная сера встречается в нефтях редко  и связана с разложением более сложных сернистых соединений. По токсичным свойствам из всех сернистых соединений сероводород является наиболее опасным. 

Кислородосодержащие компоненты, входящие в состав нефти -  нафтеновые и жирные кислоты, фенолы и др. Содержание нафтеновых кислот может достигать нескольких процентов. Нафтеновые кислоты представляют собой малолетучие жидкости с резким неприятным запахом, они не растворяются в воде, но легко растворяются в нефтепродуктах. Соли нафтеновых кислот, образующиеся при контакте с пластовой водой, содержащей щелочные металлы, являются эмульгаторами.

Азотистые соединения  содержатся в нефтях, как правило, в небольших количествах (до 0,5%).

Асфальто-смолистые вещества определяют цвет нефти в тонком слое от желтого, коричневого до черного. Они представляют собой сложные смеси, в которых наряду с атомами углерода, водорода и кислорода входят атомы серы, железа, магния, ванадия, никеля и других веществ. Смолы нерастворимы в щелочах и кислотах, но полностью растворяются в  легких нефтяных дистиллятах, представляют собой вязкие окрашенные жидкости, плотностью около 1,0. Асфальтены - вещества, нерастворимые в легких бензинах, но  полностью растворимы в бензоле, хлороформе - это хрупкие твердые вещества обычно черного цвета, их плотность более 1. Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях может доходить до  20 -50%. Эти вещества - основные природные стабилизаторы водонефтяных эмульсий, они способствуют пенообразованию нефтей.

          В малых количествах в нефти присутствуют металлы - ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний и др.

Фракционный состав нефтей  определяют по выходу из них фракций с различной температурой кипения  в процессе перегонки.  Так, температура кипения фракций нефти:

  30 - 205  0С – бензин; 200 - 300  0С – керосин;

 120 - 240  0С - лигроин (промежуточная фракция)

  более 300 0С - мазуты

Мазут и полученные из него фракции называют темными. Продукты, полученные при перегонке, называются светлыми, если они выкипают до 350  0С и темными, если пределы выкипания  350 0С и выше.

 Естественной и неотъемлемой частью продукции скважин является нефтяной газ, количество которого оценивается газовым фактором нефти.

Газовый фактор отражает суммарное количество газа, извлекаемое из нефтяного пласта как в свободном виде, так и выделяющегося после различных ступеней сепарации нефти. Обычно количество газа, выделяющееся из единицы объема или массы газа   приводят к нормальным условиям ( Р = 0,1 МПа и Т = 273 К). Единицы измерения газового фактора ( м3 / м3 или м3/ т).

Нефтяной газ - это сложная многокомпонентная смесь углеводородов метанового ряда от С1 до С4 и выше, в которой могут присутствовать неуглеводородные газы - чаще всего азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы.

Наиболее ценными компонентами нефтяного газа являются фракции углеводородов от С3 и выше. Присутствие в газе так называемых кислых компонентов  Н2S  и CO2 , а также паров воды затрудняет использование нефтяного газа в качестве топлива и сырья для нефтехимии, вызывает осложнения при транспорте его на дальние расстояния, поэтому  на промыслах осуществляют его подготовку: осушку и очистку.

            Плотность нефтяных газов чаще всего определяют для нормальных условий, исходя из компонентного состава газа.

Коэффициент сверхсжимаемости  - очень важный параметр, применяемый при расчетах газа.  Он  характеризует отклонение реального газа от идеального и определяется на основании приведенного давления Рпр и температуры Тпр (приведенные параметры - безразмерные величины, показывающие во сколько раз действительные параметры газа отличаются от критических)  по графику Брауна – Катца.

            Вязкость газов  зависит от состава газа, температуры и давления.

Удельная теплоемкость для нефтяного газа колеблется в тех же пределах, что и для нефти (1,7-2,1 кДж/кг×К), Для метанового газа характерна максимальная удельная теплоемкость 2,48 кДж/кг×К  Наличие пропана и бутана снижает общую теплоемкость. Неуглеводородные газы имеют удельную теплоемкость в пределах 1,0.

            Коэффициент теплопроводности нефтяного газа находится в пределах 0,01 - 0,03 Вт/м×К.

            Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть скважинной продукции, которая обуславливает значительную часть осложнений при сборе и подготовке нефти на промыслах.

            Пластовые воды, добываемые из скважин вместе с нефтью на  различных месторождениях, обычно различаются  концентрацией растворенных в них минеральных солей, газов и присутствием микроорганизмов. Пластовые воды подразделяют на две основные группы:

1)  жесткие - хлоркальциевые или хлормагниевые;

2)  щелочные - гидрокарбонатнатриевые.

            Главными составными  большинства пластовых вод являются  хлористый натрий   NaCl , хлористый кальций  CaCL2   и хлористый магний MgCl2.

            Количество веществ, растворенных в пластовой воде, отнесенное к единице объема называется ее общей минерализацией.

            Жесткость воды определяется суммарным количеством содержащихся в ней катионов кальция Ca2+ и магния Mg2+, выраженное в молях на килограмм (литр раствора).

            Важнейшей характеристикой пластовой воды является также показатель концентрации водородных ионов рН, который указывает на кислотную или щелочную среду водных растворов.

             В практике классифицируют воды по величине рН на пять групп:

1) до 3 - кислые;

2) 4 - 6 - слабокислые;

3) 7 - нейтральные;

4) 8-10 - слабощелочные;

5) 11-14 - щелочные.

            Величина рН и наличие в воде растворенного кислорода оказывает существенное влияние на коррозию оборудования. Растворенные в пластовой воде соли ускоряют коррозию металла. Исключительно опасным в коррозионном отношении является наличие в пластовых водах сероводорода и углекислого газа. Высокая температура пластовых вод также увеличивает ее коррозионную активность.

            Теплоемкость пресной воды  - 4,19 кДж/кг×К,  кристаллического NaCl - 0,88 кДж/кг×К, поэтому при увеличении минерализации, ее теплоемкость снижается.

            Коэффициент теплопроводности пластовых вод находится в пределах 0,54 - 0,65 Вт/м×К.

Осн: 1[19-34].

Доп: 2[33-35, 163-165].

Контрольные вопросы:

1.      Какие углеводороды входят в состав нефти?

2.      Как классифицируют  состав нефти?

3.      Что такое плотность нефти и в каких пределах изменяется?

4.      Что такое вязкость нефти и как она определяется?

5.      Что представляет собой нефтяной газ?

6.      Дать определение понятия «газовый фактор»

7.      Что называют минерализацией пластовых вод?

8.      Как классифицируют пластовые воды по величине рН?

gabbassov-adilbek.narod.ru

1. Физико-химические свойства нефти и газа. Физико-химические свойства нефти и газа

Похожие главы из других работ:

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа

Наиболее изучены глубинным и поверхностными пробами Асомкинская и Средне-Асомкинская площади. Плотность нефти изменяется от 0,829 тонн/м3 до 0,843 тонн/м3, газовый фактор изменяется от 54 м3/тонну до 80 м3/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1...

Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Сарбайско-Мочалеевское месторождение изучено по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Пласт А3 Свойства нефти и газы приняты по данным исследований проб из скважины 40, 61, 65 (две пробы), 67...

Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства газа. Состав газа выделенного из нефти при однократном разгазировании определяется на хроматографах типа ЛХМ-8мд, ХРОМ-5,ХРОМ-4 и вирохром. Таблица 1. Физико-химические свойства воды. Наименование Кол...

Ватьеганское месторождение

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3...

Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д1 Западно - Лениногорской площади были исследованы в “ТатНИПИ нефть” ГПК города Альметьевка...

Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

Физико-химическая характеристика конденсатов изучена по IV, V, VI, VII, VIII и X горизонтами отдельных тектонических блоков в скважинах 6 - У. Эвай и 57 - Н. Даги. Физико-химическая характеристика конденсатов залежи 1 блока IV горизонта изучена по пробе...

Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

1.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах...

Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ

1.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих продуктивные пласты

Характеристика нефти. Нефти Арланского месторождении изучены по пробам, отобранным как в поверхностных так и глубинных условиях. Характеристики нефти в поверхностных условиях изучались в лабораториях ЦНИПРов НГДУ «Башнефть»...

Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

2.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды с учетом новых данных исследований

После выполнения Проекта пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы в 2006г. [2], для уточнения принятых параметров пластовой нефти и состава газа...

Разработка нефтяных месторождений

2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146...

Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения

1.5 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти изменяется от 0,8269 до 0,8507 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 2,91 до 7,92 мПа, пластовый газовый фактор от 19,7 до 39...

Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапазоне 0.001-0...

Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ...

Физико-химические свойства нефти и газа

1. Физико-химические свойства нефти и газа

Нефть (от персидского нефт - вспыхивать, воспламеняться) - горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до тёмно - бурого (почти черного) цвета...

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона...

geol.bobrodobro.ru

Смотрите также

• 
  Теряет ли свойства мед в горячей воде
• 
  Вода как среда жизни обладает следующими свойствами
• 
  Как человек использует свойства воды 2 класс
• 
  О каких свойствах воды ты теперь знаешь
• 
  Прополис на воде лечебные свойства и противопоказания
• 
  Свойства воды в жидком состоянии 3 класс
• 
  Свойства воды 2 класс окружающий мир таблица
• 
  Свойства воды 3 класс окружающий мир опыты
• 
  Трехзвонная вода и ее лечебные свойства
• 
  Сколько талая вода сохраняет свои свойства
• 
  Свойства воды при различных температурах таблица