Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях

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 (С_пН_2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.

Углеводороды нафтенового ряда (C_nH_2n) 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 нефтей колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.

Вязкость нефти играет большую  роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения  с вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти.

Поверхностное натяжение жидкости заключается в противодействии нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м².

Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5–3,5 Н/м², а с водой – 7,2–7,6 Н/м² (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м²).

Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. В самом деле, поровое пространство нефтяных пластов в значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму и поверхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.

Обычно, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.

3. Свойства нефти в пластовых условиях

 

Движение нефти в пласте зависит  от пластовых условий. К ним относятся высокие давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные явления, наличие растворенного газа в нефти и др. Для пластовой нефти характерно содержание значительного количества растворенного газа, который в процессе снижения пластового давления выделяется, изменяя ее свойства (нефть становится более вязкой, уменьшается ее объем).

Таким образом, пластовая нефть  представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые  могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

Отбор проб нефти

Изучение свойств пластовых  нефтей начинают с отбора их глубинных  проб. От качества отобранных проб будет  зависеть точность определяемых характеристик. Пробу отбирают из работающей скважины, для чего в скважину обычно до глубины средних отверстий фильтра опускают глубинный пробоотборник.

Для того чтобы решить, из каких  скважин изучаемого объекта следует  отбирать пробы, прежде всего необходимо ознакомиться с геологическим строением объекта, подлежащего изучению. Если объект несложного строения, например, горизонтально залегающий пласт без экранирующих нарушений, то выбор скважин не представляет особого труда. В этом случае для отбора проб может быть выбрано несколько скважин, равномерно расположенных по площади и отстоящих друг от друга на значительном расстоянии. Число скважин будет зависеть от размеров объекта.

В случае сложного геологического строения (крутопадающие пласты, дизъюнктивные  нарушения внутри объекта и т.п.) выбор скважин для отбора проб представляет довольно трудную задачу. Необходимо по минимальному числу проб получить полное представление о характере пластовой нефти.

При сложном геологическом  строении объекта возможно непостоянство  по пласту некоторых характеристик нефти, вызванное различиями в температуре и давлении в отдельных его частях. В поднятых частях пласта температура будет ниже, чем в опущенных. Кроме того, при наличии в пласте экранирующих нарушений может оказаться, что пласт, выделенный как одна гидродинамическая система, содержит разные по составу нефти, т.е. в пределах отдельных блоков скопилась нефть, мигрировавшая из разных мест. Различия в свойствах нефти могут быть также следствием отсутствия установившегося термодинамического равновесия в пласте между жидкими и газообразными углеводородами. В таких случаях газонасыщенность нефти в пределах залежи характеризуется непостоянством и убывает вниз по падению пласта.