Основные свойства нефти и газа

Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм рт. ст. и t = 20 ^°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех видах нефти). В среднем в нефти содержится 82 – 87 % углерода (С), 11 – 14 % водорода (Н) и 0, 4 – 1, 0 % примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Выделенные из различных видов нефти углеводороды, относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

· метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2;

· нафтеновые – С_nН_2n;

· ароматические – С_nH_2n-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 (С₁₇Н₃₆ - С₃₇Н₇₂) – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40 - 20 ^°С - бензиновые, 150 - 300 ^°С - керосиновые, 300 - 400 ^°С - соляровые, при 400 ^°С и выше - масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

малосмолистые - содержание смол не более 18 %;

смолистые - содержание смол от 18 до 35 %;

высокосмолистые - содержание смол более 35 %.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

беспарафинистые - содержание парафина до 1 %;

слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2 %;

парафинистые - содержание парафина более 2 %.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

малосернистые - содержание серы до 0, 5 %;

сернистые - содержание серы от 0, 5 до 2, 0 %;

высокосернистые - содержание серы более 2, 0 %.

Содержание в нефти сернистых соединений ухудшает ее качество, вызывает осложнения в добыче нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности.

Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти - вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

Коэффициент динамической вязкости m – это сила трения, приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. Единицы измерения Па·с, 1П (пуаз) = 0, 1 Па·с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. Стокс (Ст) = см²/с = 10^-4 м²/с.

На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 ^º С.

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей. Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0, 2 до 2000 мПа·с и более. Наиболее распространены значения 0.8 - 50 мПа·с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов. Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Давление насыщения пластовой нефти - давление, при котором начинается выде­ление из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества, растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры. Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа V_г растворенного в 1м³ объема пластовой нефти V_пл.н:

Газосодержание выражают в м³/м³ или м³/т.

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.

Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (в СИ Дж/м², Н/м или дин/см) для нефти 0, 03 Дж/м², Н/м (30 дин/см); для воды 0, 07 Дж/м², Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Коэффициент сжимаемости нефти β _н – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0, 1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения:

(1.2)

где V₀ - первоначальный объем нефти; Δ V - изменение объема нефти при изменении давления на Δ р. Единицы измерения Па^-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140)·10^-6 МПа^-1. Для большинства видов пластовой нефти его величина (6-18)·10^-6 МПа^-1.

Дегазированная нефть характеризуется сравнительно низким коэффициентом сжимаемости β _н = (4-7)·10^-10 МПа^-1.

Коэффициент теплового расширения a_н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 ^°С

(1.3)

Размерность a — 1/^°С. Для большинства видов нефти значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20)· 10^-4 1/^°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.

Объемный коэффициент пластовой нефти b_н показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

(1.4)

где V _пл.н - объем нефти в пластовых условиях; V _дег - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20 ^°С; r _пл.п - плотность нефти в пластовых условиях; r - плотность нефти в стандартных условиях.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых к поверхностным условиям учитывают с помощью, так называемого, пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент Ѳ – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти.

(1.5)