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
СпН2п+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 = Vн / Vп,
kr = Vr / Vп где Vн - объем нефти, содержащийся в порах образца, Vп - объем всех пор образца, Vг - 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.
КатегорияА - 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.
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
СпН2п+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.