 |
6.3. Значение нефти. 6.4. Физические и химические свойства пластовых флюидов
|
|
|
|
6. 3. Значение нефти
Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т. д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень развития топливо-энергетического комплекса отражает социальные и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.
Экономически наиболее значимой составной частью топливо-энергетического комплекса ныне является нефтегазовый комплекс. Нефтегазовый комплекс включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающая, нефтегазохимическая отрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др. ) нефти, газового конденсата, природного газа и продуктов их переработки.
Нефть и газ — уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и мн. др.
Современное экономическое значение нефти и газа очень велико. Не зря называют нефть " черным золотом", а XX век - веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.
Разнообразие процессов переработки нефти можно примерно описать следующей схемой:
Схема 6. 3. 1. Многообразие и взаимосвязь процессов нефтепереработки
|
|
|
Нефть, исходя из общепринятой на данный момент теории ее происхождения, относится к невозобновляемым ресурсам. Разведанные запасы нефти составляют (на 2004 г. ) 210 миллиардов тонн (1200 миллиардов баррелей), неразведанные — оцениваются в 52—260 миллиардов тонн (300—1500 миллиардов баррелей). И если в прошлом разведанные запасы росли, то в настоящее время, они сокращаются.
В связи с медленным, но верным приближением к тому моменту, когда мы исчерпаем ресурсы нефти, все большее значение приобретают направления развития технологий и способов получения продуктов из альтернативного нефти сырья. Однако на настоящий момент, не смотря на достигнутый в этой области значительный прогресс, полностью перейти на альтернативное нефти сырье не представляется возможным
6. 4. Физические и химические свойства пластовых флюидов
В общем случае процесс нефтегазодобычи заключается в том, чтобы доставить на дневную поверхность некую субстанцию, наполняющую толщу породы (зону продуктивного пласта). Однако не всегда данная субстанция представлена газом или нефтью в чистом виде. В общем случае извлекаемое из пласта содержимое называют пластовым флюидом. Компоненты пластового флюида разнообразны как по химическому составу, так и по физическим свойствам.
Нефть - горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Основные физические и химические свойства нефти нами будут рассмотрены в последующих главах.
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.
Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0, 1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0, 0007 до 0, 0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).
Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0, 1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0, 6 - 1, 1.
Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле
S = aPb ,
где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a - коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b - показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.
Коэффициент растворимости a для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5¸ 11 м3/м3 на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0, 8 - 0, 95.
На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.
|
|
|
Вязкость нефтяного газа при давлении 0, 1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0, 01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.
Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10 °С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.
Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.
Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.
Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура.
Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.
Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0, 8 МПа.
|
|
|
Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях. В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти.
При разработке месторождений давление падает в несколько раз — до 4—8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды с длинной цепи 5 атомов углерода (С5) и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции (С1-С4).
Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³.
При уменьшении давления по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
Пластовые воды являются обычным спутником нефти.
Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.
|
|
|
Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:
Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности:
Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема.
Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35-40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м3 в парах.
Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав.
В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.
Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.
Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.
Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.
Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0, 1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3, 7·10-5 ¸ 5·10-5 1/0, 1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.
Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.
В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.
Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).
Вязкость пластовой воды при 200С составляет 1мПа·с, а при 1000С – 0, 284 мПа·с.
|
|
|
