foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Состав и физико-химические свойства нефтей

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

         По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.

         В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

         Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.

         В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

         Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

-       28-180°С – широкая бензиновая фракция;

-       120-240°С – керосиновая фракция (150-240°С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);

-       140-340°С – дизельная фракция (180-360°С – летнее топливо);

-       350-500°С – широкая масляная фракция;

-       380-540 – вакуумный газойль.

3.3.1. Физико-химические свойства нефти

         Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.

Рис. 3.1 . Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

         Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

,          (3.37)

         где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

  

         Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:

-       система СИ – [Па×с]

-       система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

Рис. 3.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

         Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

         Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

.             (3.38)

         Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

.                (3.39)

Единицы измерения кинематической вязкости:

-       система СИ – [м2/с]

-       система СГС – [Стокс]

         Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

.           (3.40)

         Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

         С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

,            (3.41)

         где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

         Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

,                 (3.42)

Статистика



Яндекс.Метрика