Геология нефти и газа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЕОЛОГИЯ  НЕФТИ И ГАЗА

 

Среди важнейших видов промышленной продукции  одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До  начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали  и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный  диаметр обсаженного колодца  составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с  некоторым увеличением книзу  для улучшения притока нефти  к его забойной части.

Подъем  нефти из колодца производился при  помощи ручного ворота (позднее конного  привода) и веревки, к которой  привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти  в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых  во много раз превосходит дебит  из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся  при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся  вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой  машины (80-е годы).

Первые  глубинные насосы были применены  в Баку в 1876 г., а первый глубинный  штанговый насос – в Грозном  в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

 

Целью изучения дисциплины «Геология нефти  и газа является»  создание базы понятий и определений, образующих  фундаментальную науку  - основами знаний о свойствах  и составе  углеводородов, их классификации, о  происхождении углеводородов, о  процессах формирования и закономерностях  размещения месторождений нефти  и газа.

 

Геология  нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и  газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло  в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТИ

 

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая  из смеси углеводородов, содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ  и находящаяся в породах коллекторах  в свободном состоянии. В нефти  содержится  82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные  из различных нефтей УВ относятся  к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые  – СnН2n;

ароматические – СnH2n-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).

 

 

 

Классификация нефтей

 

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также  различных примесей нефти делятся  на классы и подклассы. При этом учитывается  содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе  сернистых соединений и смолистых  веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и  сероводород—наиболее активные сернистые  соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По  содержанию серы нефти делятся на:

Ø малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);

Ø среднесернистые (0,5 < S≤1 %);

Ø сернистые (1 < S≤3 %);

Ø высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые  вещества, нерастворимые в низкомолекулярных  алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание  асфальтосмолистых веществ в  нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых  ароматическими УВ.

По  содержанию асфальтеносмолистых веществ  нефти подразделяются на:

Ø малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);

Ø смолистые (10 < Ас ≤20%);

Ø высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

 

Нефтяной  парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74—C55H112. Температура  плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре  плавления церезины имеют более  высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По  содержанию парафинов нефти подразделяются на:

Ø малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;

Ø парафинистые— 5 <П≤10 %;

Ø высокопарафинистые — П > 10 %.

 

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности  примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля 

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей 

 

 

Физические  свойства нефти

 

Плотность (объемная масса) –отношение массы  вещества к его объему. Плотность  пластовой нефти - масса нефти, извлеченная  на поверхность из недр с сохранением  пластовых условий, в единице  объема. Единица измерения плотности  в системе СИ выражается в кг/м3. ρн=m/V

По  плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие  нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м3)

средние нефти (871¸970 кг/м3)

тяжелые (свыше 970 кг/м3).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется  плотность ареометром. Ареометр –  прибор для определения плотности  жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой  нефти. 

Вязкость  – свойство жидкости или газа оказывать  сопротивление перемещению одних  ее частиц относительно других. 

Коэффициент динамической вязкости (m). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /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 = 10-4м2/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 200С. 

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.

По  величине вязкости различают нефти 

незначительной  вязкостью — mн < 1 мПа × с;

маловязкие  —  1<mн£5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с; 

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

Вязкость  зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых  веществ).

 

Давление  насыщения (начало парообразования) пластовои  нефти - давление, при котором начинается выде¬ление 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 Vг растворенного  в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:

G=Vг/Vп.н.

Газосодержание  обычно 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 (с 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.

Капиллярность – способность жидкости подниматься  или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ  - поверхностное  натяжение; r – радиус капилляра.

 

h = 2 σ/ rρg

h - высота поднятия; ρ – плотность  жидкости; g - ускорение свободного  падения.

 

Цвет  нефти варьирует от светло-коричневого  до темно-бурого и черного.

Другое  основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому  она должна храниться в герметичных  сосудах.

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

Он  характеризует упругость нефти  и определяется из соотношения

 

где   V0   - первоначальный объем нефти;  ΔV- изменение объема   нефти   при   изменении   давления   на   Δр;  

Размерность βн -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 пластовых  нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа-1.

Дегазированные  нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости  βн=(4-7) 10-10МПа-1.

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

aн = (1/Vo) (DV/Dt).

Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей 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 показывает, какой объем занимает в пластовых  условиях 1 м3 дегазированной нефти:

bн= Vпл.н/Vдег = rн./rпл.н

где VПЛ.Н—объем нефти в пластовых  условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при  атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п—плотность нефти в пластовых условиях; r—плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент,  можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

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

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой  нефти.  q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн