В различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени.
1 Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях
1 Состав и свойства нефти
Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.
Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.
Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.
Углеводороды предельного ряда:
Самый простейший углеводород - метан-СН4 (газ)
- этан -С2Н6 (газ)
- пропан-С3Н8 (газ, который при обычной температуре и
небольшом давлении жидкость)
- бутан –С4Н10 (газ, который при обычной температуре
и небольшом давлении жидкость)
- пентан-С5Н12 (жидкость)
и т.д.
По содержанию серы нефти делятся на классы:
- малосернистые (содержание серы до 0,5 %)
- сернистые (-//- от 0,51 до 2 %)
- высокосернистые (-//- более 2%)
В основном нефти месторждений ТПДН «МН» относятся к классу малосернистых, за исключением Сугмутского (0,72 %), Умсейского (0,6 %), Крайнего (0,6-0,9 %) месторождений.
По содержанию смол нефти делятся на подклассы:
- малосмолистые (содержание смолы до 18 %)
- смолистые (-//- от 18 до 35 %)
- высокосмолистые (-//- более 35%)
Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к.содержание в них смол в среднем 5- 7 %.
По содержанию парафина нефти делятся на группы:
- малопарафинистые (содержание парафина до 1,5%)
- парафинистые (-//- от 1,51 до 6 %)
- высокопарафинистые (-//- более 6 %)
В основном все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к группе парафинистых, т.к. содержание парафина колеблется от 2,2% до 8%.
Разделение сложных смесей на более простые называют фракционированием. Нефть разделяют на фракции путем перегонки. Фракция нефти, имеющая интервал кипения 30-205 градусов - бензин, с интервалом кипения 200-300 градусов – керосин. Оставшаяся фракция- это мазут из которого получают битумы, гудроны, масла.
В зависимости от фракционного состава различают бензиновые (легкие) и топливные (тяжелые) нефти. Свойства нефти изменяются в процессе ее добычи – при движении по пласту, в скважине, системах сбора и подготовки, при контакте с другими жидкостями и газами.
Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение,
объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.
Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.изм. м3/м3 или м3/т.
1т нефти Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура)52,1 м3 нефтяного газа, Сугмутского-98м3 нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м3 нефтяного газа, Меретояхинского -290,9м3 нефтяного газа, а Умсейского –307,6 м3 нефтяного газа.
Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам.
Давление насыщения нефтей Муравленковского месторождения 64,4-90,8 атм., Сугмутского – 112атм., Суторминского 64-81атм., Умсейского-258атм., Меретояхинского-295атм.
Плотность нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, давления и температуры. Плотность нефти - физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к ее объему. Ед.изм. т/м3. Пользуются понятием относительной плотности нефти численно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t=+4град.С.
Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.
Например: плотность нефти Муравленковского месторождения в пластовых условиях 0,781 т/м3, а в поверхностных условиях-0,853 т/м3; плотность нефти Меретояхинского месторождения соответственно, 0,597 т/м3- 0,833 т/м3.
В среднем плотности нефти месторождений Муравленковского региона варьируются в пластовых условиях от 0,540 т/м3 до 0,790 т/м3,а в поверхностных условиях от 0,82 т/м3 до 0,864 т/м3.
Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.
Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость нефти.
Ед.изм. соответственно, Па*с, м2/с.
Поверхностное натяжение представляет собой силы реакции, противодействующие изменению формы поверхности под давлением поверхностного слоя, возникающего вследствие отсутствия на поверхности среды взаимного уравновешения молекулярного притяжения. Параметр, необходимый для выбора применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи.
Коэффициент сжимаемости нефти – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 Мпа. Он характеризует упругость нефти.
2 Нефтяные газы и их свойства
Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.
Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%.
Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.
Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН4 и этана С2Н6(относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.
Природный газ - смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот.
При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на
· сухие - природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
· Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.
Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.
Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10-5 до 1х10-5 Па-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ.
По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти.
Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.
Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не 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 была низка температура.
Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура - 82.50С (минус).
3. Горные породы. Физические свойства пород- коллекторов
Горными породами называются плотные и рыхлые агрегаты, слагающие земную кору и состоящие из однородных или различных минералов и обломков других пород.
Различают следующие виды горных пород:
1. Магматические (изверженные) породы-породы, образовавшиеся при застывании магмы в толще земной коры (граниты) или вулканических лав на поверхности (базальты).
2. Осадочные породы - породы, образованные путем осаждения минеральных и органических веществ и последующего их уплотнения. Преобладают глинистые, песчаные и карбонатные породы.
3. Метаморфические породы – породы, образовавшиеся из осадочных и магматических в результате их физических, химических изменений под действием высоких давлений, температур и химических воздействий. К ним относятся глинистые сланцы, слюдяные сланцы, гнейсы, кварциты.
Осадочные горные породы залегают в земной коре пластами.
Пласты, обладающие системой пор (пустот), трещин, каверн и по которым могут перемещаться жидкости и газы, называют пластами-коллекторами (пески, песчаники, трещиноватые и кавернозные известняки).
Они переслаиваются плотными осадочными горными породами, не имеющих пустот и по которым не могут перемещаться жидкости и газы (глины, плотные известняки).
Подавляющая часть мировых запасов нефти приурочена к осадочным породам.
Наиболее важными для пород-коллекторов являются те свойства, которые определяют их емкость и способность отдавать и пропускать через себя содержащихся в них нефть и газ ( пористость и проницаемость. )
Пористость - отношение суммарного объема всех пор образца породы к объему самого образца.
Различают абсолютную, эффективную, динамическую пористость.
Проницаемость - это способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления.
Для количественной оценки пользуются коэффициентом проницаемости.
За единицу измерения принято: Дарси или мкм2.
1 Дарси - образец породы длиной 1см и площадью 1см2пропускает при перепаде давления в 1атм.(0,1Мпа) жидкость вязкостью в 1Па*с.
В среднем по месторождениям Муравленковского региона коэффициент проницаемости изменяется 1,1- 56,9 mД.