ВВЕДЕНИЕ

Данная  курсовая работа представляет собой  краткое обобщение и анализ современных  знаний по теме «Нефть в пластовых  условиях».

Основная  цель работы – описать условия  залегания и свойства нефти в  пластовых условиях.

При написании  работы использован материал из следующих изданий:

Искендеров М.А. «Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений» (1955), Жданов М. А. «Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» (1981) и др.

Основная  часть работы состоит из разделов: условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях; физические свойства нефти; свойства нефти в пластовых условиях; нефтенасыщенность пласта. В основной части использовано 4 рисунка.

Объём курсовой работы 26 страниц. В конце  приведено графическое приложение в формате А3 «Геоизотермы западной части Ново-Грозненского месторождения». 
 
 
 
 
 
 

1. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ И СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ВОДЫ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

    В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной (первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной (вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта (образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды (так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами  поверхностного натяжения в субкапиллярных порах.

    Нефть и газ по химическому составу  являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает их свойства в пластовых условиях от свойств на поверхности земли.

    Состояние смеси углеводородов на поверхности  зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Поэтому возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры.

    Знание  физических закономерностей изменения  свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.

    Изучение  указанных выше данных позволяет выяснить физические явления, происходящие в недрах, оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному извлечению из недр нефти и газа.

    При изучении физических свойств пластовых жидкостей и газов следует иметь в виду также и то, что движение их в пористой среде при эксплуатации происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Из-за сложности состава природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

    Для исследования физических свойств природных  жидкостей и газов в первую очередь необходимо установить состояние и характер изменения простых однокомпонентных систем. Однокомпонентные углеводороды в чистом виде не существуют в природе и могут быть получены только после тщательной переработки углеводородных систем. Однако ввиду того, что физические свойства однокомпонентных углеводородов и характер их изменения в зависимости от давления и температуры качественно такие же, как и более сложных систем, для их изучения можно пользоваться основными определениями и принципами термодинамики и физической химии, относящимися к индивидуальным углеводородам.

    Углеводородные  системы, как и другие системы, могут  быть гомогенными и гетерогенными.

    В гомогенной системе все ее части  имеют одинаковые физические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.

    Гетерогенные  системы состоят из фаз, каждая из которых представляет собой определенную часть системы, являющуюся гомогенной и физически отделенной от других фаз отчетливыми границами (например, гетерогенная система: лед, вода и водяной пар).

    В нефтегазовом пласте существует также  гетерогенная система: газ, нефть, вода. Поэтому кроме свойств углеводородов необходимо изучение также свойств воды, которая занимает часть объема пласта, создает энергию для добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом.

    Ниже  будут рассмотрены лишь основные свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, которые необходимо знать при проектировании, анализе разработки нефтяных залежей, а также при подсчете запасов нефти.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ФИЗИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА НЕФТИ

    Нефть представляет собой в основном смесь  углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают  углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.

    По  физическому состоянию углеводороды от СН₄ до С₄Н₁₀ — газы, от С₅Н₁₂ до C₁₆H₃₄ — жидкости и от C₁₇H₃₆ до С₃₅Н₇₂ — твердые, называемые парафинами.

    Углеводороды  метанового ряда (С_пН_2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.

    Углеводороды  нафтенового ряда (C_nH_2n) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т. п.

    Товарные  качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.

    Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °С — бензин первого сорта, до 110 °С — бензин специальный, до 135 °С — бензин второго сорта, до 265°С — керосин (сорт «метеор»), до 270°С — керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400—420°С отбирают масляные фракции.

    По  содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15—25%, в нефтях девонских отложений — 25—30 %.

    Качество  нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т. п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти — парафина не более 1%, слабопарафинистые—1—2% и парафинистые— более 2 %. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20—28%), Западной Украины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4—5%), Сураханского (2—4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.

    Сера  в нефтях встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфиды, меркаптаны и др.); общее ее содержание достигает 1 и иногда 4,5 %. Различают малосернистые нефти — серы не более 0,5% и сернистые — более 0,5%. Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирии и Татарстане, южной части Пермской и Куйбышевской областей. В нефтях Ишимбайского, Туймазинского, Бугурусланского, Ромашкинского и Ставропольского месторождений она составляет от 1,5 до 3 %. В нефтях месторождений, расположенных севернее и южнее Татарии и Башкирии, количество серы заметно меньше (0,6—0,9%), и совсем мало ее содержится в нефтях Саратовской и Волгоградской областей (0,3—0,4 %). Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири.

    По  содержанию смол различают малосмолистые  нефти с содержанием смол менее 8%, смолистые — 8—28% и сильносмолистые — более 28 %.

    В нефти в небольших количествах  встречаются хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний и т. п.

    Из  кислородных соединений наибольшее значение имеют нафтеновые и жирные кислоты, асфальтены и смолы.

    Бензин  и керосин характеризуются величиной  октанового числа. Это число показывает детонационную стойкость топлива (детонация — преждевременный взрыв части топлива, приводящий к снижению мощности двигателя и к преждевременному его износу и разрушению). Октановое число определяется содержанием изооктана (в об. %) в такой стандартной смеси его с гептаном, которая по своей детонационной стойкости равноценна испытуемому топливу. Чем выше октановое число топлива, тем меньшую детонацию оно вызывает в моторе. Бензин с октановым числом  72 и более называется высокооктановым.

    Плотность нефтей определяют при температуре +20°С. Она колеблется в пределах 0,730—1,06. Плотность азербайджанских нефтей 0,78—0,93, грозненских 0,84—0,87. В восточных районах РФ она изменяется в среднем от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78—0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.

    В США плотность нефти определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,5 ⁰С); плотность воды в этой системе равна 10° АНИ. Пересчетная формула от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая:

откуда 10° АНИ соответствуют p¹⁵₁₅ = 1.

    Вязкость  или внутреннее трение —в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па∙с, кинематическая — в м²/с.

    Условная  вязкость в градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения  из вискозиметра 200 см³ испытуемой жидкости к «водному числу» — времени истечения 200 см³ дистиллированной воды при +20°С, обычно равному 50—52 с.

    Вязкость  нефтей колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.

    Вязкость  нефти играет большую роль при  движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с  вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти.

    Поверхностное натяжение жидкости заключается  в противодействии нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м².

    Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5—3,5 Н/м², а с водой— 7,2—7,6 Н/м² (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м²).

    Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. В самом деле, поровое пространство нефтяных пластов в значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму и поверхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.

    Обычно, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается. 
 
 
 
 
 
 
 
 

3. СВОЙСТВА  НЕФТИ В ПЛАСТОВЫХ  УСЛОВИЯХ

    Движение  нефти в пласте зависит от пластовых  условий. К ним относятся высокие  давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные  явления, наличие растворенного  газа в нефти и др. Для пластовой  нефти характерно содержание значительного количества растворенного газа, который в процессе снижения пластового давления выделяется, изменяя ее свойства (нефть становится более вязкой, уменьшается ее объем).