В пластовых условиях газ, нефть, вода и их смеси в зависимости от их состава, температуры и давления могут находиться в газообразном, жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Газ в большом количестве, а также часть жидких углеводородов в виде паров могут находиться в верх­ней части структуры.

Высокие давления увеличивают плотность газа, и в сжатом газе соз­даются условия для растворения нефти. При значительном количестве газа вся нефть может оказаться растворенной. Если же газа мало по сравнению с объемом нефти, то при достаточно высоком давлении газ может полно­стью раствориться в нефти, образуя однофазную (жидкую) смесь. Поэтому газонефтяные залежи разделяются на чисто газовые, газонефтяные (с газо­вой шапкой и нефтяной оторочкой), нефтяные (с различным содержанием попутного газа) и газоконденсатные.

В пластовых условиях физико-химические свойства нефтей определяют­ся их химическим составом, что обусловливает некоторые особенности экс­плуатации нефтяных месторождений (наличие парафина, смол, ПАВ и т.д.).

По элементарному составу большинство нефтей более чем на 99 % со­стоят из углерода и водорода. Присутствуют также кислород, азот, сера (иногда в больших количествах), в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний.

В нефтях наиболее широко представлены углеводороды метанового или парафинового ряда (СпН2п+2) и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СпН2п). Почти всегда в нефтях присутствуют ароматические угле­водороды. Количество нафтеновых кислот, асфальтенов, смол незначитель­но. На свойства поверхностей раздела в пласте и на распределение жидко­стей и газов в поровом пространстве пласта существенно влияют наличие кислорода и серосодержащие вещества, что обусловливается высокой по­верхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих со­единений нефти.

Парафин не растворяется в воде, но растворяется в эфире, хлорофор­ме, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблет­ся от 907 до 915 кг/м3 при температуре 15 °С.

Парафины имеют состав С\7 — С35 с температурой плавления 27 — 71 °С. Нефтяные церезины имеют состав С36 — C55l температура их плавления 65 — 88 °С. Церезин и парафин имеют различные химические свойства. В неф­тепромысловой практике известно несколько различных способов преду-

преждения отложений парафинов на стенках труб и борьбы с этим ослож­нением.

Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафте­новые и жирные кислоты, фенолы). Нафтеновые кислоты (их содержание в нефтях не превышает 2 %) имеют общую эмпирическую формулу CnH2n_2O2. Они представляют собой либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде и имеющие высокую плотность. В при­сутствии воды при повышенной температуре нафтеновые кислоты вызы­вают коррозию оборудования.

Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 5— 10 % от содержания нафтеновых кислот.

Нефти СНГ содержат серу в количестве от долей процента до 5 — 6 %. Она входит в состав различных сернистых соединений, но встречается и в свободном состоянии. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны (R = SH), сульфиды, дисульфиды и др. Все эти сое­динения в нефти — вредные примеси.

Асфальтосмолистые вещества нефти в нефтях содержатся в пределах от 1 до 40 %. Это высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот. Составляющие асфальтосмолистых веществ различаются по физическим свойствам. Плотность асфальтосмолистых веществ нефти колеблется от 1000 до 1070 êã/ñì3.

По содержанию серы нефти делятся на два класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %) и сернистые (содержание серы пре­вышает 0,5 %).

Нефть обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Она определяется коэффициентом сжимаемости рн
(м2/Н):

Рн      V     Ар’

где V — исходный объем нефти, м3; AV — изменение объема нефти, м3; Ар — изменение давления, Н/м2.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости (4 —7)-10~10 м2/Н. Нефти со значитель­ным содержанием растворенного газа характеризуются повышенным ко­эффициентом сжимаемости.

Вязкость нефтей уменьшается с увеличением количества газа, темпе­ратуры; увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Практические значения вязкости нефтей в пластовых условиях различных месторождений изменяются в широких пределах: от многих сотен мН-с/м2 до десятых долей мН-с/м2 (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза).

Газы. В нефтяном месторождении совместно с нефтью содержится газ; он может быть в растворенном состоянии или в виде свободного газа. Эти газы называются попутными (нефтяными). Углеводородные газы, зале­гающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свобод­ными), а месторождения — чисто газовыми.

Известны залежи с растворенным газом в пластовых водах; они пока практически не разрабатываются (кроме Японии и Китая).

Таблица 2.1

Физико-химические свойства алканов

 

Показатели

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормаль­ный бутан

Изопентан

Нормаль­ный пентан

Гексан

Химическая формула

СН4

Ñ2Í6

С3Нв

изо-С4Н10

н-С4Н,„

изо-С5Н12

í-Ñ5Í12

Ñ6Í14

Молекулярная масса

16,043

30,070

44,097

58,124

58,124

72,151

72,151

86,178

Массовая доля углерода, %

74,87

79,96

81,80

82,66

82,66

83,23

83,23

83,62

Газовая постоянная, Дж/(кгК)

521

278

189

143

143

115

115

96

Температура кипения при 0,1013 МПа, °Ñ

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+ 28,0

+ 36,2

+ 69,0

Критические параметры:

 

 

 

 

 

 

 

 

температура, К

190,7

306,2

369,8

407,2

425,2

461,0

470,4

508,5

абсолютное давление, МПа

4,7

4,9

4,3

3,7

3,8

3,3

3,4

3,9

плотность, кг/м3

162,0

210,0

225,5

232,5

225,2

232,0

удельный объем, м3/кг

0,0062

0,0047

0,004

0,0043

0,004

0,0043

Плотность газа при 0,1013 МПа и 0 °С,

0,717

1,344

1,967

2,598

2,598

3,220

3,220

3,880

кг/м3

 

 

 

 

 

 

 

 

Относительная плотность газа по воз-

0,5545

1,038

1,523

2,007

2,007

2,488

2,488

2,972

Удельный объем газа при 0,1013 МПа и 0 °С кг/м3

1,400

0,746

0,3210

0,385

-0,385

0,321

0,321

0,258

\J       V_^|    141 / ГУ1

Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

и 273 Ê, Дж/(кгК):

 

 

 

 

 

 

 

 

газа при постоянном давлении

2220

1729

1560

1490

1490

1450

1450

1410

газа при постоянном объеме

1690

1430

1350

1315

1315

1290

1290

1272

Температура   воспламенения   с   возду­хом, °С

680-750

530-605

510-580

475

475

 

 

 

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы (Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов).

1. Метановые парафиновые углеводороды (алканы) с общей формулой
CnH2n+2. Это предельные насыщенные соединения. Эти газы, как правило,
состоят на 90 — 98 % из метана (СН4). Среди тяжелых газообразных углево­
дородов в составе природного газа преобладают этан и пропан; в меньших
количествах содержатся бутан, пентан, гептан и более тяжелые углеводо­
роды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, и их называют
гомологами метана. Бутан и более тяжелые углеводороды имеют изомеры.
Некоторые физико-химические свойства алканов приведены в табл. 2.1.

2.      Нафтеновые углеводороды — алкены (цикланы) с общей формулой
СпН2п. Это непредельные соединения. Но благодаря замыканию углеводо­
родной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер. Среди тяжелых
газообразных углеводородов непредельные углеводороды (алкены) обнару­
живаются в виде следов или в небольших количествах. Среди них часто
встречается этилен С2Н2. В эту же группу входят пропилен С3Н6 и бутилен
С4Н8. При атмосферном давлении все они газы.

3.      Ароматические углеводороды, или арены, с простейшей формулой
СпН2п_6
содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Они часто
входят в состав конденсата газоконденсатных месторождений.

Природные газы состоят из углеводородов метанового ряда, а также азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), инертных газов: ге­лия (Не), аргона (Аг), криптона (Кг), ксенона (Хе); ртути. Содержание мета­на часто превышает 85 — 98 %. Содержание азота в природном газе не пре­вышает 10 % (обычно 2 — 3 %); содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10 — 25 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 20 % (иногда больше).

Природные газы подразделяют на:

сухой газ с небольшим содержанием тяжелых углеводородов, добы­ваемый из чисто газовых месторождений;

смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и га­зового бензина, добываемую вместе с нефтью;

сухой газ и жидкий углеводородный конденсат, добываемые из газо­конденсатных месторождений. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, являющихся ценнейшим сырьем нефтехимической и химической промышленности.

Метан очень устойчив. Он может сохраняться без изменений сотни миллионов лет. При утечке метана и достижении его концентрации (по объему) в воздухе 5,35 % любая искра вызывает взрыв. Метан и его гомо­логи растворяются в воде и нефти. Его растворимость растет с повышени­ем давления. Вязкость газов в зависимости от изменения параметров, ха­рактеризующих их состояние, изменяется сложным образом. Динамиче­ская вязкость ц газа связана с его плотностью рг, средней длиной свободно­го пути X и средней скоростью молекул v :

ц = ρλv/3.

Эта формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры, так как при повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается постоянной. С увеличением температуры вязкость газа возрастает.