Пластовые флюиды: их состав и физико – химические свойства

Министерство науки и высшего образования РФ

ФГАОУ ВО «Северо – Восточный федеральный университет имени М.К. Аммосова».

Геолого-разведочный факультет.

Кафедра недропользование.

РЕФЕРАТ

на тему:«Пластовые флюиды: их состав и физико – химические свойства»

                                                                                
       Выполнил:  студент 4 курса

                                                          группы ТР-16

                                                                                
       Новгородов Илья Сергеевич,

                                                                                
       Проверил: Сивцев А.И.

г. Якутск, 2020

Содержание

Введение……………………………………………………………………………………3 стр

Пластовые флюиды………………………………………………………………………4 стр

Свойства нефти…………………………………………………………………..………6 стр

Свойства газа……………………………………….…………………………………….11 стр

Свойства пластовых вод……………………………………………………………….…..14 стр

Литература…………………………………………………………………………..……...16 стр

Введение

          Флюиды (от латинского fluidus – текучий) – любые вещества, поведение которых при деформации может быть описано законами механики жидкостей. Термин введен в науку в 17 веке для обозначения гипотетических жидкостей, с помощью которых объясняли некоторые физические явления и образование горных пород. С развитием науки понятие «флюиды» изменилось. Реологическими и геологическими исследованиями доказано, что все реальные тела под действием длительных тангенциальных нагрузок ведут себя как жидкости. В геологических процессах, длительность которых измеряется миллионами лет, в качестве флюидов могут выступать не только газы, водные растворы, нефть, ил, магма, но и глины, соли, ангидриты, известняки и другие твердые вещества.
Флюиды, залежи которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.

Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов особенно токсичных, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.

                                                    Пластовые флюиды

Основными свойствами пластовых флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются:

- тип флюида;

- агрегатное состояние;

- плотность;

- вязкость;

- взаиморастворимость;

- наличие примесей;

- токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне);

- пожаро и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение).

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:

-природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);

-газоконденсаты;

-нефтегазоконденсаты;

-нефть;

-газированные пластовые воды;

-минерализованные воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока по следующим причинам:

-в газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления;

-более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени;

-наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины;

-низкий порог возгораемости;

-взрывоопасность;

-токсичность;

-летучесть, то есть способность газов легко перемещаться в атмосфере;

-повышенная растворимость в воде;

-высокий дебит.

В связи с более высокой фонтаноопасностью газов по сравнению с жидкостями:

-предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов;

-наблюдаются различия в оборудовании эксплуатационных скважин;

-соблюдаются повышенные меры безопасности при проведении аварийных и ремонтных работ, если они сопряжены с вероятностью появления газа в рабочей зоне (газоопасные работы).

В данной работе мы также  рассмотрим  свойства нефти, газа и пластовых вод.

                                                               Свойства нефти
По внешнему виду нефть – маслянистая жидкость плотностью 0,65–1,05 г/см³ от светло-коричневого до почти черного цвета с резким запахом керосина.
По мере накопления знаний о нефти предложены различные классификации, например, по следующим показателям:
-плотности;

-содержанию серы;

-групповому углеводородному составу;

-содержанию асфальто-смолистых веществ;

-природе нефтяного пласта;

-биомаркерам или реликтовым углеводородам.

Следует отметить, что не существует единой классификации нефти даже по плотности. По одной из классификаций различают следующие четыре типа нефти:
-легкая – при плотности менее 0,87 г/см³;
-средняя – от 0,87 до 0,92 г/см³;

-тяжелая – от 0,92 до 1,0 г/см³;

-сверхтяжелая – при плотности более 1,0 г/см³.

Впервые была изучена пенсильванская нефть Северо-Американского нефтеносного бассейна, в которой немецкий ученый К. Шорлеммар (1834— 1892) обнаружил предельные углеводороды метанового ряда. Исчерпывающее объяснение строения углеводородов дал А.М. Бутлеров (1861), а основоположником науки о нефти принято считать Д.И. Менделеева.
          Основными элементами нефти являются углерод (83...87%) и водород (11...14%). Наиболее часто встречающаяся примесь сера (до 7%), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7%; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6%. Из металловв нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.
           В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей групп углеводородов в количестве более 50% нефти именуются метановыми, нафтеновыми, ароматическими. Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые.
       Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан СзН₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.
(Метан) (Этан) (Пропан)
Метановые — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого простейшего из всех углеводородов — метана. Структурная формула метана напоминает простейшее из живых существ — амебу. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: С_nН_2n+2. Как бы не вытягивалась цепочка углеводородов, она всегда будет окружена водородной оболочкой. В нефти встречаются почти все члены этого ряда: СН₄ —С₄Н₁₀ — газы; С₅Н₁₂ —С₁₇Н₃₆ — жидкости; начиная с С₁₈Н₃₈ — могут находиться в нефти в виде кристаллов и входят в состав парафинов. Отсюда еще одно название углеводородов — парафиновые. Названия первых 10 членов по порядку: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан. Начиная с четвертого углеводорода — бутана, все имеют несколько разновидностей — изомеров. Молекулы их построены по-разному, хотя химическая формула одинакова. Если основной член ряда имеет вид простой цепочки, то у изомеров цепь ветвится. Различаясь по структуре, по прочности связей, изомеры отличаются и свойствами.
        Углеводороды от метана до бутана (С₄Н10) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂—Ci₇H₃₆),— жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.
     Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.
      Нефтеновые — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой С_пН_2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. В природных нефтях их нет, они образуются при ее вторичной переработке. Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов. Это свойство определяет и другие: большая плотность, чем у метановых, выше температура кипения и плавления, легко взаимодействуют с галогенами, присоединяют кислород. В нормальных условиях — это всегда жидкости.
     Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда приятных) запахов. По-гречески «арома» означает пахучее вещество. Структурная формула C_nH_2n-m, где т — четные числа. Представлены такие углеводороды бензолом С₆Н₆ и его производными (гомологами). Ароматические углеводороды сильно недонасыщены водородом, однако химически малоактивны. В нормальных условиях — это жидкости, имеющие очень низкую температуру застывания: от —25 до —88 °С.
Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп.
    Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.
Основные физические свойства нефтей: плотность, вязкость, сжимаемость и др.
Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее плотности, которая колеблется от 760 до 980 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций.
Плотность нефти — это масса единицы объема, при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м³, керосин - 800 - 840 кг/м³, бензины 700 - 800 кг/м³, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м³. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.
Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том числе и нефти,— вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении.
Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жидкости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП = 10 ^-3Пa∙c.
С понижением температуры вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).
Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30°С уменьшается их вязкость в 2 раза. Поэтому во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.
Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти.
Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.
В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300—400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.
Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления.
Давлением насыщении нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.
 Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м³/т (в среднем он составляет около 100 м³/т).
Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном состоянии то или иное количество газа. Обычное значение газосодержанияможет достигать (300-500) м³ газа в одном кубометре пластовой нефти. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием – известны нефти, плотности которых в пласте составляют (0,2–0,4) г/см³. В пластовых условиях вязкость нефти всегда меньше, чем в поверхностных условиях. Например, для Ромашкинского месторождения (Россия) эта разница составляет 5,5 раза, что обусловлено повышенным газосодержанием и высокой температурой пласта.

                                          Свойства газа
                Различие между сырой нефтью и природным газом – в размерах молекул углеводородов. В нормальных условиях любой углеводород, молекула которого содержит от одного до четырех атомов углерода, существует в виде газа. Природный газ представляет собой смесь четырех «коротких» углеводородов. Газ с одним атомом углерода в молекуле называется метаном (СН₄), с двумя – этаном (С₂Н₆), с тремя – пропаном (С₃Н₈), с четырьмя – бутаном (С₄Н₁₀). Часто в состав природных газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S и редкие газы.
Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода - не имеет запаха.
Вследствие высокого давления в подземном коллекторе газ присутствует в виде раствора в сырой нефти. Приведенный к нормальным условиям объем природного газа, растворенного в одном кубометре пластовой нефти, называется газовым фактором пласта. В общем случае с увеличением глубины залегания коллектора газовый фактор повышается. Когда нефть поднимается по скважине к поверхности, давление уменьшается и растворенный газ выделяется из нефти.
Природные газы делятся на три группы:
- газы, добываемые из чисто газовых месторождений;
- газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;
- газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.
Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %.
Природный газ газового месторождения не соприкасается с нефтью и почти целиком состоит из метана. 

Попутный газ находится в контакте с нефтью, пребывая в виде газовой шапки и в виде раствора в нефти.
Состав газа некоторых месторождений углеводородов, %

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.
При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна — 82,1° С. Так же трудно переводится в жидкость этан.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы — сухие и жирные.
 Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.
Жирный газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике сухим считается такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60—70 г газового бензина. Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана. Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.
Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана.
Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.
Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость.
Вязкость природных газов зависит от их состава, температуры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость поразному: при низких давлениях с повышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются степенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)-10~⁵ Пас.
Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большое значение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа.

                                                  Свойства пластовых вод
Пластовые воды – подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В нефтегазопромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в продуктивном пласте. Они подразделяются на воды законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые.
 Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Воды нефтяных месторождений содержат в растворе различные соли, поэтому их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей.
Вязкость пластовой воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и содержание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не оказывают.
Электропроводность пластовых вод зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Поверхностное натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органические кислоты и основания.

Классификация пластовых вод
Воды
Условия залегания
Контурные или краевые
Залегают в пониженных частях нефтегазоносных пластов. Верхняя часть пласта насыщена нефтью (газом), а нижняя — краевой водой
Подошвенные
Обычно располагаются в приконтурной части пласта. Однако если контакт между нефтью (газом) находится выше подошвы пласта, подошвенная вода подстилает всю залежь
Промежуточные
В пластах и пропластках среди нефтегазоносных пластов
Верхние
Воды всех водоносных пластов, залегающих выше данного нефтегазоносного пласта
Нижние
Воды всех водоносных пластов, залегающих ниже данного нефтегазоносного пласта.
Тектонические
Воды, поступающие по дислокационным трещинам
При наличии нижних краевых вод положение водонефтяного контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефтеносности. В части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач рациональной разработки — обеспечение равномерного продвижения этих контуров.

Используемая литература:

1. АнтоноваЕ.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. «Основы нефтегазового дела»; -М., 2003г.
2. Вяхерев Р.И., Гриценко А.И., Подюк В.Г. «Российская газовая энциклопедия», -М, 2004г.

3.    Коршак А.А., Шаммазов А.М. «Основы нефтегазового дела»; - М., 2002г.

4. Середа Н.Г., Муравьев В.М. «Основы нефтегазового дела»; -М, 1980 г.