ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 26

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  24  25  26  27   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 26

 

 

Содержание углеродистого остатка в остатке от перегонки  -  15,6°о, в нефти  -

5,1%

Во   многих   нафтидах   присутствует   уран,   а   продукты   его   радиоактивного   распада

обнаруживаются   в  различных   природных   газах   и   буровых  водах.   Фактически   большинство

урановых   залежей   ассоциируется   с   наличием   углистого   материала   или   заключает   в   себе

некоторое количество его; вероятно, этот материал каким-то образом способствует осаждению

урана.   Как   уран   попадает   в   нафтиды,   пока   не   известно.   Он   может   транспортироваться

мигрирующими   нефтью   и   газами   или   попадать   в   них   из   радиоактивных   осадков;   он   мог

концентрироваться   растительным   веществом,   которое   впоследствии   послужило   исходным

материалом для образования углеводородов [67].

Большинство нефтей содержит хлористый натрий, концентрация которого измеряется в

фунтах на тысячу баррелей [68]. Когда содержание хлористого натрия в нефти превышает 15-

25 фунтов на 1000 баррелей, требуется ее обессоливание. Избыток соли (более 0,7 или 0, 8%)

действует подобно избытку серы, корродируя оборудование. Некоторое количество соли

 

Фиг.   5-24.   Кривые   индекса   корреляции   (ИК)   [«структурный   индекс»,   по

терминологии   О.А.   Радченко]   некоторых   типичных   нефтей   США   (Wenger,   Lanum,
Petrol. Engrs., p. A-69, Figs. 4, 5, 1952).

1 - Спиндлтоп, Техас (третичные отложения); 2 - Ист-Тексас - Килгор (мел); 3 -

Лейнс-Крик, Вайоминг (юра); 4 - Солт-Крик, Вайоминг (пенсильваний); 5 - Брадфорд,
Пенсильвания (девон).

присутствует в виде кристаллов в нефти, другая часть растворена в пластовой воде, которая

обычно извлекается вместе с нефтью, возможно частично в виде эмульсии.

Состав типичных пластовых углеводородных флюидов приведен в табл. 5-8.

Произведено   несколько   анализов   компонентного   состава   различных   нефтей.   Состав

одной из нефтей месторождения Брадфорд в Пенсильвании приведен в табл. 5-9. Это один из

подробнейших  опубликованных  анализов,  но  даже  в нем  более  58%  соединений  сведены  в

группы,   имеющие   высокий   молекулярный   вес;   они   включают   большинство   из   почти   не

ограниченного числа отдельных соединений, вероятно присутствующих в средней нефти.

Анализы нефтей обычно производятся по методу Гемпела, принятому Горным бюро

США   (табл.   5-10).   Этот   метод   заключается   в   перегонке   300   мл   нефти   в   определенных

тщательно   соблюдаемых   условиях.   Перегонка   (дистилляция)   начинается   при   атмосферном

давлении (760 мм ртутного столба) и температуре 25°С (77°F). Затем температура постепенно

повышается без изменения давления, и через интервалы в 25°С или 45°F отделяются десять

фракций, или погонов. После этого давление в дистилляционной установке снижается до 40  мм

ртутного столба, и перегонка продолжается до получения еще пяти фракций с интервалом в

25°С. Конечная температура перегонки достигает 300°С. В литературе можно найти большое

количество   анализов   нефтей   [69].   По   сравнению   с   технически   сложными   методами

хроматографического   и   инфракрасного   анализа,   проведение   которых   необходимо   для

определения товарных качеств нефтей с точки зрения возможных результатов их переработки,

широко   используемый   анализ   по   методу   Гемпела   является   более   простым   и   дешевым,

поскольку он характеризует нефть в целом. [Для лабораторий геологоразведочных организаций

коллективом авторов  -  научных сотрудников ВНИГРИ и ВНИГНИ  -  составлено специальное

«Руководство по анализу нефтей» («Недра», Л., 1966).]

Индекс   корреляции   (ИК)  [70].   Этот   индекс   является   удобным   способом

классификации   нефтей   по   качественному   признаку.   Он   представляет   собой   число,

которое   указывает   на   определенные   свойства   фракций,   получаемых   в   результате

перегонки нефти. Парафины характеризуются ИК, равным 0, а ИК бензола равен 100.

Чем   ниже   значение   ИК   анализируемой   фракции,   тем   выше   в   ней   концентрация

парафиновых   углеводородов;   чем   выше   значение   ИК,   тем   больше   содержание   во

фракции   нафтеновых   и   ароматических   углеводородов.   Кривая   ИК   может   быть

построена путем нанесения на диаграмму значений индекса корреляции для пятнадцати

анализируемых фракций (см. табл. 5-10). Одна из таких кривых может быть сравнена с

подобными   кривыми,   характеризующими   другие   нефти,   и   тогда   легко   представить

соотношение   между   нефтями   различного   типа   или   между   нефтями   различных

продуктивных   горизонтов.   Диаграмма,   состоящая   из   нескольких   кривых   индекса

корреляции некоторых нефтей США, приведена на фиг. 5-24. [В СССР впервые индекс

корреляции   нефтей  по  методу  Г.М.  Смита  был использован   Г.А. Амосовым (1951),

несколько изменившим формулу:

ИК = 474,5d²°

4

 + 49350/Т

абс

 - 456,8. 

Этот индекс впоследствии весьма широко был использован О.А. Радченко под

названием «структурного индекса». В ее монографии «Геохимические закономерности

размещения нефтеносных областей мира» («Недра», Л., 1965) приведены номограммы

Г.А. Амосова и таблицы для определения ИК (структурных индексов) в зависимости от

уд. веса фракций.

Физические свойства нефтей 

Наиболее   часто   определяемыми   физическими   свойствами   нефти   являются:

плотность,   объем,   вязкость,   показатель   преломления,   флуоресценция,   оптическая

активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки

и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение,

капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно рассматриваются в

гл. 10 при описании механики природного резервуара.

Плотность.   Плотность   вещества  -  это   вес   данного   объема   его,   например

кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства

является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный

вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и

дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления,

следует   указывать,   при   каких   значениях   этих   параметров   производилось   измерение

удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить

при температуре  60°F  и атмосферном давлении. Существуют  таблицы  для перевода

данных   измерений,   полученных   при   любой   другой   температуре,   к   стандартным

значениям.

Шкала   плотности   Американского   Нефтяного   Института   (API)   является

условной,   но   имеет   то   преимущество,   что   позволяет   упростить   конструкцию

ареометров,   поскольку   дает   возможность   придавать   их   стержню   линейную

градуировку.   Плотность   в   единицах   шкалы  API  не   имеет   прямых   соотношений   с

удельным   весом,   а   также   с   другими   физическими   свойствами,   связанными   с

последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах

API  соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта

шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

Шкале единиц плотности API соответствует европейская шкала плотности Боме.

Эти   две   условные   шкалы   плотности   увязываются   с   удельным   весом   согласно

следующим формулам:

Градусы API = (141,5/уд. вес при 60°F) - 131,5.

Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) - 130.

Перевод значений удельного веса в единицы плотности по шкалам Боме и API

показан в табл. 5-11. В табл. 5-12 приведены величины плотности некоторых нефтей из

различных районов земного шара. Влияние температуры на величину удельного веса

нефти показано в табл. 5-13.

Таблица 5-11

Сравнение шкал плотности

(линейная зависимость отсутствует)

Удельный вес при

60°F

Градусы Боме

Градусы API

1,0000 (чистая

вода)

10,0

10,0

0,9655

15,0

15,1

0,9333

20,0

20,1

0,9032

25,0

25,2

0,8750

30,0

30,2

0,8485

35,0

35,3

0,8235

40,0

40,3

0,8000

45,0

45,4

0,7778

50,0

50,4

Таблица 5-12 Плотности различных нефтей¹

Районы

Удельный вес 

(вода = 1,0)

Градусы API

Канада: Альберта

0,9792-0,7507

13,0-57,0

Индонезия и Новая Гвинея

0,9725-0,7507

14,0-57,0

Мексика: Тампико, Голден

Лейн, Пануко 

Поса-Рика

0,9861-0,9218

0,8762

12,0-22,0

30,0

Ближний Восток: Иран, Ирак,

Кувейт, Саудовская Аравия

0,8927-0,8109

27,0-43,0

Тринидад

0,9529-0,8203

17,0-41,0

США в целом

1,0217-0,7351

7,0-

Галф-Кост (главным образом

третичные соляные купола)

0,9402-0,7796

19,0-61,0

Калифорния (третичные

отложения) Мид-Континент

1,0217-0,7796

7,0-50,0

(главным образом

палеозойские отложения)

СССР: районы Грозного и

Баку

0,934-0,835

20,0-38,0

Венесуэла: восточная

западная

0,9529-0,8203

1,000-0,7507

17,0-41,0

10,0-57,0

¹О. and G. Journ., pp. 278-302, 1952; The Science of Petroleum, Oxford, Univ. Press,

London and New York, 2, pp. 840-930.

Табл.   5-14   отражает   изменение   удельного   веса   нефти   при   изменении   ее

температуры на 1°F.

Плотности двух нефтей могут значительно различаться, даже если эти нефти на

первый   взгляд   обладают   близким   родством.   Неодинаковыми   плотностями   могут

характеризоваться нефти, приуроченные к соседним резервуарам, которые находятся в

пределах   одного   месторождения   или   в   одной   и   той   же   геологической   обстановке.

Плотности могут быть различными у нефтей, залежи которых хотя и связаны с одним

Таблица 5-13 Влияние температуры на удельный вес нефти¹

Удельный
вес   при
60°F

Плотность при 60°F,
°АРI

Плотность при средних температурах

100°F

200°F

300°

F

уд. вес °АРI уд. вес °АРI уд. вес °АРI

1,0

10,0

0,98

12,9 0,96

15,9 0,92

22,3

0,9

25,7

0,88

29,3 0,85

35,0 0,82

41,0

0,8

45,4

0,78

49,9 0.74

59,8 0,69

73,6

0,7

70,6

0,67

69,0

¹Н.S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Yan Nostrand Co., New York, p. 66,

1945.

и тем же пластом-коллектором, но контролируются разными ловушками, и у нефтей,

заключенных   в   одном   и   том   же   резервуаре,   но   занимающих   в   нем   различное

структурное   положение.   Ниже   приводится   ряд   примеров   местного   изменения

плотности нефтей.

Таблица 5-14 Плотность нефти при различных температурах¹

Плотность при 60°F

Изменение плотности с

изменением температуры на 1°

удельный вес

°АР1

Удельный вес

0,90 
0,80 

25,7 
45,4

0,00036 
0,00039 

0,70

70,6

0,00049

¹Anderson, Ind. Chem., 12, p. 1011, 1920.

Удельный вес нефти из залежи, связанной с песчаником Тенслип на месторождении

Элк-Бейсин в Вайоминге, изменяется от 0,867 (31,8°API) в своде складки до 0,892 (27,1°API) в

основании   нефтяной   части   залежи   у   ее   края   [72].   Такая   разница   в   плотности   объясняется

преимущественно тем, что в верхней части залежи нефть содержит 460-490 куб. футов газа на 1

баррель, в то время как у ее подошвы количество растворенного газа в нефти падает до 134 куб.

футов на 1 баррель. Подобное соотношение выявлено на месторождении Рейнджли в Колорадо

[73],   где   удельный   вес   нефти   колеблется   от   0,849   (35,2°API)   в   своде   структуры   до   0,869

(31,3°API) в основании нефтяной части залежи у контура нефтеносности¹.

Нефти, залегающие в песчаниках Бартсвилл и Ред-Форк (пенси

льваний), северо-

восточная Оклахома, обычно становятся легче с возрастанием глубины [75]:

Глубина, футы

Плотность

°АРI

уд. вес

500-2000

30-35

0,88-0,85

2000-5000

35-40

0,85-0,82

5000-6000

40-45

82-0.80

¹Необычный пример представляет собой месторождение Хоукинс в северо-восточном

Техасе,   где   нефть   приурочена   к   песчанику   Вудбайн   (верхний   мел),   ибо  здесь  наблюдается
изменение ее плотности от 31°API (уд. вес 0,87) в кровле нефтяной части залежи до 16°API (уд.
вес   0,96)   в   основании   последней,   где   тяжелая   асфальтовая   нефть   в   нижних:  -  10   футах
интервала нефтеносности обладает столь высокой вязкостью, что не способна перемещаться
[74].

Нефти   из   третичных   отложений   провинции   Галф-Кост,   согласно   данным

многочисленных   замеров   их   плотности,   в   среднем   обнаруживают   следующие

изменения ее с глубиной [76]:

На месторождении Бурган в Кувейте, которое, вероятно, содержит нефти больше, чем

любое   другое   месторождение   на   земном   шаре,   продуктивными   являются   три   песчаных

горизонта среднемелового возраста, расположенные в нефтеносной части разреза мощностью

1100 футов. Каждый песчаный пласт отделен от других интервалами развития глинистых и

глинисто-песчаных пород, а в верхней части продуктивной толщи залегает пласт известняков с

орбитолинами,   являющийся   стратиграфическим   репером.   Плотность   товарной   нефти   в

поверхностных  условиях  составляет  в  среднем   31,8°API,   однако   в  пластовых   условиях   она

испытывает   значительные   изменения   в   зависимости   от   глубины   залегания   резервуара.

Плотность нефти в каждом из продуктивных песчаных горизонтов приблизительно постоянна

на одной и той же глубине относительно уровня моря, но уменьшается примерно на 1°API

через   каждые   200   футов   погружения.   Поверхность   водо-нефтяного   контакта   для   всех   трех

песчаников занимает примерно одинаковое гипсометрическое положение, т.е. является общей,

что   указывает   на   их   сообщаемость,   вероятно   благодаря   трещиноватости   пород   [77].

Уменьшение плотности нефтей (в градусах API) с глубиной находится в противоречии с общим

правилом, согласно которому более тяжелые нефти тяготеют к более высоко залегающим и

молодым   по   возрасту   слагающих   пород   природным   резервуарам.   Аналогичная   картина

наблюдается   во   многих   нефтяных   месторождениях   Апшеронского   полуострова,   СССР   [78].

Например,   неглубоко   залегающие   продуктивные   горизонты   месторождения   Сураханы

содержат свободные от асфальтов светло-желтые нефти с удельным весом 0,720 (65°API); на

глубине   700-900  м  в   нефтях   присутствует   7-8%   смолистых   веществ,   на   глубине   1450  м

количество последних возрастает до 12% , а в природных резервуарах, залегающих ниже 1800

м  нефти характеризуются 30%-ным содержанием смолистых веществ и имеют удельный вес

0,90   (25,7°API).   В   продуктивной   толще   (плиоцен)   месторождения   Биби-Эйбат   на   том   же

Апшеронском   полуострове   до   глубины   1800  м  насчитывается   17   нефтеносных   песчаных

горизонтов; приуроченная к ним нефть становится тяжелее с увеличением глубины залегания, а

именно удельный вес нефтей в более молодых пластах колеблется от 0,840 до 0,860 (37-33°

API), а нефти в песчаниках, залегающих ниже, имеют удельный вес от 0,900 до 0,907 (25,7-

24,5

Q

 API). Среди этих продуктивных горизонтов иногда встречаются водоносные песчаники.

По плотности нефти изменяются от нефтей, добываемых на месторождении Окснард в

округе Вентура, Калифорния, которые тяжелее воды (5-7°API), к нефтям с плотностью 10° API

на месторождении Боскан в западной Венесуэле, нефтям района Пануко в Мексике, плотность

которых 12°API, и до бесцветных дистиллятов и конденсатов с плотностью 57°  API  и выше.

Наиболее распространены нефти с плотностью от 27 до 35° API, составляющие основную часть

мировой нефтедобычи.

Объем (volume). [Имеется в виду изменение объема нефти при извлечении ее из

недр   на   дневную   поверхность;   кубический   метр   товарной   нефти   на   глубине   имеет

другой объем; именно этот объем и подразумевается; термин «volume» при таком его

понимании, конечно, требует поясняющих слов или особой приставки; можно было бы

говорить о «пластовом объеме», о «глубинном объеме» нефти или о «протообъеме» и т.

[1]. Нефть, заключенная в природном резервуаре, содержит растворенный газ, и объем

всего раствора зависит от  пластового газового фактора¹  и пластового давления. Газ,

который может быть растворен в нефти при повышении давления, увеличивает объем

раствора   до   момента   достижения   давления   насыщения   (точка   появления   первого

пузырька),   после   чего   при   дальнейшем   возрастании   давления   объем   раствора

уменьшается (фиг. 5-25). Так, 0,5-0,8 барреля

1

Пластовый   газовый   фактор,   обычно   называемый   просто   газовым   фактором,

соответствует   количеству   кубических   футов   газа,   приходящемуся   на   1   баррель   нефти   в
пластовых   условиях.   Поверхностный   газовый   фактор   (producing  gas-oil  ratio)  -  это   газовый
фактор извлеченной нефти, который обычно выше пластового.

Таблица 5-15

Приблизительный   объем   1   барреля   товарной   нефти   плотностью   36°   API   и

попутного газа в пластовых условиях при температуре 220°F, месторождение Кетлмен-
Хилс, Калифорния¹

Давление,
фунт/кв.
юйм

Приблизительная
глубина, футы

Приблизительный   объем  в  пластовых
условиях при трех значениях газового
фактора
1000
куб.фут/
баррель

2500 куб.фут /
баррель

5000   куб.
фут/баррель

500
1000
2000
3000

1100 
2200 
4400 
6600

6,90
3,50
2,00
1,60²

17,80
8,50
4,45
3,20

36,00
16,80
8,45
5,70

¹McAllister, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 142, p. 53, tabl III, 1941.
²Пример: 1 баррель нефти и 100 0 куб. футов газа по данным измерения в стандартных

условиях (температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв. дюйм) занимают объем 1,60 барреля в
пластовых условиях при давлении 3000 фунт/кв. дюйм или на глубине примерно 6600 футов
нише поверхности земли.

дегазированной   в   условиях   дневной   поверхности   нефти,   называемой   «товарной

нефтью»,   могут   соответствовать   1   баррелю   нефти   в   природном   резервуаре   при

давлении   насыщения¹.   В   табл.   5-15   сведены   соответствующие   данные   для   нефти

месторождения Кетлмен-Хилс в Калифорнии. С другой стороны,

Фиг. 5-25. Возрастание объема нефти по мере растворения в ней все большего

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  24  25  26  27   ..