ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 28

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  26  27  28  29   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 28

 

 

из месторождений Оклахомы (Nelson, О. and G. Journ., p. 70, 1946).

для   вытеснения   из   пласта   того   же   объема   нефти.   Изменение   вязкости   нефти   из

месторождения   Уэст-Эдмонд,   Оклахома,   и   величины   коэффициента   усадки   в

зависимости от изменений давления и содержания растворенного газа показано на фиг.

5-35.

Вязкость нефти находится в прямой зависимости и от изменения ее плотности,

которая в свою очередь связана с составом. Так, чем выше число атомов углерода в

молекуле того или иного гомолога какого-либо ряда углеводородов, тем больше его

вязкость,   а   также   и   плотность.   Некоторые   тяжелые   нефти   требуют   подогрева   при

перекачке   по   трубопроводам.   Сложная   зависимость   вязкости   различных   нефтей   из

месторождений Оклахомы от температуры и их плотности показана на фиг. 5-36

Измерения вязкости производятся с помощью вискозиметров. Разработано несколько

типов таких приборов. Каждый из наиболее распространенных в нефтяной промышленности

вискозиметров   -   систем   Сейболт-Юниверсл,   Сейболт-Фьюрел,   Редвуд   №   1,   Редвуд   №   2   и

системы   Энглера   -   градуируется   в  соответствии   со   своей   собственной   шкалой.   Измерения,

полученные   на   их   шкалах,   могут   быть   переведены   в   пуазы   и   стоксы¹   с   помощью

соответствующих   переводных   таблиц   (см.   Приложение)   [80].   В   США   обычно   применяется

универсальный   вискозиметр   Сейболта,   тогда   как   в   Европе   пользуются   близкими   к   нему

приборами Редвуда и Энглера. Измерения вязкости при помощи вискозиметров чисто условны,

показания   представляют   собой   число   секунд   (секунды   Сейболт-Юниверсл,   или   SU-сек),

необходимых для прохождения определенного количества нефти через специальную трубку

при  заданных  значениях  температуры  и  давления.   Желательно,   конечно,   получить  вязкость

нефти   в   пластовых   условиях   при   соответствующих   величинах   температуры   и   давления   и

различных содержаниях в нефти растворенного газа. Для этой цели предназначен специальный

шариковый   вискозиметр,   снабженный   стальным   шариком,   который   перекатывается   внутри

высверленного с большой точностью цилиндра, заполненного нефтью и установленного под

определенным   углом   к   направлению   течения.   Этот   прибор   герметически   изолируется   при

данных значениях температуры и давления, после чего с помощью электрического хронометра

засекается и градуируется в сантистоксах время, необходимое для прохождения шарика по всей

длине цилиндра.

Показатель преломления. Абсолютный показатель преломления (RI) вещества

представляет   собой   обратное   отношение   скорости   распространения   света   в   данном

веществе к его скорости в вакууме. Он может быть получен путем соответствующего

пересчета  показателя  преломления,  измеренного  в воздухе. Показатель  преломления

определяется как отношение синуса угла падения к синусу угла преломления света,

причем оба угла измеряются относительно нормали к поверхности раздела. Когда луч

света   переходит   из   менее   плотного   в   более   плотное   вещество,   он   благодаря

уменьшению скорости распространения отклоняется к нормали; попадая же из более

плотной   в   менее   плотную   среду,   он,   наоборот,   отклоняется   в   противоположную

сторону от нормали. Показатели преломления нефти колеблются в пределах от 1,39 до

1,49. Они легко определяются на рефрактометре Аббе. Измерения с помощью этого

прибора - быстрый и весьма точный метод определения типа нефти по мельчайшим ее

количествам, которые могут быть экстрагированы из образцов керна и обломков шлама

[83]. Показатель преломления широко используется также в нефтеперерабатывающей

промышленности для определения свойств продуктов фракционной перегонки нефти.

Поскольку   показатель   преломления   зависит   от   плотности   среды,   то   более

тяжелые   нефти   (обладающие   низкой   плотностью   в   единицах   API)   характеризуются

более   высокими   показателями   преломления.   В   табл.   5-17   показаны   некоторые

характерные соотношения между плотностью нефтей и их показателем преломления.

Изменения   показателя   преломления   в  зависимости   от   плотности   в   градусах   API   на

примере группы нефтей Венесуэлы показано на фиг. 5-37.

¹В   системе   GGS   за   единицу  вязкости   приняты   пуаз   и  сантипуаз,   равный   ¹/

100

  пуаза.

Флюид обладает вязкостью в 1 пуаз, когда тангенциальное усилие, равное 1  дин, заставляет
плоскую поверхность площадью 1  см², расположенную на расстоянип 1  см  от неподвижной
плоской   поверхности,   перемещаться   с   постоянной   скоростью   в   1  см/сек,   при   условии,   что
пространство между указанными поверхностями заполнено вязким флюидом (API Bull. 228,
1941). Воздух имеет вязкость 1,8×10

-4

, вода  -  1×10

-

², бензин  -  0,6×10

-

²  пуаз. Абсолютная, или

кинематическая, вязкость, представляющая собой отношение вязкости в пуазах к плотности
флюида,   выражается   в  стоксах  или  сантистоксах  и   используется   при   проведении   точных
технологических расчетов.

Таблица 5-17
Показатели преломления некоторых типичных нефтей¹

Плотность

Показатель

преломления (n20D)²

°АРI

уд. вес

6

1,029

1,566

22

0,918

1,509

44

0,802

1,448

58

0,742

1,417

72

0,691

1,390

¹A.L. Ward, S. S. Kurtz, Jr., W.H. Fu1wei1er, Determination of Density and Refractive Index

of Hydrocarbons and Petroleum Products, in The Science of Petroleum, Oxford Univ. Press, London
and New York, 2, p. 1147, tabl. IV, 1938.

²n  -  обычный   символ   показателя   преломления,   или   отношение   скорости   света   в

пространстве к его скорости в веществе; цифра 20 показывает температуру 20°С;  D означает,
что показатель преломления определен для линии натрия D.

Флуоресценция  [люминесценция].   Всем   нефтям   в   той   или   иной   мере

свойственна   флуоресценция,   называемая   еще   «bloom»   [в   дословном   переводе

«цветение»], причем наиболее интенсивно флуоресцируют ароматические нефти. Цвета

флуоресценции нефтей образуют непрерывный спектр от желтого к зеленому 

Фиг.   5-37.   Зависимость   показателя   преломления   нефтей   от   их   плотности   (в

градусах   API)   для   17   проб   нефтей   из   месторождений   Венесуэлы   и   некоторых
парафиновых углеводородов из легких нефтей (Неdberg, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol.,
21, p. 1473, Fig. 3, 1937). 

1 - декан; 2 - нонан; 3 - октан; 4 - гептан; 5 - гексан; 6 - пентан.

и   голубому.   Это   свойство   нефтей   используется   при   исследованиях   скважин   для

выявления   признаков   нефти   в   образцах   керна,   шламе   и   буровом   растворе   [84].

Интенсивность флуоресценции быстро снижается со временем, благодаря чему можно

легко отличить вновь поступившую в буровой раствор нефть от уже находящейся там

нефти. Флуоресценцию нефтей наблюдают в ультрафиолетовом свете; наиболее часто

используются волны длиной 2537 и 3650 А. Флуоресценция позволяет невооруженным

глазом   обнаружить   мельчайшие   следы   нефти,   например   одну   часть   нефти,

растворимую   в   100   000   частях   четыреххлористого   углерода,   а   с   помощью

калибрационных  фотографических  методов - одну часть  нефти  в сотнях  миллионов

частей   растворителя.   [В   СССР   широко   распространены   люминесцентные   методы

изучения   нефтей,   вообще   нафтидов   и   особенно   битумоидов,   экстрагируемых   из

органического вещества пород органическими растворителями. В 1966 г. коллективы

авторов   ВНИГРИ,   ВНИГНИ   и   МГУ   выпустили   в   свет   «Руководство   по   методике

люминесцентно-битуминологических  исследований» («Недра», Л., 1966), одобренное

Межведомственным   научным   советом   по   лабораторным   методам,   применяемым   в

нефтегазовой геологии. 

Оптическая   активность.   Большинство   нафтидов   обладает   оптической

активностью - способностью вращать плоскость поляризации света. Она измеряется с

помощью   поляризационного   микроскопа   в   градусах   на   миллиметр   и   в   среднем

колеблется в интервале от 0 до 1,2 градуса. Если плоскость поляризации вращается

вправо, то вещество называется правовращающим; если влево - то левовращающим.

Все нефти либо сами оптически активны, либо содержат оптически активные продукты

перегонки, особенно во фракции 250-300°С (при 12 мм рт. ст.). Фракции, кипящие при

температуре   ниже   200°С,   не   проявляют   оптической   активности   [85];   это   свойство,

очевидно, исчезает также и в высокотемпературных фракциях.

Предполагается,   что   способность   вращения   плоскости   поляризации   присуща

только  соединениям  органического  происхождения  и  обусловливается   присутствием

холестериноподобного   вещества.   Холестерин   (холестерол),   представляющий   собой

спирт,   формула   которого   С

26

Н

45

ОН,   содержится   в   веществах   растительного   и

животного   происхождения   и   входит   в   состав   свежего   молока,   особенно   молока

молодого поголовья крупного рогатого скота. Оптическая активность нафтидов обычно

служит показателем их образования из остатков растительных и животных организмов,

ибо. насколько это известно, оптически активные вещества не могут синтезироваться

неорганическим путем.

Цвет.   Цвет   нефтей   в   проходящем   свете   изменяется   от   светло-желтого   до

красного;   некоторые   очень   темные   или   черные   нефти   непрозрачны.   Чем   выше

удельный   вес   нефти   (ниже   плотность   в   единицах   API),   тем   она   темнее.   Причина,

обусловливающая окраску нефтей, не известна; однако предполагается, что она связана

с   соединениями   ароматического   ряда   углеводородов.   В   отраженном   свете   нефти   в

связи   с   флуоресценцией   имеют   обычно   зеленую   окраску.   Применяя   специальные

методы переработки, можно получить почти бесцветные масла. Цвет нафтидов обычно

определяется с помощью колориметра Сейболта.

Запах.   Приятный   (для   нефтепромышленников!)   бензиновый   запах   некоторых

нефтей, например таких, как пенсильванские, обусловлен содержанием в них легких

углеводородов - алканов и нафтенов. Некоторые нефти Индии, Калифорнии и СССР

отличаются   значительным   содержанием   ароматических   углеводородов,   также

придающих   нефтям   приятный   запах.   Ненасыщенные   углеводороды,   сернистые   и

некоторые азотистые соединения обычно являются причиной неприятного запаха. К

этим веществам относятся и содержащие серу меркаптаны; именно поэтому их часто

вводят в качестве добавки в газопроводы, по которым перекачивают природный газ для

промышленных целей, так как очень неприятный запах меркаптанов предупреждает об

утечке   газа   из   труб.   Запах   нефтей   обычно   ухудшает   также   присутствие   в   них

сероводорода. Нефти с сероводородным запахом, связанным, очевидно, с содержанием

H

2

S в попутном газе, характерны для некоторых залежей южного Техаса и Мексики.

Температуры   помутнения   и   застывания.   Большое   значение   имеет

определении   влияния   на   свойства   нефтей   низких   температур,   а   также   количества

содержащихся в них твердых парафинов. Небольшой стеклянный сосуд, заполненный

примерно 35 см³ нефти, с термометром, вставленным в верхнюю его часть, помещают в

морозильную   камеру   или   погружают   в   охлаждающую   смесь,   время   от   времени

извлекая   его   оттуда   и   опрокидывая.  Температурой,   или  точкой  помутнения,

называется   температура,   при   которой   в   нефти   появляются   первые   признаки

помутнения. Последнее обусловлено выпадением из раствора твердых парафинов; не

содержащие парафина нафтеновые

Таблица 

5-18 Физические свойства некоторых типичных нефтей

Месторождение, район,

продуктивный

горизонт

Плотность (средняя)

Вязкость,

SU-сек при

100°F

Температ

ура

застывани

я, °F

Литератур

ная ссылка

уд. вес

°АРI

Пауэлл, северо-

восточный Техас,

песчаник Вудбайн (мел)

37

42

1

Брадфорд,

Пенсильвания, песчаник

Брадфорд (девон)

0,801

45,2

38

Ниже 5

2

Оклахома-Сити,

Оклахома, песчаник

Симпсон (ордовик)

0,835

38

45

5

3

Рейнджли, Колорадо,

песчаник Уэбер

(пенсильваний)

0,85-0,87

31,3-35,2

45-53

Ниже 5

4

Родесса, Техас -

Луизиана, оолитовые

известняки (нижний мел)

0,812

42,8

39

Ниже 5

5

Киркук, Ирак,

известняки

0,844

36,1

350

Ниже 0

6

Асмари (олигоцен-

миоцен)

Абкайк, Саудовская

Аравия, пачка «D» зоны

Араб (юра)

0,84

37

40,2

-15

7

Лагунильяс, Венесуэла,

Ла-Роса (нижний

миоцен)

0,948

17,8

992

-20

8

Спринг-Крик, округ

Парк, Вайоминг,

известняки Мадисон

(миссисипий)

-

12,6

6000 (+)

30

9

1. A. J. Kraemer, G. Wade, Tabulated Analyses of Texas Crude Oils, Tech. Paper 607, U.S.

Bur. Mines, p. 19, № 48, 1939.

2. E. С Lane, E. L. Graton, RI 3385, U. S. Bur. Mines, p. 19, 1938.
3. H. B. Hill, E. L. Ramlio, С R. В о р p, Engineering Report on Oklahoma City Oil Field,

Oklahoma, RI 3330, U. S. Bur Mines, p. 207, tabl. 65, № 3, 1937.

4.  С.Q. Cupps, Ph. H. Lipstate, J. Fry, Variance in Characteristics of the Oil in the Weber

Sandstone Reservoir, Rangely Field, Colorado, RI 4761, U. S. Bur. Mines, pp. 60-68, 1951.

5. H. B. Hill, R. K. Guthrie, Engineering Study of the Rodessa Oil Field in Louisiana, Texas,

and Arkansas, RI 3715, U. S. Bur. Mines, p. 8, 1943.

6. «Crude Oils», in The Science of Petroleum, Oxford Univ. Press, London and New York, 5,

Part 1, p. 31, 1951.

7. Там же, стр. 23.
8. Там же, стр. 21.
9. W.J. Wenger, W. J. Lanum, Characteristics of Crude Oils from Big Horn Basin Fields.

Petrol. Eng., A-56, tabl. 6, 1953.

нефти   не   мутнеют.  Температура  застывания,   которая   на   2-5°   ниже   температуры

помутнения,   представляет   собой   температуру,   при   которой   нефть   перестает   быть

флюидом   и   утрачивает   способность   течь.   Температуры   застывания   некоторых

типичных нефтей приведены в табл. 5-18. Если температура застывания нефти выше

температуры земной поверхности, как это случается в зимние месяцы, а иногда и в

другое время, то при достижении поверхности земли нефть осаждает содержащийся в

ней парафин и лишается текучести, пока ее не подогреют. Добыча таких нефтей часто

связана   с   большими   материальными   расходами,   так   как   приходится   тратить   много

времени   и   усилий  на   поддержание   бесперебойной   работы   скважины.   Температуры

точки застывания нефтей изменяются от  -70°F  до +90°F  и выше. Необычная нефть,

характеризующаяся   плотностью   34°API  и   температурой   застывания   между   105°   и

110°F,   обнаружена   на   месторождении   Лирик,   центральная   Суматра.   Ее   точка

застывания   на   10°   выше   средней   атмосферной   температуры,   и   поэтому   требуется

устройство   специальных   трубопроводов,   снабженных   подогревом,   для

транспортировки этой нефти в морские порты [86].

Температуры   вспышки   и   воспламенения.  Температурой   (точкой)   вспышки

называется   температура,   при   которой   происходит   кратковременная   вспышка   паров,

поднимающихся   с   поверхности   подогреваемой   нефти,   при   соприкосновении   их   с

огнем. Когда нефть нагревается до более высокой температуры, она воспламеняется и

горит на поверхности устойчивым пламенем. Минимальная температура, при которой

происходит подобное воспламенение, известна как точка воспламенения. Определение

этих   точек   важно   для   принятия   мер   предосторожности   при   транспортировке   и

хранении   нефти,   газа   и   их   продуктов,   а   пределы   соответствующих   параметров

устанавливаются государственным законом.

Коэффициент расширения. Коэффициент расширения нефтей при увеличении

температуры гна 1°F  колеблется в пределах от 0,00036 до 0,00096; для большинства

нефтей   его   значения   изменяются   от   0,00040   до   0,00065.   Средний   коэффициент

расширения   нефтей   из   месторождений   Пенсильвании   равен   0,000840,   а   бакинским

нефтям   свойственна   средняя   величина   0,000817.   Более   тяжелые   нефти   (с   низкой

плотностью   в   градусах  API)   характеризуются   пониженным   коэффициентом

расширения,   более   легкие   нефти   (с   высоким   значением   плотности   в   градусах  API)

обладают соответственно повышенным коэффициентом расширения (см. также .табл.

5-16).

Теплотворная способность. Калория - это количество тепла, которое изменяет

температуру  1  г  воды  от  3,5°  до 4,5°С.  Эта  единица  иногда   называется   еще  малой

калорией,   а   1000   малых   калорий   составляют   одну   большую   калорию.   Количество

тепла, необходимое для того, чтобы  повысить температуру  1 фунта воды  на 1°F, и

равное   252   малым   калориям,   называется   британской   тепловой   единицей   (В.Т.U.).

Теплотворная способность нефтей уменьшается с увеличением их удельного веса (или

с уменьшением значений плотности в градусах API). В общем виде зависимость между

плотностью и теплотворной способностью нефтей показана в табл. 5-19. Теплотворная

способность   1   фунта   нефти   составляет   около   18 300-19 500   британских   тепловых

единиц,   в   то   время   как   сгорание   1   фунта   битуминозных   углей   дает   10 200-14 600

британских тепловых единиц.

Таблица 5-19

Зависимость между плотностью и теплотворной способностью нефтей¹

Плотность

Теплотворная способность, кал/г

уд. вес

°API

0,70-0,75

70,6-57,2

11700-11350

0,75-0,80

57,2-45,4

11350-11100

0,80-0,85

45,4-35,0

11100-10875

0,85-0,90

35,0-25,7

10875-10675

0,90-0,95

25,7-17,5

10 675-10 500

¹Sherman, Kropff, Journ. Am. Chem. Soc., 30 MS 2, p. J 630, 1908; H. S. Bell,

American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Van Nostrand Co., New York, p. 45, 1945.

Природный газ

Природный   газ,   содержащийся   в   природных   резервуарах,   состоит   из

низкокипящих углеводородных газов; он встречается как в незначительном количестве

в растворенном в нефтях состоянии, так и в виде скоплений, занимающих большой

объем   в   резервуаре.   Кроме   углеводородов,   в   состав   природных   газов   в   качестве

примесей  входят  сероводород, азот  и углекислота.  Ни один  из этих газов не имеет

большого промышленного значения, и только гелий, содержание которого достигает

иногда 8 % общего количества присутствующих в природном резервуаре газов, может

представлять определенный промышленный интерес.

Природный   газ   можно   классифицировать   как  попутный  (associated),   если   он

встречается   совместно   с   нефтью,   и   как   самостоятельный,  не   связанный  с   нефтью

(nonassociated), когда он залегает отдельно от нее, образуя чисто газовые залежи. В

нефтегазовых   резервуарах   природный   газ   может   быть   обнаружен   в  свободном

состоянии в виде газа, растворенного в нефти или воде, а также в виде сжиженного

газа.

Свободный   газ.  Свободный   газ   занимает   наиболее   приподнятую   часть

природного резервуара и может подпираться либо нефтью (попутный газ), либо водой

(самостоятельный газ)

1

.

Газ, растворенный в нефти. Когда нефть и газ находятся в тесном контакте, газ

в том или ином количестве растворяется в нефти. Объем растворенного газа зависит от

свойств самого газа и свойств нефти, а также от давления и температуры в природном

резервуаре.   За   некоторыми   исключениями,   почти   во   всех   нефтяных   залежах

содержится   растворенный   газ,   количество   которого   колеблется   от   нескольких

кубических футов до нескольких тысяч кубических футов на 1 баррель нефти. Если

объем растворенного газа невелик, при отборе нефти из залежи его просто выпускают в

воздух.   В   случае   довольно   значительного   содержания   в   нефти   растворенного   газа

обычно производится их разделение с последующим сжиганием газа в факелах, чтобы

предотвратить скопление последнего в опасных концентрациях в понижениях рельефа

земной поверхности. Когда же газа еще больше, он собирается в емкости и поступает в

продажу   или   используется   в   качестве   источника   энергии   на   промыслах,   или   же

подвергается обратной закачке в природный резервуар.

Залежи,   в   которых   весь   газ   растворен   в   нефти,   называются  недонасыщенными  в

отличие от насыщенных залежей, в которых избыточный газ образует газовую шапку.

Величина температуры и давления, при которой газ начинает выделяться из нефтяного

раствора, называется точкой «кипения» (bubble  point). Поскольку в процессе добычи

температура в природном резервуаре остается более или менее постоянной, в то время

как пластовое давление изменяется, то давление, при котором начинают выделяться

пузырьки   газа,   часто   именуется   еще  давлением   насыщения  (или,   что   то   же   самое,

упругостью,   или   давлением,   паров).   Если   давление   насыщения   равно   по   величине

пластовому, то нефть, находясь в залежи, содержит в себе весь присутствующий газ,

удерживая   его   в   растворенном   состоянии   без   какого-либо   образования   пузырьков.

Когда   же   пластовое   давление   превышает   давление   насыщения,   нефть   способна

растворить   газа   гораздо   больше,   чем   его   имеется   в   действительности.   Давление

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  26  27  28  29   ..