Горные породы и нефть

Другое основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие  давления, повышенные температуры, наличие  растворенного газа в нефти и  др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание  в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В  пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть  сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  b_н колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа^-1, коэффициент b_н определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного  газа в пластовой нефти, она увеличивается  в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Q = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Важной характеристикой  нефти в пластовых условиях являетсягазосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Хар-ка газа

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности  газа при атмосферном давлении  (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = aP^b ,

где S – объем газа,  растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью,a - коэффициент растворимости газа в жидкости , характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;   b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.   

Коэффициент растворимости a для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5¸11 м³/м³на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8¸0,95. 

На многих месторождениях природный  газ первоначально существует в  растворенном состоянии в нефти  и выделяется из раствора только при  снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость  газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1⁰С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м³ и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой  газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее  критической температуре, называетсякритическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана » 4,7 МПа, а критическая температура - 82,5⁰С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны  в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения  при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%.  Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

4. классификация  нефтей по плотности

Основные параметры качества нефти  — это плотность и содержание серы. Специалисты выделяют легкие, средние и тяжелые сорта. Первые, как правило, считаются более  ценными, потому что из них можно  получить больше нефтепродуктов, в  частности бензина. Обилие сортов черного золота побудило специалистов выделить эталонные сорта нефти, чтобы удобнее было анализировать динамику цен этот продукт.  
 
Классификация нефти по плотности

 
  
 
Классификация нефти по содержанию серы 

 
 

 

 

Эра легкой нефти (как по плотности, так и по легкости ее извлечения из недр) подходит к концу. Наступает эра тяжелой нефти.

По оценкам ученых легкая нефть  кончится уже в первой половине этого века. В странах, не входящих в ОПЕК, она кончится еще раньше - через 20-25 лет. Но в целом нефтяные запасы еще далеки от истощения. В недрах есть огромные запасы тяжелой или, как ее еще называют, битумной нефти. Нефти, которую до недавнего времени даже не пытались добывать. За исключением разве что единичных экспериментальных попыток.

Таких как, например, нефтяная шахта  в Республике Коми, где нефть добывают шахтным способом с глубины 220 м. Или экспериментальная добыча тяжелой  нефти, уходящими под землю под углом 45° скважинами в Татарстане. Где одни скважины нагнетают в нефтенасыщенный пласт пар температурой 200°C, другие, расположенные в пласте ниже, откачивают разогретую таким образом нефть на поверхность.

Весьма интересный и познавательный фильм Сергея Брилева Тяжелая нефть освещает современное состояние нефтедобычи в России. Тенденции нефтяной отрасли. Что происходит в нефтедобывающей отрасли сейчас и что нас ждет впереди. Очень рекомендую посмотреть. 

 

 

5.вязкость и плотность нефти

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные. 

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. 

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.  Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м² поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и  в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для  удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 20⁰С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется  также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20⁰С. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50⁰С 1,2 ¸ 55·10^-6м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

 

6. теории  происхождения нефти

Один из наиболее сложных вопросов науки - из чего, где и как

образовалась нефть. Создано более  тридцати гипотез, с помощью которых

пытались объяснить происхождение  нефти. В настоящее время признаются две

гипотезы: теория органического (биогенного) и теория неорганического

абиогенного) происхождения нефти.

Неорганическая теория впервые выдвинута в 1877г Д. И. Менделеевым.

Он сделал предположение, что нефть  образовалась там, где по трещинам

земной коры вода могла проникнуть глубоко в земные недра, где должно быть

много железа с небольшим количеством  углерода. И если к раскаленному

углеродистому железу (карбиду железа) получила доступ соленая морская  вода,

при воздействии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в

условиях высоких температур и  давлений могут образоваться углеводороды,

которые по трещинам Земли проникали  в верхние слои и скапливались в виде

залежей нефти. Эту теорию назвали  «карбидной теорией». Возможность

образования таким путем углеводородов подтверждена экспериментально.

одно из главных возражений заключается  в том, что в глубочайших

недрах Земли нет условий  для движения воды, необходимой для  соединения

углеродом. Нет также доказательств, что железо в центре Земли

углеродистое.

В науке известна «космическая гипотеза», высказанная русским

геологом Н. А. Соколовым, которая  базируется на теории происхождения

Земли. Учитывая факты нахождения битумов в метеоритах и наличие

углеводородов в хвостах некоторых  комет, сделано заключение, что

углеводороды находились в газовой  оболочке Земли в фазе ее звездного

состояния. По мере остывания Земли, углеводороды поглощались

расплавленной магмой. Впоследствии, когда образовалась земная кора,

углеводороды в газообразном состоянии  проникали в верхние части земной

по ее трещинам, конденсировались и образовывали нефтяные залежи.

Теорию возникновения промышленных месторождений нефти за счет

выделения углеводородов из медленно остывающей магмы развил в наши

В. Д. Кудрявцев – «магматическая»  гипотеза образования нефти. Эта

гипотеза предполагает, что на больших  глубинах, где очень высокие

температуры, углерод и водород  образуют углеводородные радикалы СН,

СН 3, которые по глубинным разломам поднимаются вверх. Из-за

уменьшения температуры и давления в верхних слоях Земли эти

радикалы соединяются между  собой и водородом, в результате чего

образуются нефтяные углеводороды. В настоящее время выявлены

многочисленные залежи нефти связанные  с изверженными породами,

расположенными ниже осадочных  пород.

Идею об органическом происхождении нефти высказал М. В. Ломоносов.

объяснял происхождение нефти  разложением в недрах земли без  доступа