Введение

Данная курсовая работа представляет собой краткое обобщение и анализ современных знаний по теме «Нефть в пластовых условиях».

Основная цель работы – описать условия залегания и свойства нефти в пластовых условиях.

При написании работы использован материал из следующих изданий:

Искендеров М.А. «Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений» (1955), Жданов М.А. «Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» (1981) и др.

Основная часть работы состоит из разделов: условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях; физические свойства нефти; свойства нефти в пластовых условиях; нефтенасыщенность пласта. В основной части использовано 4 рисунка.

Объём курсовой работы 26 страниц. В конце приведено графическое приложение в формате А3 «Геоизотермы западной части Ново-Грозненского месторождения».

1. Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях

В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной (первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной (вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта (образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды (так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах.

Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает их свойства в пластовых условиях от свойств на поверхности земли.

Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Поэтому возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры.

Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.

Изучение указанных выше данных позволяет выяснить физические явления, происходящие в недрах, оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному извлечению из недр нефти и газа.

При изучении физических свойств пластовых жидкостей и газов следует иметь в виду также и то, что движение их в пористой среде при эксплуатации происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Из-за сложности состава природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

Для исследования физических свойств природных жидкостей и газов в первую очередь необходимо установить состояние и характер изменения простых однокомпонентных систем. Однокомпонентные углеводороды в чистом виде не существуют в природе и могут быть получены только после тщательной переработки углеводородных систем. Однако ввиду того, что физические свойства однокомпонентных углеводородов и характер их изменения в зависимости от давления и температуры качественно такие же, как и более сложных систем, для их изучения можно пользоваться основными определениями и принципами термодинамики и физической химии, относящимися к индивидуальным углеводородам.

Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными и гетерогенными.

В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.

Гетерогенные системы состоят из фаз, каждая из которых представляет собой определенную часть системы, являющуюся гомогенной и физически отделенной от других фаз отчетливыми границами (например, гетерогенная система: лед, вода и водяной пар).

В нефтегазовом пласте существует также гетерогенная система: газ, нефть, вода. Поэтому кроме свойств углеводородов необходимо изучение также свойств воды, которая занимает часть объема пласта, создает энергию для добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом.

Ниже будут рассмотрены лишь основные свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, которые необходимо знать при проектировании, анализе разработки нефтяных залежей, а также при подсчете запасов нефти.

2. Физические свойства нефти

Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.

По физическому состоянию углеводороды от СН4 до С4Н10 – газы, от С5Н12 до C16H34 – жидкости и от C17H36 до С35Н72 – твердые, называемые парафинами.

Углеводороды метанового ряда (СпН2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.

Углеводороды нафтенового ряда (CnH2n) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т.п.

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.

Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °С – бензин первого сорта, до 110 °С – бензин специальный, до 135 °С – бензин второго сорта, до 265 °С – керосин (сорт «метеор»), до 270 °С – керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400–420 °С отбирают масляные фракции.

По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15–25%, в нефтях девонских отложений – 25–30%.

Качество нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т.п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти – парафина не более 1%, слабопарафинистые-1–2% и парафинистые – более 2%. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20–28%), Западной Украины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4–5%), Сураханского (2–4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.

Сера в нефтях встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфиды, меркаптаны и др.); общее ее содержание достигает 1 и иногда 4,5%. Различают малосернистые нефти – серы не более 0,5% и сернистые – более 0,5%. Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирии и Татарстане, южной части Пермской и Куйбышевской областей. В нефтях Ишимбайского, Туймазинского, Бугурусланского, Ромашкинского и Ставропольского месторождений она составляет от 1,5 до 3%. В нефтях месторождений, расположенных севернее и южнее Татарии и Башкирии, количество серы заметно меньше (0,6–0,9%), и совсем мало ее содержится в нефтях Саратовской и Волгоградской областей (0,3–0,4%). Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири.