ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а также изгибались в складки различной формы (рис. 1.1, 1.2 и 1.3).

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются а н т и- к л и н а л я м и (рис. 1.1), а складки, направленные выпуклостью вниз, — синклиналями (рис. 1.2).

Самая высокая точка антиклинали называется ее верши-ной, а центральная часть — сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных (газовых) залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, так как они занимают¹ нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если она встречается, заполняет поры пород антиклиналей. Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали.

Тип залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону называется моноклиналью (рис. 1.3).

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают раз-

рыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структры: сбросы, взбросы, надвиги, грабены, горсты.

Сброс — смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или крутонаклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называется амплитудой сброса. На рис. 1.4 правая от плоскости а — а часть пластов осталась на месте, а левая сместилась на амплитуду сброса в. Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

Надвиг — разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

Грабен — опущенный по разломам участок Земной коры.

Горст — приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли — в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других, наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

Известно множество соединений углерода и водорода, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода

и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие — в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11— 14% водорода (Н) и 0,4—1% примесей — соединений, содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных условиях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Пары нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40— 200 °С, бензиновые, 150—300 °С —керосиновые, 300—400 °С-соляровые, при 400 °С и выше — масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые — содержание смол не более 18%; смолистые — содержание смол от 18 до 35%; в ы с о к о с м о-л и с т ы е — содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: б ее п а р а ф и н исты е — содержание парафина до 1%; слабопарафинистые — содержание парафина от 1 до 2%; парафинистые — содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и пара-финистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки. По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые — содержание серы до 0,5%; сернистые — содержание серы от 0,5 до 2,0%; в ы с о к о с е р н и с т ы е — содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического оборудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти,— в яз кость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при движении к о т оро и в озни к ает сила внутреннего тренияв 1 Н (Ньютон) на площади 1 м² междуслоям и, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей — мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа-с.

Вязкость нефтей, добываемых в СССР, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа-с (0,1—0,2 Па-с) и более.

Кинематическая вязкость—отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м²/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУг, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см³испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см³ воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой Другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило,

всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов — метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содержится от 40 до 95 %.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана СН₄ и этана C₂H₆ (относительная плотность— 1,038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан — С₃Н₈ (1,522) и бутан — С₄Н₁₀ (2,006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м³которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.. Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами определяются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от состояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным считается газ, молекулы которого не взаимодействуют друг с другом, в то время как в действительности молекулы реальных газов взаимодействуют между собой под влиянием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа

сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокращаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных газов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости — отношением объема реального газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.

Приведем уравнение Клайперона, называемое уравнением состояния реального газа;

где р —давление, Па; V — объем газа, м³; т — масса газа, кг; R — газовая постоянная, Дж/(кг-°С); Т — абсолютная температура, °С; z — коэффициент сверхсжимаемости (обычно определяется по экспериментальным графикам).

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:

где V_r — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м³; а —-коэффициент растворимости, Па^-1; р — абсолютное давление газа, Па; V_ж — объем жидкости, в которой растворен газ, м³.

Как следует из формулы (1.2) коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4-10~⁵ до 1*10^-5Па^-1.

Со снижением давления до определенного значения начинает выделяться растворенный в нефти газ.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения дав-

ления, 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, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление — это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана 4,7 МПа, а критическая температура минус 82,5 °С.

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: