Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







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 аа 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 ЕЕ СВОЙСТВА

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:

[m] = Па-с (паскаль-секунда).

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 см3 испытуемой 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.

НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ И ИХ СВОЙСТВА

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 м3 которого 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;

pV = zmRT, (1.1)

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:

Vr = apVm, (1.2)

где Vr — объем растворенного газа, приведенный к атмосферно­му давлению, м3; а—-коэффициент растворимости, Па-1; р — аб­солютное давление газа, Па; Vж — 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.









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


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.