Основные положения о нефти

Нефть характеризуется основными физическими и химическими параметрами, определяющими её стоимость добычи и цену продажи (товарные качества). Среди физических параметров важнейшими являются плотность и вязкость, которые определяются химическим составом нефти.

Плотность нефти принято измерять в г/см3 (согласно СИ) и в градусах API. API – American Petroleum Institute, Американский институт, установивший международный стандарт измерения плотности нефти. Пересчёт осуществляется по формуле: плотность в градусах API (при T = 60 ºF) = (141.5/S.G.) - 131.5, где SG (Specific gravity) – удельный вес (плотность в г/см3).

Вязкость(динамическая) нефти измеряется в сП (1 сантипуаз = 0,01 пуаза или 1 мПа·с; динамическая вязкость воды при 20 ºС равна 1 сП). По химическому составу нефть представляет собой смесь различных углеводородов, сернистых, кислородных и азотистых соединений. Повышенные содержания смол и асфальтенов в составе нефти приводят к увеличению плотности и уменьшению вязкости нефти.

По плотности и вязкости нефти могут быть классифицированы следующим образом:

  • Тяжелая нефть - нефть, имеющая плотность при 15 ºC > 0,993 г/см3 или плотность в градусах API < 20.
  • Сверхтяжелая нефть - нефть, имеющая плотность менее 10 ºAPI.
  • Нефтеносные (битуминозные) пески - битум и тяжелая нефть, образовавшаяся в ловушках пластов терригенных пород (применительно к Канаде)
  • Битум - нефть, не способная к текучести в пластовых условиях (при температуре и давлении пласта) плотность в градусах API <10 (плот.> 1,0 г/см3) и вязкость >10 000 сантипуазов.

Тяжёлые нефти

Ключевая проблема, связанная с добычей тяжёлой нефти заключается в низкой текучести тяжёлой нефти (в связи с высокой вязкостью), что значительно уменьшает возможность извлечения нефти из пласта-коллектора. Методы решения этой проблемы различны, но одним из принципиальных физических механизмов является нагрев тяжёлой нефти, так как вязкость является функцией температуры – чем выше температура, тем ниже вязкость. Причём, изменение вязкости нефти с изменением температуры носит обратимый характер.

Парафинистые нефти

Все нефти имеют в своём составе некоторое количество парафинов, содержание которых колеблется от 0,2 до 30% массы и более. Нефть как сырьё для получения топлива и масел по содержанию парафинов подразделяется на 3 вида: малопарафинистые (до 1,5% парафинов), парафинистые (от 1,5 до 6,0%) и высокопарафинистые (свыше 6,0%). Парафины ограниченно растворимы в нефти. На их растворимость больше всего влияет температура, с ростом которой возрастает растворимость. Поэтому, одним из основных принципиальных методов борьбы с осаждением парафинов является нагрев нефти.

Некоторые сведения из нефтяной геологии

Температура земных недр увеличивается с глубиной. Температурные градиенты разнятся, но в среднем можно принимать ~30 °C на 1 км. Большинство залежей лёгкой нефти находятся на глубинах 2-4 км и имеют высокие пластовые температуры. Рассматриваемые в данной работе пояса тяжёлой нефти (нефтеносные пески Атабаска в Канаде, битуминозный пояс Ориноко в Венесуэле) образовались в связи с выходом в приповерхностные условия больших объёмов нефти, из состава которых вышла часть «летучих» компонентов (ароматических соединений) и стали преобладать тяжёлые – смолы и асфальтены. Глубины залегания этих залежей менее 1 км и пластовые температуры не высоки.

Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода).

Проницаемость – свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром. Размерность коэффициентов проницаемости[k] = м2, мкм2, Д, мД; 1 мкм2 = 10–12 м2 ~ 1 Д =10–3 мД.

Горное давление определяется формулой σг=ρгgH;

Пластовое, поровое давление определится соотношением p0=ρвgH;

Где ρв – плотность воды, g – ускорение свободного падения. Эффективное давление пласта определяется соотношением σэф= σг - p0;

Пусть H=2500м , g=9,8м/с2, ρг =2400кг/м3 , ρв =1000кг/м3. Значения горного, пластового и эффективного давлений будут равны: σг = 58,8МПа, p0 = 24,5 МПа, σэф = 33,3МПа.

Нефтеотдача характеризуется коэффициентами извлечения нефти (КИН).

Парогенераторы производства UNISTEAM™ - надежное и выносливое оборудование для добычи и переработки тяжелой нефти.