НЕФТЬ И ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЬ

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных со­четаниях и определяющих ее физические и химические свойства.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) ме­тановые (парафиновые) с общей формулой СяН2я+2; 2) нафтеновые с общей формулой С„Н; 3) ароматические с общей формулой

СпН-в- /

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда — метан СН4, этан С2Нв, пропан С3Н8 и бутан С4Ню — при атмосферном давлении и нормаль­ной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Пентан С8Н12,\гексан СвН14 и гептан С7Н при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообраз­ного состояния в жидкое и обратно.

Углеводороды от С8Н18 до С17Нзв — жидкие вещества.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и цере­зины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Содержание углерода в нефти составляет 82—87% по весу и во­дорода 11—14%. Кроме углерода и водорода, в нефти и газе содер­жатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах, в виде сле­дов, другие химические элементы. В газе содержание азота иногда достигает значительных величин — до 40% и более от общего веса газа.

Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их каче­ственная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее коли­чество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти

ч И

В, М-МУРАВЬЕ В

большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

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

По содержанию смолистых веществ в мазуте, полученном после отбора из нефти светлых фракций при температуре до 300° С, нефти классифицируются на малосмолистые — при содержании смол не более 8%, смолистые — при содержании смол от 8 до 25%, высоко­смолистые — при содержании смол свыше 25%.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: беспарафинистые — с содержанием парафина до 1 %, слабопарафи-шгстые — с содержанием парафина от 1 до 2%; парафинистые — с содержанием парафина свыше 2%.

По содержанию серы нефти классифицируются на малосерни­стые— с содержанием серы до 0,5%, сернистые — с содержанием серы от 0,5 до 1,9%, высокосернистые — с содержанием серы свыше 1,9%.

Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным по­казателям — содержанию светлых бензиновых, керосиновых и мас­ляных фракций.

Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.

Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (СБН1а) точка кипения равна 36° С, у гексана (С6Н14) — 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выки­пают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повыше­нии температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые угле­водороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосино­вые, затем соляровые и т. д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипаю­щих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.

Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и на­грева до 300—350° С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.

Принято считать, что фракции нефти, кипящие в интервале тем­ператур от 40 до 200° С, являются бензиновыми, от 150 до 300° С — керосиновыми, от 300 до 400° С — соляровыми, от 400° С и выше — масляными.

В СССР встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района от­личаются относительно небольшим содержанием серы.

Наибольшим разнообразием состава и физических свойств об­ладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными неф-тями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоя­щими практически из одних только бензиновых и керосиновых фрак­ций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содер­жатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют пара­фины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к мало-сернистым.

Одним из основных показателей товарного качества нефти/яв­ляется ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3.

В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность, нефтей обычно измеряют специальными ареометрами. Ареометр представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещается ртутный термометр. Вслед­ствие значительного веса ртути ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В верхней узкой части арео­метр имеет шкалу для замера плотности, а в нижней части — шкалу температур.

Для определения плотности нефти ареометр опускают в сосуд с этой нефтью и по верхнему краю образовавшегося мениска отсчи­тывают величину ее плотности.

Чтобы полученный замер плотности нефти при данной темпера­туре привести к стандартным условиям, т. е. к температуре 20° С, необходимо ввести температурную поправку, которая учитывается следующей формулой:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

где р20 — искомая плотность при 20° С; р/ — плотность при тем­пературе измерения I; а — коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц; она

колеблется в зависимости от качества нефтей от 0,0008 до 0,0006 кг/(град-м3).

В лабораториях для более точного определения плотности нефти пользуются весами Вестфаля и пикнометром.

Важнейшим физическим свойством любой жидкости, в том числе и нефти, является вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

При ламинарном движении жидкости (т. е. спокойным потоком, без завихрений) по трубе скорость отдельных слоев жидкости нео­динакова и изменяется от нуля у стенки трубы до максимальной величины у осевой линии по параболической кривой (рис. 1). Та­ким образом, движение жидкости происходит как бы отдельными слоями, движущимися с различной скоростью. Поэтому, если пред­ставить себе два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то вследствие разности скоростей их движения между ними будет

n

происходить еще и относительное движение, что и вызывает возник-новение сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидко-стей. Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо приложить к нему некоторую силу

Рис. 1. Схема ламинарного движе- Р- Установлено, что сила Р прямо
ния жидкости. пропорциональна поверхности со-

прикосновения двух слоев, их от-

носительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями. Это соотношение может быть выражено формулой

(2)

где у — коэффициент вязкости; А у — приращение скорости движе­ния первого слоя относительно второго; Д5 — расстояние между слоями; Р — поверхность соприкосновения двух слоев. Из формулы (2) коэффициент вязкости равен

(3)

Р АЗ Р Дг?

пользуются внесистемными меньшими единицами вязкости — пуаз, сантипуаз:

1 пз = 0,Ш-с/м2 = 0,1 Па-с

1 спз = 10-3 Н • с/м2 = 10-3 Па • с.

Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз или 1 спз.

Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и темпера­туры может изменяться от 1 спз до нескольких десятков сантипуа-зов. У отдельных нефтей вязкость достигает 100 и даже 200 спз (0,1—0,2 Па-с).

Для технических целей часто пользуются также понятием кине­матической вязкости v, за которую принимают отношение динами­ческой вязкости ц к плотности р, т. е.

В Международной системе (СИ) единицей кинематической вяз­кости служит 1 м2/с. На практике часто пользуются внесистемной единицей кинематической вязкости, называемой стоксом (1 ст = = 10-* м2/с).

Для измерения динамической и кинематической вязкости обычно пользуются стандартными капиллярными вискозиметрами.

Иногда для оценки качеств нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения ведут обычно путем сравне­ния времени истечения из отверстия равных объемов исследуемой жидкости и воды при 20° С. Для этой цели пользуются вискозиме­трами Энглера. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ,, где индекс ^ указывает температуру опыта.

За число градусов условной вязкости при данной температуре I принимается отношение времени истечения из вискозиметра Энг­лера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20° С.

Связь между кинематической и условной вязкостью определяется приближенно следующей формулой:

Ю-4,
(5)

v = (0,0731° ВУ--5Ц

Подставляя вместо приведенных в формуле (3) величин их еди­ницы измерения — единицу силы 1 Н, единицу площади 1 м2, еди­ницу расстояния 1 м и единицу скорости 1 м/с, получим размер единицы вязкости (динамической вязкости):

[(Ш): (1м')]. [(1м): (1м/с)],

а сама единица будет равна 1 Н • с/м2, или Па • с (паскаль X секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно

намного ниже 1 Па • с, и поэтому в промысловой практике часто

где v — кинематическая вязкость, м2/с.

Зная плотность жидкости, можно от условной вязкости перейти к динамической вязкости.

При повышении температуры вязкость любой жидкости, как правило, резко уменьшается. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают для снижения вязкости.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Отсюда и вязкость нефти в нефтяных пла­стах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти

это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем с меньшим расходом энергии связана добыча каждой тонны нефти.

Особенное значение в деле добычи, транспортировки и хранения нефти имеет ее испаряемость. Испарением называется переход жид­костей у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую. Этот переход может происходить при любой температуре. Если хранить нефть в открытом резервуаре, то неизбежно будет происходить испарение ее. Нефть будет терять наиболее легкие фракции и тем в больших количествах, чем выше температура окру­жающей среды.

Во избежание потерь легких фракций нефти при добыче, транспор­тировке и хранении весь путь ее от скважины до нефтеперерабаты­вающего завода должен быть герметизирован, т. е. нефть не должна иметь соприкосновения с наружным воздухом.

НЕФТЯНОЙ ГАЗ

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей хи­мической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, яв­ляются смесью различных углеводородов — метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто в состав газов наряду с углеводородами вхо­дят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, получаемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и больше по отношению ко всему количеству газа. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга своими физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физиче­ских свойствах самого нефтяного газа.

Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания.

При нормальных условиях (т. е. при давлении 0,1 МПа и тем­пературе 0° С) метан л этан всегда находятся в газообразном состоя­нии. Пропан и бутан хотя и относятся к газам, но очень легко пере­ходят в жидкость даже при очень малых давлениях. :а Вообще давление, необходимое для перевода того или иного углеводорода в жидкость, т. е. упругость паров данного углеводо­рода, повышается с ростом температуры и при данной температуре тем больше, чем ниже плотность углеводорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна минус 82,1° С. Так же трудно пере­водится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие газы и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ отно-

сится к газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины.

На практике принято считать сухим газом такой, который в 1 м3 •содержит меньше 60 г газового бензина, а жирным — газ, содержа­щий в 1 м3 более 60 — 70 г бензина.

Жирные газы добываются в основном с легкими нефтями. С тя­
желыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ,
состоящий главным образом из метана. /

Первичная характеристика газа определяется по его плотности. Плотностью газа называется его масса, заключенная в 1 м3 при 0° С и атмосферном давлении.

На практике обычно пользуются понятием «относительная плот­ность» газов. Относительной плотностью газа называется отношение массы определенного объема газа к массе такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительная плотность углеводородных газов колеблется в широких пределах — от 0,554 у метана до 2 у бутана.

Плотность газов измеряют специальными газовыми пикномет­рами или же эффузионным методом, который основан на изме­рении скорости истечения газов из отверстий.

В кинетической теории газов доказывается, что квадраты ско­ростей истечения газов из малых отверстий обратно пропорциональны их плотностям:

где vi, У2, р1, р2 — соответственно скорости истечения и плотности газов.

Если заменить отношение скоростей обратным отношением вре­мени истечения равных объемов газов, получим

-В1. Ра
(V)

Л '8

где 1\ и — время истечения равных объемов газов, имеющих плотности р! и р2, или

Р2 = Р14- (8)

'1

Приняв плотность воздуха за единицу (р„ = р! = 1), опреде­ляют относительную плотность газа (по отношению к воздуху).

В табл. 1 приведены величины относительной плотности (относи­тельно воздуха) некоторых газов.

Плотности многих углеводородных газов и сероводорода больше плотности воздуха. Поэтому они могут накапливаться в понижен­ных местах, в помещениях насосных, в колодцах и т. п., где воз­можны пропуски газа в арматуре оборудования. Это необходимо учитывать при проведении работ на промысле и принимать меры к устранению вредного

работающих.

2 Заказ 2145

УСИНС1А1 ЦБСФИЛИАЛ №14

Таблица 1 Относительная (относительно воздуха) плотность некоторых газов

Газ Относительная плотность Плотность, кг/м*
Воздух ............... \ 2ЧЧ
Водород .............. П П7 ППЯЧЯ
Гелий ......................... 0 138 0 178е;
Азот ............................... о'97 л 25П7
Углекислый газ ................................. 1 518 1 976
Сероводород ........................................ 1 19 1,539
Метан ........................ 0 7168
Этан .............................. 1 048 1 356
Пропан ................................... 1 562 ? 014
Бутан ................................................... 2.668

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Г и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется, законами газового состояния.

Однако состояние реальных газов значительно отличается от состояния идеальных газов при тех же условиях.

Причина отклонений реальных газов от законов идеальных газов, заключается в следующем. Согласно кинетической теории газов, под идеальным газом подразумевается газ, молекулы которого не-взаимодействуют друг с другом; молекулы же реальных газов взаи­модействуют между собой. С повышением давления молекулы газа сближаются, и силы притяжения между ними «помогают» внешним силам, сжимающим газ. Вследствие этого реальные газы сжимаются сильнее, чем идеальные, при тех же условиях. Когда реальный таз сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния настолько-сокращаются, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. В этих условиях реальный газ сжимается уже меньше, чем идеальный. Эти отклоне­ния свойств реальных газов от свойств идеальных газов столь зна­чительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Для характеристики степени отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных пользуются коэффициентом сжи­маемости 2, который показывает отношение объема реального-газа к объему идеального газа при одних и тех же условиях. Тогда уравнение состояния газа Клапейрона принимает вид:

где р—давление, Па; V — объем газа, м3; т — масса газа, кг Д— газовая постоянная, Дж (кг-град); Т — абсолютная темпера­тура, °К; 2 — коэффициент сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости газов 2 обычно определяют по экспе­риментальным графикам. -Чтобы избежать построения графиков

1,0 0,9
0,8
Рис. 2. Определение коэф­фициента сжимаемости 2 0,7 для природного газа.
0,6 0,5

для каждого газа или их смесей, на основе экспериментальных данных составлен график изменения коэффициента г в зависимости от приведенной температуры и приведенного давления для метана (рис. 2), который на основании закона соответственных состояний с достаточной точностью может быть использован для определения г всех газов, состоящих на 95—96% из метана. Коэффициенты сжи­маемости на этом графике показаны в зависимости от приведенного

03 'О 10 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 Рпр

давления рпр и приведенной температуры Тпр, которые определяются по формулам

(10)

,, _ Р - т

т1

, т *-ш Кр г

и 7 п —

где р и Т — давление и температура газа; ркр 1 и Ткр 1 — критиче­ское давление и абсолютная температура 1-го компонента; Е(г/г Гкр,) и Е(г/г Ркр г) — среднекритические абсолютная температура и дав­ление; у[ — мольная концентрация 1-го компонента в газе.

Таким образом, рпр и Гпр выражают давление и абсолютную температуру в долях от соответствующих критических величин.

Пример. Найти коэффициент сжимаемости при давлении 200 кгс/сма (20 МПа) и температуре 60° С для газа следующего состава (в % объемных): метана — 69,4, этана — 6,5, пропана — 10,4, бутана — 6,1, пентана и выше 7,Ь.

Относительная плотность газа равна 0,95.

Подсчитаем по табл. 2. средние значения критических давлении и темпе­ратуры.

Приведенные давления и температуры будут:

4,51
333
252,4
/71 ____
•* пр

= 1,32.

2*

фаза (нефть) смешивается с вытесняющей фазой (газ, растворитель) без образования границы раздела между ними.

На основании этого условия за последнее время разработаны следующие новые методы вытеснения нефти из пористой среды:

1) вытеснение нефти сжиженными газами (при давлении выше
8МПа); х .

2) вытеснение нефти жирным попутным или обогащенным газом
(при давлении выше 14 МПа);

3) вытеснение нефти сухим газом высокого давления (при давле­
нии выше 21 МПа).

При осуществлении этих методов в устранении границы раздела между вытесняемой и вытесняющей фазами, в ослаблении прили-паемости нефти к стенкам пор, в извлечении пленочной и капиллярно-удержанной нефти участвуют два процесса: смешиваемость и об­ратное испарение.

Первый процесс вследствие растворения одной жидкости в другой устраняет образование менисков, а значит, и возникновение капил­лярных сил. Вместе с тем растворитель снижает вязкость пленочной нефти и тем самым снижает прилипаемость нефти к породе; пленка нефти, если не совсем смывается, то становится значительно тоньше.

Второй процесс способствует извлечению пленочной и капилляр­но-удержанной нефти путем перевода системы нефть—газ в однофаз­ное газовое состояние, т. е. путем растворения нефти в сильно сжатом газе.

Смешиваемость фаз в пластовых условиях. Отсутствие границы раздела между двумя жидкостями возможно лишь в условиях, когда эти жидкости взаимно растворимы и образуют однофазную систему. Две жидкости могут совершенно не растворяться друг в друге (на­пример, ртуть и вода) или растворяться до известного предела (на­пример, анилин и вода) или, наконец, могут взаимно растворяться в любых соотношениях (например, спирт и вода).

Под смешиваемостью вытесняемой и вытесняющей фаз в нефтя­ном пласте понимается их полная взаимная растворимость, притом в любых соотношениях при данных температуре и давлении. Если две фазы растворяются одна в другой, но не в любых пропорциях, то хотя они и обладают ограниченной смешиваемостью, их не счи­тают смешивающимися. Некоторые углеводороды или их группы, ограниченно взаимно растворимые при одних температурах и давле­ниях, не могут смешиваться при других температурах и давлениях.

При атмосферных условиях метан является газом, а нефть жид­костью. Такое же состояние этих веществ сохраняется, например, при давлении 14 МПа и температуре 65° С. С повышением давления количество метана, растворяющегося в нефти, увеличится (примерно по закону Генри), однако не в любых количествах. Если количество метана больше того, какое может быть растворено в нефти, полу­чатся две фазы: газированная нефть и свободный газ — метан. Сле­довательно, при указанных выше условиях нефть и метан являются

ограниченно взаимно растворимыми, т. е. не обладают смешивае­мостью.

Пропан при атмосферных условиях, так же как и метан, является газом. Однако при давлении 14 МПа и температуре 65° С пропан обращается в жидкость, так как упругость его паров при этой тем­пературе составляет только 2,5 МПа. В этих условиях газообразный метан и жидкий пропан смешиваются в любых соотношениях, обра­зуя газообразную смесь. Следовательно, при 14 МПа и 65° С эти два углеводорода обладают смешиваемостью.

При давлении 14 МПа и температуре 65° С пропан и нефть также способны взаимно растворяться в любых соотношениях, смесь их также будет жидкостью. Так как пропан и нефть обладают смешивае­мостью, то при вытеснении нефти пропаном между ними не будет границы раздела, а следовательно, не будет менисков и обусловли­ваемых ими капиллярных сил.

Смешиваемость пропана с нефтью способствует полному вытесне­нию нефти из тех пор, доступ в которые получил пропан. Извлече­ние нефти из поровых каналов в условиях смешиваемости вытесняе­мой и вытесняющей фаз называется вытеснением нефти смешиваю­щейся фазой, или вытеснением при смешении.

Смешиваемость с нефтью и с метаном при повышенных давлениях свойственна не только пропану, но и смеси других углеводородов, в состав которых могут входить гомологи метана от этана до гексана. Понятно, что при использовании вместо пропана других раствори­телей давление и температура, обеспечивающие смешиваемость, будут иными, чем в случае пропана.

Состав пластовой жидкости и нагнетаемого газа, давление и тем­пература являются теми факторами, которые определяют, будет ли процесс вытеснения нефти газом протекать в условиях смешивае­мости или несмешиваемости.

Предварительный расчет смешиваемости такой многокомпонент­ной системы, какой является пластовая нефть, с вытесняющим газом не представляется возможным. Для выявления условий смешивае­мости необходимо проведение лабораторных экспериментов до про­ектирования процесса для какой-либо залежи.

Вытеснение нефти сжиженными газами. Сущность вытеснения нефти углеводородными растворителями (пропан, бутан, смесь про­пана с бутаном) заключается в следующем. В нефтяной' пласт зака­чивается некоторое количество жидкого пропана (или другого сжи­женного газа), который образует оторочку за фронтом нефти, а затем нагнетается сухой газ (в основном метан), который продвигает про­пан, а последний — нефть к эксплуатационным скважинам.

Вследствие смешиваемости фаз на фронте «пропан—нефть» и на фронте «газ—пропан» на границах раздела этих фаз отсутствуют ме­ниски. Следовательно, отсутствуют и капиллярные силы, препят­ствующие более полному извлечению нефти при обычных первичных и вторичных методах разработки; степень вытеснения нефти значи­тельно возрастает. Повышению извлечения нефти способствует также

•103

то, что пленочная нефть, смешиваясь с пропаном, становится менее вязкой, толщина пленки уменьшается и она легче отделяется от стенок поровых каналов.

На практике из сжиженных газов (все они являются хорошими растворителями нефти) чаще всего применяется пропан, так как он наиболее распространен, и потому лабораторные работы по изуче­нию данного процесса проводятся в большинстве случаев с приме­нением чистого пропана как растворителя пластовой нефти.

Для осуществления этого процесса не требуется высокое давление. Необходимо, чтобы величина давления обеспечивала полную сме­шиваемость жидкого пропана с пластовой нефтью и с газом, переме­щающим пропановую оторочку.

Для того чтобы пропан находился в жидком состоянии, давление на фронте вытеснения нефти оторочкой должно быть выше давления паров растворителя при пластовой температуре. Вместе с тем требо­вание, чтобы пропан находился в жидком состоянии, ограничивает его применение залежами, температура в которых ниже его крити­ческой температуры. Критическая температура пропана 96,6° С, и если пластовая температура выше этой величины, пропан в чистом виде применять нельзя. К нему необходимо добавить более высокие гомологи метана, обладающие более высокой критической темпера­турой.

Вытеснение нефти обогащенным газом. Сущность метода вытес­нения нефти обогащенным газом заключается в следующем. В нефтя­ной пласт нагнетается газ, в значительной степени обогащенный про­межуточными углеводородами (С2—Св), чаще пропаном. Так как концентрация этих углеводородов в нефти ниже, чем в газе, про­исходит их растворение в нефти. В результате этого растворения нефть «разбухает» и увеличивается в объеме; следовательно, нефте-насыщенность пласта повышается. -При повышении нефтенасыщен-ности увеличивается относительная проницаемость пористой среды для нефти, что облегчает приток нефти к эксплуатационным скважи­нам. Кроме того, уменьшение вязкости остаточной нефти в резуль­тате растворения в ней промежуточных углеводородов (С2—Св) также ведет к более эффективному извлечению нефти.

Вытеснение нефти газом высокого давления. При этом процессе вытесняющим агентом является газ, состоящий преимущественно из метана. В этом случае необходимая переходная зона может образо­ваться за счет промежуточных углеводородов, содержащихся в плас­товой нефти. Эти углеводороды могут выделяться из нефти вслед­ствие их обратного испарения; при соответствующих температурах и давлениях система «нефть—газ» переходит в однофазное состояние. Для такого перехода необходимо, во-первых, чтобы нефть содержала значительное количество промежуточных компонентов (С2—Св), т. е. нефть должна быть легкой, и, во-вторых, необходимо высокое давле­ние на фронте вытеснения.

Процесс закачки газа под высоким давлением можно разделить на ряд этапов.

На первой стадии процесс вытеснения нефти газом проходит неэффективно, и за фронтом вытеснения остается значительное коли­чество неизвлеченной нефти.

На второй стадии происходит вытеснение, при котором на гра­нице контакта «газ—нефть» газ обогащается промежуточными ком­понентами, содержащимися в нефти.

На третьей стадии обогащенный газ, продвигаясь по пласту, продолжает растворять промежуточные углеводородные компоненты в вытесняемой нефти.

На четвертой стадии предельно обогащенный газ смешивается с пластовой нефтью.

На пятой стадии происходит вытеснение нефти смешивающимся с ней растворителем, и в зоне пласта, подвергнутой воздействию, не остается неизвлеченной нефти.

Для осуществления любого метода вытеснения нефти из пластов смешивающимися агентами, или растворителями, необходимы опре­деленные условия. Например, при залегании нефти на глубине до 500 м ни один из них неприменим, так как максимальное давление, допустимое на такой глубине без опасения разрыва пласта, недоста­точно для обеспечения полной взаимной растворимости даже пропана с вытесняющим его сухим газом, не говоря уже о вытеснении послед­ним нефти в условиях смешиваемости. Однако в различных районах встречается такое большое разнообразие геологического строения нефтяных залежей, глубин их залегания, физических свойств кол­лекторов, составов нефти и газов, что не может быть сомнения в том, что все эти методы могут найти применение. Очевидно, для этих методов, прежде всего, подходят месторождения, в которых, по­мимо нефтяной залежи, подлежащей доразработке, имеется также газовая залежь или же поблизости от которых возможно получение пропана (одного или в смеси с этаном и бутаном) и имеются избытки газа.

В Советском Союзе промышленные опыты по закачке в пласт сжиженных, а также попутных газов проводятся на нескольких месторождениях.

Глава VII