ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

Методические указания по выполнению лабораторных работ для специальностей

РЭНГ, ПЭМГ, БС.

 

Ухта 2002

Воловик О.В., Овчарова Т.А. Геология нефти и газа: Методические указания к лабораторным работам. - Ухта: УГТУ, 2002.-35 с., 10 ил.

Методические указания предназначены для выполнения лабораторных работ по дисциплине «Геология нефти и газа» для студентов специальностей 090600 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»; 090700 -«Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»; 090800 - «Бурение нефтяных и газовых скважин». Методические указания содержат теоретические пояснения и порядок выполнения 3 лабораторных работ, посвященных основным разделам дисциплин: изучению физико-химических свойств нефтей; макроскопическому описанию осадочных горных пород, изучению пород - коллекторов и пород - флюидоупоров; построению геологических профилей. Содержание указаний соответствует рабочей учебной программе.

Методические указания рассмотрены на заседании кафедры ГНГ и рекомендованы к изданию, протокол заседания кафедры № 12 от 15.03.2001г.

 

Рецензент Дьяконов А.И., д. г.-м.н., профессор кафедры ГНГ.

Редактор Воловик О.В., старший преподаватель кафедры ПБ и ООС

 

План 2002 г. Позиция 103

Подписано в печать. Компьютерный набор.

 

Объем 27с. Тираж 200 экз. Заказ №.

 

©Ухтинский государственный технический университет, 2002.

169300, г.Ухта, ул.Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, г.Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

ОГЛАВЛЕНИЕ

• Лабораторная работа № 1

Физико-химические свойства нефти и газа...........................……….…………...........4

• Лабораторная работа № 2

Часть 1. Макроскопическое описание осадочных горных пород....………….........16

Часть 2. Породы - коллекторы и породы – покрышки……............………….........25

• Лабораторная работа № 3

Построение геологического профиля с вариантами заданий.........…….……..........29

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

• Бакиров А. А., Табасаранский З.А, Бордовская М.В. и др. Геология и геохимия нефти и газа. -М.: Недра, 1982,288с.

• Бакиров А. А., Ермолкин В.И., Ларин В.И. Геология нефти и газа. - М.: Недра, 1990, 240с.

• Гейро С. С. Практикум по геологии и геохимии нефти и газа. - Пермь: Пермский ун-т, 1984.84с.

• Павлинич М.Ф., Самсонов Ю.В. Основы геологии нефти и газа. - М.: МИНГ им. И.М.Губкина, 1990,108с.

 

Лабораторная работа № 1.

 

Изучение физико – химических свойств нефтей.

Нефть – сложная смесь, главным образом, углеводородов с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых, и азотных соединений, представляющая собой бурую или черную маслянистую жидкость с резким запахом. Исследование свойств нефтей необходимо при решении многих геологических задач:

1) оценке перспектив нефтегазоносности;

2) выявлении закономерностей формирования залежей;

3) изучении геохимической зональности в разрезе осадочного чехла.

Измерение физических параметров нефтей позволяет определять их товарные качества. Некоторые параметры (плотность, вязкость и др.) используются при расчёте и проектировании разработки месторождений, нефтепроводов и т.д.

Методы исследования состава нефтей можно разделить на две группы:

 

Первая группа методов исследования состава нефтей.

 

Она основана на определении параметров, характеризующих систему природного резервуара в целом, без разделения на составные части. К таким параметрам относятся плотность, вязкость, молекулярная масса, оптические характеристики, температура застывания.

ПЛОТНОСТЬ — это отношение массы вещества к занимаемому объёму. Единица измерения в системе СИ — кг/ мЗ. На практике обычно применяется измерение г/см3. В России плотность нефти измеряется при 20°С, а затем рассчитывается отношение её плотности к плотности воды при 4°С.

Плотность нефти зависит от плотности соединений, образующих её, и от величины их концентраций, поэтому плотность нефти даёт приближённое представление о её составе. Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. В легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжёлых – тяжёлые компоненты (масла и смолы).

ВЯЗКОСТЬ — это способность жидкости оказывать сопротивление при перемещении её частиц друг относительно друга под влиянием действующих сил. Как правило, ВЯЗКОСТЬ нефти в пластовых условиях меньше ВЯЗКОСТИ нефти в поверхностных условиях, что связано с присутствием в пластовой нефти некоторого количества растворённого газа. ВЯЗКОСТЬ также зависит от количества содержащихся в нефти парафинов, смол и асфальтенов. Единицей измерения ДИНАМИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ является Пуаз или Па*с(в системе СИ).

ВЯЗКОСТЬ очень сильно зависит от ТЕМПЕРАТУРЫ: с повышением температуры вязкость снижается. ВЯЗКОСТНО-ТЕМПЕРАТУРНАЯ зависимость — важная индивидуальная характеристика каждой нефти. Величина, обратная вязкости, называется ТЕКУЧЕСТЬЮ.

ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ НЕФТИ — важная практическая характеристика, обусловленная выпадением парафинов. Чем больше в ней твёрдых парафинов, тем выше температура её застывания. Смолистые вещества оказывают противоположные действия – с повышением их, температура застывания понижается. Это ТЕМПЕРАТУРА, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°.

 

Вторая группа методов исследования состава нефтей.

Она основана на разделении нефти на составные части (фракции, компоненты, группы УВ).

ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ — характеризует выход фракций с различной температурой начала кипения и имеющих собственные названия:

до 60°С (90°С) — петролейный эфир;

60 — 200°C — бензин;

200 — 315°С — керосин;

300 — 400°С — газойль;

400 — 500°С — смазочные масла;

>500°С — неперегоняемый остаток — гудрон.

Светлые фракции — бензин, керосин — получают на первой стадии перегонки (при атмосферном давлении), остальную часть — тёмные фракции (газойль, смазочные масла, гудрон) или мазут получают (фракционируют) в условиях вакуума, т.е. без доступа воздуха.

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ нефти характеризуется содержанием следующих компонентов, выделяемых из нефти по агрегатному состоянию и в процессе хроматографического разделения.

1) газ+бензин;

2) УВ-ные масла,(дополнительно в составе масел — твёрдые парафины);

3) смолы;

4) асфальтены.

ГАЗЫ.

БЕНЗИНОВЫЕ фракции являются хорошим растворителем и обеспечивают устойчивое состояние в нефти всех её компонентов.

МАСЛА являются важнейшим компонентом каждой нефти и составляют от 25 до 75 % её массы. МАСЛА компонентного состава — это УВ широкой хроматографической фракции, в которую входят УВ масляных дистиллятов и неперегоняемого остатка нефти. Из масел вымораживают твёрдые УВ — ПАРАФИНЫ. Содержание парафинов в нефтях колеблется от 0 до более 20%.

СМОЛЫ и АСФАЛЬТЕНЫ. СМОЛЫ являются вторым после масел непременным компонентом каждой нефти. Содержание их в различных нефтях меняется незначительно — от 1 до 30%, но полного отсутствия смолистых веществ в нефти не бывает. Смолы могут иметь различную окраску: от светлой до тёмной. Это либо густые вязкие, либо твёрдые аморфные вещества. В количественном отношении СМОЛЫ практически всегда преобладают над АСФАЛЬТЕНАМИ, хотя соотношение между ними подвержено значительным колебаниям.

АСФАЛЬТЕНЫ в отличие от СМОЛ, в лёгких нефтях часто отсутствуют. Содержание их в различных нефтях изменяется от 0 до 20%. Нефть, лишённая АСФАЛЬТЕНОВ называется МАЛЬТЕНОВОЙ.

АСФАЛЬТЕНЫ — это твёрдые аморфные вещества от темно- коричневого до чёрного цвета. В отличие от СМОЛ они характеризуются большей молекулярной массой. Их содержание от 1 до 10% и 15-20% в тяжёлых нефтях.

СМОЛИСТО-АСФАЛЬТЕНОВЫЕ компоненты в своём составе содержат ГЕТЕРОЭЛЕМЕНТЫ (СЕРУ, АЗОТ, КИСЛОРОД), в них также сосредоточена основная часть МЕТАЛЛОВ, содержащихся в нефтях (ВАНАДИЙ, НИКЕЛЬ, ЖЕЛЕЗО, МЕДЬ, ТИТАН, ХРОМ и ДР.)

 

ЭЛЕМЕНТНЫЙ состав характеризуется содержанием элементов, образующих молекулы углеводородов и гетеросоединений и наличием наличием пяти биогенных элементов – углерод С (от 83 – 87 %), водород Н (от 11 – 14 %), сера S, азот N и кислород О (в сумме от 1 – 3 %);

 

В зависимости от определенной цели классификационные схемы делятся на несколько группы:

· технологические (по которой определяется товарный индекс нефти); основаны на таких показателях, как содержание фракций, парафина, масел и др.

· химические (по компонентному составу и плотности);

· геохимические (по элементному и углеводородному составу), учитывает геологический возраст, глубину залегания отложений.

Классификации нефтей по физико - химическим свойствам:

1) по плотности;

2) по вязкости;

3) по содержанию смол;

4) по содержанию асфальтенов;

5) по содержанию парафинов;

6) по содержанию серы.

 

По плотности (г/см3):	По вязкости (сСт) кин.
менее 0,800 г/см3 – очень лёгкие нефти 0,800 – 0,840 – лёгкие нефти 0,840 – 0,880 – средние нефти 0,880 – 0,920 – тяжелые более 0,920 г/см3 – очень тяжёлые нефти	<5 – маловязкие 5 – 30 — средневязкие > 30 — высоковязкие
По содержанию смол (%):	По содержанию Асфальтенов (%):
<5 — малосмолистые 5— 15 — среднесмолистые >15 — высокосмолистые	< 1 — малоасфальтенистые 1 – 5 — среднеасфальтенистые > 5 —высокоасфальтенистые

 

По содержанию Парафинов(%):	по содержанию серы(%):
<1,5 — малопарафинистые 1,5— 6 — среднепарафиновыые >6 — высокопарафиновые	< 0,5 — малосернистые 0,5 – 2 — сернистые > 2 —высокосернистые

 

Например: нефть плотностью 0,830 г/см³, вязкостью 6 сСт, при содержании смол – 2%, асфальтенов – 2%, парафинов – 1%, серы – 1% имеет такую характеристику: нефть легкая, средневязкая, малосмолистая, среднеасфальтенистая, малопарафинистая, сернистая.

 

Технологическая классификация основана на общих показателях состава нефти, которые определяют способы её переработки. Согласно ГОСТу 912 – 66 нефти группируются по серности, парафинистости, вязкости, по выходу фракций и масел:

 

Классы по содержанию серы (в %, %):

 

I — малосернистые, менее 0,5

II — среднесернистые, 0,51 – 2,0

III — высокосернистые, более 2,0

Типы по выходу светлых фракций,

перегоняющихся до 350 ^о С, (в %, %):

 

Т₁ — не менее 45

Т₂ — 30 – 44,9

Т₃ — менее 30

Группы по содержанию масел (в %, %):

 

М₁ — не менее 25 % в расчете на нефть;

М₂ — 15 – 25 % в расчете на нефть и не менее 45 %

в расчете на мазут;

М₃ — 15 – 25 % в расчете на нефть и 30 – 45 %

в расчете на мазут;

М₄ — менее 15 % в расчете на нефть.