3.2. Химический состав нефти и газа.

В зависимости от химического состава нефти и газа изменяются их свойства в пластовых условиях и определяются закономерности движения углеводородов в пласте. Химическим составом нефти обусловлены некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений. Например, одни из нефтей содержат больше парафина, смол и поверхностно-активных веществ, другие меньше. В зависимости от этого эксплуатация месторождения будет в той или иной мере осложнена из-за отложения парафина в трубах и образования водонефтяных эмульсий, которые необходимо разрушать. Следовательно, от химического состава нефти (так же как от ее физикохимических свойств и специфики месторождения) зависит характер некоторых технологических операций и промысловых сооружений. Поэтому состав нефти и ее физико-химические свойства необходимо знать с начала эксплуатации залежи. Точно так же состав углеводородов газовых и газоконденсатных месторождений является их важной характеристикой, которая используется при проектировании разработки месторождения и прогнозировании процессов, ожидаемых в процессе эксплуатации залежи, при транспорте и переработке газа. Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава СnН2n+2 и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СnН2n). Кроме парафинов и нафтенов в нефти содержатся и ароматические углеводороды, но они в основном не являются главной ее составной частью. Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Эти соединения (нафтеновые кислоты, асфальтены и т. д.) в природных нефтях содержатся в незначительном количестве.

Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности их движения. Последнее обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серусодержащих соединений нефти. В результате адсорбции таких веществ характеристика поверхности поровых каналов и других границ раздела изменяется. В результате этого увеличивается стойкость эмульсий, изменяются свойства парафиновых отложений и т. д. Б нефтяном месторождении совместно с нефтью почти всегда содержится газ в растворенном состоянии или в виде свободного газа газовой шапки. В подавляющем большинстве газы представляют собой смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов — метана СН4 и его гомологов (CnH2n+2). Наряду с углеводородами в них часто входят азот N2 , углекислота СО2, сероводород H2S и редкие газы[3].

3.3. Изменение свойств нефти в пределах нефтеносной залежи.

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными. Свойства нефти изменяются в основном с глубиной погружения пласта. При этом иногда наблюдаются общие закономерности их изменения, характерные для многих месторождений.

1. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой, плотность нефти и содержание в ней смол возрастают с глубиной залегания.

2. Вязкость нефти в пласте увеличивается от купола складки к крыльям.

3. Давление насыщения газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшаются по направлению к водо-нефтяному контакту.

4. Объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

В зависимости от структурных особенностей и строения залежи, наличия выходов пластов на поверхность и свойств пластовых систем закономерности изменения свойств нефти по пласту могут иметь другой и более сложный характер. Необходимо с самого начала разработки месторождения исследовать пробы нефти, отобранные из различных частей залежи. Состав растворенного в нефти газа и его количество в различных частях залежи также не одинаково. В приконтурных частях в нефти содержится меньше азота и легких углеводородов. Особо резко изменяются свойства нефти в залежах с крутыми углами падения пластов. Известны залежи, в которых давление насыщения в краевых частях более чем в два раза меньше, чем в купольной зоне. Вязкость нефти в центральной части месторождения может быть меньше вязкости нефти, залегающей на крыльях.

Причинами изменения свойств нефти по площади месторождения являются геологические и структурные особенности строения залежи; наличие выходов пласта на поверхность; химические, бактериологические, физико-химические и другие процессы, происходившие или продолжающиеся в пласте. Предполагается, например, что некоторое изменение свойств нефти в приконтурной части пласта обусловливается растворением в краевой пластовой воде наиболее легких компонентов нефти. Увеличение плотности нефти от свода к крыльям объясняется, по-видимому, окислительными процессами (за счет растворенных в воде сульфатов), происходящими в приконтурной зоне. Особенно сильно такие процессы сказываются на составе нефти в залежах, обнажающихся на поверхности. При этом пределы распространения окислительных процессов вглубь пласта зависят от строения и возраста залежи[3].