Свойства пластовой нефти

В основном в состав сырых нефтей входят неполярные компоненты, представленные метановыми (алканы С_nН_2n+2, нафтеновыми (циклоалканы) С_nН_2n, ароматическими или гибридными углеводородами). Кроме того, в нефтях в различных количествах содержатся полярные компоненты, определяющие в основном поверхностные свойства нефтей. К ним относятся кислородные, сернистые, азотистые и асфальтосмолистые вещества.

Особое значение в процессах добычи нефти играют парафины-углеводороды метанового ряда, начиная с C₁₆H₄₄ (высшие алканы). Температура застывания парафинов не превышает 50-60°С. Содержание парафина в нефтях может достигать свыше 10-12%. Плотность чистого парафина составляет 907÷915 кг/м³ при Т = 15°С. Парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, не растворимую в воде, но легко растворяющуюся в бензоле, эфире, хлороформе.

Содержание серы в нефтях не превышает обычно 5%, азота – 0,6%, кислорода – 8-10%. Количество асфальтосмолистых веществ в нефтях может достигать более 30%. Они представляют собой высокомолекулярные соединения (с молекулярной массой 400-1000), включающие углерод, водород, кислород, серу и азот. Основная часть этих соединений представлена нейтральными смолами – жидкими веществами темно-коричневого цвета, плотностью 1000÷1070 кг/м³, которые и определяют темный цвет нефти.

Смолы хорошо адсорбируются на силикагеле и других адсорбентах. Один из способов определения количества смол нефти основан на измерении ее адсорбции на силикагеле (силикагелевые смолы). Плотность смол колеблется от 990 до 1080 кг/м³.

При окислении нейтральные смолы могут превращаться в асфальтены. Относительная плотность асфальтенов больше единицы, молекулярная масса – от 1500-2000 и выше. Асфальтены нерастворимы в бензине и хорошо растворяются в бензоле и четыреххлористом углероде. В нефтях они находятся в коллоидном состоянии. Эта система лиофильна по отношению к нейтральным смолам и ароматическим растворителям и лиофобна по отношению к бензину, спирту.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

- 28-180°С – широкая бензиновая фракция;

- 120-240°С – керосиновая фракция (150-240°С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);

- 140-340°С – дизельная фракция (180-360°С – летнее топливо);

- 350-500°С – широкая масляная фракция;

- 380-540 – вакуумный газойль.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³.

Рис. 3.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

, (3.37)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с]

- система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

Рис. 3.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

. (3.38)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. (3.39)

Единицы измерения кинематической вязкости:

- система СИ – [м²/с]

- система СГС – [Стокс]

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (3.40)

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

, (3.41)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (3.42)

Важная характеристика пластовой нефти – сжимаемость. Коэффициент сжимаемости

где V – объем нефти; ΔV – изменение объема нефти при изменении давления на Δp (зависит от температуры, количества растворенного газа, состава нефти и давления). Коэффициент сжимаемости для различных нефтей и условий меняется в пределах от десятых долей до десяти и более ГПа^–1.

Дата добавления: 2014-01-04