4.6.Коэффициент теплового расширения н показывает, на какую часть V изменяется первоначальный объем нефти v0 при изменении температуры на 10с:

_н = (1 /V₀)(V / t) Размерность _н – 1 /⁰С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1  20)10^-4 1/ ⁰С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на значение конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

4.7.Объемный коэффициент пластовой нефти bн показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

b_н = V_{пл. н} / V_{дег. н} где V_{пл. н} – объем нефти в пластовых условиях, V_{дег. н} – объем того же количества нефnи после дегазации при атмосферном давлении и t = 20⁰C.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна величина 1,2—1,8. Объемный коэффициент определяется по глубинной пробе нефти в лабораторных условиях или приближенно по номограмме Стендинга. Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом материального баланса и объемным методами и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко используется также при анализе разработки залежей, при определении объема пласта, который занимала добытая нефть. При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью, так называемого пересчетного коэффициента _{θ (тэта), который обратно пропорционален объемному коэффициенту.}

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

, Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

4.8.Пересчетный коэффициент- величина обратная объемному коэффициенту. Необходим для пересчета объемов нефти из пластовых условий на поверхность (к стандартным условиям).

_θ Используется при подсчете геологических запасов нефти объемным методом . Когда объем нефти в м3 умножается на пересченый коэффициент, чтобы перевести объем в тонны нефти в стандартных условиях.

4.9.Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см³ (например, нефти девонских залежей в Татарии, Оренбургской области) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см³ (нефти залежей в каменноугольных отложениях Татарии, Оренбургской области (Бугурусланский НГР)). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1—0,4 г/см³. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Среди определенных свойств нефти нет цвета - она варьирует от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной, по свойствам плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Тяжелая нефти в Оренбургской области в Северном НГР Бугуруслана (Байтуганское, Школьное, Самодуровское и др месторождения). Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема: ρ = m / v [ г/см³; кг/м³]. Плотность относительная (ρ^о) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности воды (ρ_в) при 4^оС: ρ^о = ρ_н / ρ_в

Плотность (ρ_н) и удельный вес (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно различают: легкие с плотность 820-860, средние – 860-900, тяжелые – 900-950 кг/м³. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа (рис. 2.1). С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.

Рис. 2.1 . Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

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. С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать. В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве.

4.10.Теплота сгорания 43,7 - 46,2 МДж/кг (10400 - 11000 ккал/кг). Нефть растворима в органических растворителях, легче воды, в ней при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

4.11.Вязкость пластовой нефти _н определяющая степень подвижности нефти в пластовых условиях, существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость нефтей Бобровского, Покровского, Сорочинско-Никольского Оренбургской области в пластовых условиях в 2-5 раз меньше, чем в стандартных условиях, в основном не превышает 3-5 мПас. Вязкость нефти измеряется в мПас _{(спз). Различают пластовые} нефти с незначительной вязкостью (_н  1мПас), маловязкие (1 _н  5мПас), с повышенной вязкостью (5  _н  30 мПас) и высоковязкие более 30 мПас. Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2-0,3 мПас, девонских отложениях Татарии, Башкирии, Оренбургской области, в меловых отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области —5 - 30мПас отложениях сеноманских Русского месторождения в Западной Сибири – 300 мПас; в Ярегском месторождении - 2000-22000 мПас. В Оренбургской области не более 10 залежей с высоковязкими нефтями (более 30-мПас), расположенными в Бугурусланском НГР. Вязкость пластовой нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти, Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды — один из важнейших показателей, определяющий условия извлечения нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин. Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др. Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетеросоединения взаимодействуют друг с другом. Параметр вязкость наиболее тесно коррелирует со степенью этих взаимодействий. Вязкость (абсолютная, динамическая) – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 2.2).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, 2.30 где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 2.2;

F – сила внутреннего трения, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; А- площадь соприкосновения слоев жидкости (газа)

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис. 2.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

• система СИ – [Па×с, мПа×с];

• система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(см×с)].

С возрастанием температуры вязкость сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. С увеличением молекулярного веса фракций, плотности, температурного интервала выкипания фракций величина вязкости возрастает.

С вязкостью связан параметр – текучесть (j) – величина обратная вязкости:

.

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

Единицы измерения кинематической вязкости: система СИ – [м²/с, мм²/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 2.3). Вязкость уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в нефти.

Рис. 2.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

При этом с увеличением молекулярной массы газового компонента (от СН₄ к С₄Н₁₀) вязкость нефтей будет уменьшаться, а с увеличением молекулярной массы жидкого компонента (от С₅Н₁₂ к высшим) вязкость нефтей будет возрастать. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость пластовых нефтей будет возрастать. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Чем больше в нефте содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефтей. В уравнении (2.30) координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A - есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

d γ/dt = τ/μ. (2.33)

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Уравнение (2.33), описывающее связь между напряжением и скоростью сдвига, называется реологическим. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

τ = τ_о + μ^* (d γ/dt), (2.34)

где τ_о – динамическое напряжение сдвига;

μ^* - кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения от модуля скорости деформации: τ = К(d γ/dt)ⁿ, (2.35)

где К – мера консистенции жидкости, с увеличением вязкости возрастает;

n – показатель функции, при n =1, уравнение (2.35) описывает течение ньютоновских жидкостей.

4.12 При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами названных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефти протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких, Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

4.13 Колориметрические свойства нефти характеризуются коэффициентом светопоглощения К_сп. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора 1 описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

где _{— интенсивность падающего светового потока; -}коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения — 1/см. За единицу К_сп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в = 2,718 раз. Значение К_сп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора. К_сп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением _{нефти в} процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190 — 450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской залежи — 200 — 350, а в нижележащих пластах гид— 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого коэффициента меняется в пласте БС1 от 300 до 550, а в пласте БС10 - от 120 до 310, для терригенных пластов Б2 Оренбургской области от 150-200, карбонатных пластов турнейского яруса -200-300.

4.14. Диэлектрические свойства нефтей. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается, что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости измененяются в следующих диапазонах: для воздуха → 1 – 1,0006; для нефти → 1,86 – 2,38; для нефтяного газа → 1,001 – 1,015; для смол и асфальтенов → 2,7 – 2,8; для воды → 80 – 80,1. С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl равной 5,6% диэлектрическая проницаемость воды равна – 69,1, а при концентрации NaCl равной 10,7% диэлектрическая проницаемость уменьшится до 59.

Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере основных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотности, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве. Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фактор меняется от 70 до 49 м³/т, плотность нефти - от 0,830 до 0,930 г/см³. В Оренбургской области есть тенденция увеличения газосодержания от 10 м3/т (2000м) до 500 м3/т (4500м) с глубиной залегания продуктивных пластов.

В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти могут претерпевать изменения. Поэтому для контроля изменения свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, К_сп и др.)._.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях на специальном оборудовании, по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики используют при решении геолого-промысловых задач.

Сырая нефть и ее характеристики

Нефть	Относительная плотность по воде,	Плотность API, °API
Легкая	0,800-0,839	36°-45,4°
Средняя	0,840-0,879	29,5°-36°
Тяжелая	0,880-0,920	22,3°-29,3°
Очень тяжелая	0,880-0,920	Менее 22,3°
Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5

Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты. Важнейшими характеристиками  свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафинов и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, так и в абсолютных единицах, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах. Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5.По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе сырой нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта сырой нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. По содержанию серы сырую нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология сладкой нефти. Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения, этот процесс называют перегонкой нефти. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения - границами кипения фракции или пределами выкипания. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции из которых потом получаются и основные продукты нефти:

Температура кипения	Фракции
выше 430°C	Мазут
230-430°С	Газойль (смазочные масла)
160-230°С	Керосин
105-160°С	Нафта
32-105°С (до 150 °С)	Бензин
менее 32°С	Углеводородные газы

Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти (light oil) обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20 - 30%. Присутствие механических примесей в составе  сырой нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве сырой нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие. Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует свойства распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания. Технология переработки нефти - производство нефтепродуктов, применяемых в разных отраслях хозяйства, в основном на транспорте, в энергетике, в химической промышленности, на первичной стадии  обработки связана с ее обезвоживанием и обессоливанием. При первичной переработке нефти с помощью различных технологий ставится задача максимального извлечения светлых фракций, к которым относятся все фракции кроме мазута. Вследствие того, что фракции перегонки различны по свойствам, то готовую нормированную продукцию производят путём компаудирования (технология смешения) в товарном парке. Пробы полученных смесей идут на лабораторный анализ, где определяют их свойства. Для бензина это октановое число, для мазута - плотность, вязкость и т. д. На основании этих данных составляется паспорт на партию продукта с указанием марки и всех результатов анализа. Произведённые по технологии горючесмазочные материалы (ГСМ) проходят через систему контроля качества, которую осуществляют независимые лаборатории. При изменении параметров технологии переработки нефти обязательно должна проводиться сертификация продукта. В специализированных лабораториях ЭКРОС всегда находятся стандартные образцы состава и свойств определения параметров качества нефти и нефтепродуктов: по вязкости (63,6 -1,44 мПас), плотности (683-1343 кг/м³), массовой доли механических примесей (0,004-1,1%), давления насыщенных паров (8-36кПа при 37,8 ºС), массовой доли содержания серы в нефти и нефтепродуктах (0,045-5,25%), содержания хлористых солей в нефти и нефтепродуктах (4,5 - 910 мг/дм³). Массовое содержание воды в нефти и нефтепродуктах (0,095-5,5%), содержание массовой доли ароматических углеводородов в нефтепродуктах (4,5-44%) и так далее..

В качестве примера рассмотрим основные физико-химические свойства и состав пластовой нефти и в стандартных условиях , представленные в регламентной таблице 1 для подсчета запасов

Таблица 1- Физико-химические свойства и состав разгазированной и пластовой нефти по регламентной таблице для подсчета запасов и ТЭО КИН.

Показатели		Единицы измерения.	Кол-во исследований		Среднее значение
			скв	проб
Пластовая температура		0С	3	3	69
В пластовых условиях:
	Плотность нефти	г/см3	3	3	0,7907
	Вязкость нефти	мПас	3	3	1,31
	газосодержание	м3/т	3	3	105,4
	Давление насыщения	МПа	3	3	9,40
	Средний коэффициент сжимаемости нефти	1/МПа	3	3	0,00253
	Средний коэффициент растворимости газа в нефти	м3/м3МПа	3	3	12,8
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях:
	Плотность нефти	г/см3	3	1	0,8328
	Газовый фактор	м3/т	3	1	115,1
	Объемный коэффициент	доли ед	1	1	1,248
	Вязкость нефти при 20 0С	мПас	3	2	9,7
	Плотность газа по воздуху	доли ед	3	1	0,926
Массовое содержание :
	воды	%	3	1	сл
	серы	%	3	5	1,25
	смол силикагелевых, сернокислых	%	3	4	10,3-26
	асфальтенов	%	3	5	2,9
	парафинов	%	3	5	4,0
Температура:
	Застывания нефти	0С	3	5	-20
	Плавления парафина	0С	3	5	56
	Начала кипения	0С	3	4	41
Объемное содержание светлых фракций:		%
	100		3	5	8
	150		3	5	17
	200		3	5	26
	250		3	5	37
	300		3	5	47
остаток					53

Отметим, нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного. Итак, плотность нефти - это масса тела в состоянии покоя к его объему, измеряется в количестве массы в кубическом метре нефти. Вязкость - свойство флюида оказывать сопротивление трению при движении, газовый фактор-количество газа в 1 тонне дегазированной нефти (количество газа в м3, приходящихся на 1м3 или тонну дегазированной нефти). Давление насыщения нефти газом, это давление при котором начинает выделяться газ из нефти в пласте. Разделение фракций нефти основано на разности в температурных интервалах кипения. Окислительная способность нефти зависит от содержания в ней серы. Парафинистость нефти зависит от наличия твердых компонентов в ней. Бензин получается при температуре нагрева до 140ºС, смазочные масла от 300-500 ºС. Объемный коэффициент нефти показывает – во сколько раз объем нефти в стандартных условиях меньше по сравнению с пластовыми условиями.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

1.Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание их в нефти составляет 30 - 70%. Различают алканы нормального (н-алканы – пентан и его гомологи) строения, изостроения (изоалканы – изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С₁ до С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅ – С₁₆ составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы С₁₇ – С₅₃, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

2.Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой C_nH_2n, бициклические - C_nH_2n-2, трициклические - C_nH_2n-4, тетрациклические - C_nH_2n-6. Содержание их в нефти колеблется в интервале 25 - 75%. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

3.Ароматические углеводороды (арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические π - сопряжённые системы. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50%. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен, его гомологи и другие. - C_nH_2n-6,

4.Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-ароматического, нафтено-ароматического. В основном это твердые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей.

5.Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы. К ним относятся: кислородсодержащие - фенолы, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1%; серосодержащие - меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1-6 %; азотсодержащие - амины, пиридин, хинолин, пирролы и др. и их производные, содержание в нефтях от 0,02 до 0,4 -1%; порфирины - имеют структуру в основе, которой расположены четыре пиррольных кольца координационно соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание в нефтях меньше 1%; смолы и асфальтены - высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома, содержание в нефтях от 1 до 35%.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300^оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится до 15%.

В нефтях содержатся в малых количествах минеральные вещества и вода.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в определенных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-540°С. Различают следующие основные фракции нефти:

• 28-180°С – широкая бензиновая фракция; 140-200°С – уайт-спирт; 180-320°С – широкая керосиновая фракция; 150-240°С – осветительный керосин; 180-280°С– реактивное топливо;

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

• 350-500°С – широкая масляная фракция; 380-540°С – вакуумный газойль.

Фракционирование осуществляется на установках АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными, имеют различия в пределах нефтегазоносности залежи. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах. Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2%, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях. Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.