4.1.3. Нефть, ее химический состав и свойства

Горючие полезные ископаемые обычно называют каустобио- литами. Термин «каустобиолиты» (kausto — горючий, bios — жизнь, litos — камень) введен в науку немецким палеоботаником Г. Пото- нье. В буквальном переводе термин «каустобиолиты» является сино­нимом понятия «горючие ископаемые» и указывает на их органиче­ское происхождение. В эту группу входят бурые и каменные угли, го­рючие сланцы, нефти, асфальт, горючие газы и др.

По элементарному составу нефть и горючие газы сходны с други­ми горючими ископаемыми органического происхождения. Основ­ные различия в элементарном составе обусловлены соотношением углерода и водорода и степенью окисленности этих соединений. Со­отношение углерода и водорода С/Н в углеводородных соединениях в нефти колеблется от 6 до 8, а в газах — от 3 до 4,3. В нефти соотно­шение С/Н близко к его значению в сапропелях и горючих сланцах и занижено по сравнению с его значением для торфа и углей. Отно­шение водорода к кислороду Н/0 резко возрастает в нефти, по срав­нению с другими горючими ископаемыми. Эти данные свидетель­ствуют о том, что роль кислорода в нефти (и горючих газах) незначи­тельна, между тем как роль водорода весьма существенна.

Нефть — маслянистая жидкость темно-коричневого (иногда поч­ти черного) цвета, представляющая собой сложную смесь главным об­разом углеводородных соединений с примесью высокомолекулярных орга­нических кислородных, сернистых и азотистых соединений.

Химический состав. Элементный состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов — углерода, во­дорода, кислорода, серы и азота. Содержание углерода в нефти ко­леблется от 80 до 87,5%, водорода — от 11 до 14%. Максимальное со­держание остальных трех элементов в сумме может достигать 5—8% (в основном за счет серы).

Нефть состоит из углеводородов грех основных групп: парафино­вых, нафтеновых и ароматических. Встречаются также и некоторые производные этих углеводородов, а также соединения, представляю­щие собой сочетание различных типов углеводородов. Обычно пре­обладают углеводороды парафинового (метанового) или нафтеново­го ряда. В меньших количествах встречаются углеводороды арома­тического ряда.

Парафиновые углеводороды, или алканы, имеют формулу С_пН_2п+2 и представляют насыщенные углеводородные соединения. Они могут иметь нормальное или изостроение углеводородных атомов.

Нафтеновые углеводороды характеризуются формулой С_пН_3п. Эти соединения (цикланы) имеют замкнутую углеводородную цепь и, как и парафиновые углеводороды, являются насыщенными.

В группу ароматических углеводородов (арены) входят все угле­водороды, содержащие хотя бы одно бензольное кольцо, так называ-

- 132 –

емос ароматическое ядро). Эти соединения имеют повышенную хи­мическую активность по сравнению с метановыми и нафтеновыми углеводородами и высокую растворяющую способность. Они значи­тельно лучше растворимы в воде и органических растворителях, чем метановые и нафтеновые углеводороды, и неограниченно растворя­ются друг в друге.

Состав нефти до настоящего времени остается еще слабо изу­ченным, особенно состав высокомолекулярных ее соединений. Вви­ду невозможности определения всех индивидуальных компонентов нефти, широко применяется так называемый групповой анализ, по­казывающий содержание парафиновых, нафтеновых и ароматиче­ских углеводородов. В зависимости от группового состава выделя­ются следующие классы и промежуточные типы нефти: метановые, метано-нафтеновые, нафтеновые, нафтено-ароматические и арома­тические.

Средняя нефть содержит примерно одинаковые количества угле­водородов различных классов, но чаше один из классов преобла­дает. Наиболее распространен метано-нафтеновый или нафтено­метановый. В природе не существует метано-ароматического типа.

Метановые углеводороды достигают максимальной концентра­ции только в легкокипящих фракциях нефти. С повышением тем­пературы кипения фракции содержание метановых углеводородов резко падает в большинстве сортов нефти. Наоборот, содержание ароматических — почти всегда возрастает. Поэтому тяжелые сорта нефти практически не содержат легких фракций и могут иметь аро­матический характер.

Распределение указанных типов углеводородов во фракциях нефти, выкипающих при различных температурах, характеризует состав и свойства нефти. Температура кипения углеводородов нео­динакова и определяется строением углеводородов. Чем большее ко­личество атомов углеводорода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения углеводорода. Температура кипения цикли­ческих углеводородов выше, чем метановых с тем же количеством углеродных атомов.

Фракции, выкипающие до 60°С, называются петролейным эфи­ром, выкипающие до 200°С — бензиновыми, при 200—300°С — керо­синовыми, при 300—400°С — газоиливыми, выше 400°С — смазочными маслами и выше 500°С — асфальтовыми.

Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми угле­водородами. По мере повышения температуры кипения фракций доля парафиновых углеводородов уменьшается, а доля ароматиче­ских — возрастает. Тяжелый остаток составляет до 15—35% нефти. Он содержит смолы и асфальтены, которые представляют собой со­вокупность сложных неуглеводородных соединений. В смолисто- асфальтеновых компонентах сосредоточена основная часть метал­лов, содержащихся в нефти.

- 133 –

Элементарный анализ нефти показывает, что сумма углерода и водорода составляет менее 100%. Это связано с тем, что кроме чисто углеводородных соединений в нефти содержатся соединения, в мо­лекулы которых входят атомы серы, азота и кислорода. Эти соедине­ния называют соответственно: сернистыми, азотистыми и кислород­ными. Эти вещества представляют собой производные углеводороды, в их строении принимают участие углеводородные радикалы или ци­клические группировки в сочетании с атомами указанных элементов. В нефти встречаются как соединения, в которых участвует какой- либо из этих элементов (О, S, N), так и более сложные вещества, со­держащие два или все три элемента.

Исследования показали, что кроме углеводородов и их серни­стых, кислородных и азотистых производных в нефти содержится также примесь веществ, в структуру которых входит ряд других эле­ментов. Эти элементы установлены в золе тяжелого остатка. Если расположить эти элементы в порядке их встречаемости в убываю­щих количествах, то получится ряд: S, N, V, Р, К, Ni, J, Si, Са, Fe, Mg, Na, Al, Mn, Pb, Ag, Cu, Ti, Sn, As. Общее содержание образую­щейся золы по отношению к исходной нефти составляет обычно ты­сячные и иногда сотые доли процента.

Физические свойства.

Плотность нефти — ее масса в единице объема (единица измере­ния плотности нефти в СИ — кг/м³). Плотность нефти определяется при температуре 20°С и соотносится с плотностью дистиллирован­ной воды при 4°С (относительная плотность).

Плотность нефти изменяется в основном в диапазоне от 700 до 1060 кг/м³, чаше встречаются нефти плотностью менее 1000 кг/м³.

Плотность нефти определяется соотношением легких и тяже­лых фракций. В легкой нефти преобладают низкокипящие: бен­зин, керосин, а в тяжелой — высококипящие компоненты (масла, смолы). Поэтому по плотности можно приблизительно судить о со­ставе нефти. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность. В связи с этим плотность неф­ти в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной. Плотность пластовой нефти опреде­ляется при анализе ее пробы, отобранной в скважинах глубинны­ми пробоотборниками, в условиях, максимально приближающих­ся к пластовым.

Относительная плотность — это отношение массы некоторого объема нефти к массе такого же объема воды. Масса нефти и нефте­продуктов определяется при 20 °С и сравнивается с массой того же объема воды при температуре 4°С. Относительная плотность нефти обозначается р™.

Вязкость нефти — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость определяет под-

- 134 –

вижность нефти и значительно влияет на продуктивность работы скважин и эффективность разработки.

Различают динамическую (абсолютную), кинематическую в от­носительную вязкость нефти. В СИ динамическая вязкость измеря­ется в Па • с (паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(см) на 1 м слоя действует сила трения 1Н. Кинематическая вязкость — отношение динами­ческой вязкости к плотности. Единица измерения кинематической вязкости — м/с. Относительная вязкость — отношение абсолютной вязкости жидкости к вязкости дистиллированной воды (вязкость ко­торой при 20°С равна 1,0008 МПа • с).

Вязкость нефти колеблется в широких пределах в зависимости от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. С уве­личением температуры и количества растворенного в нефти газа вяз­кость нефти уменьшается, причем количество растворенного газа ока­зывает более существенное влияние. Чем больше в нефти циклоарома­тических и нафтеновых углеводородов, тем большее ее вязкость.

Наиболее распространенные значения вязкости пластовой неф­ти — 0.8...50 МПа • с.

Объемным коэффициентом нефти b называют отношение объе­ма нефти в пластовых условиях V_пл к объему той же нефти на по­верхности после выделения из нее газа при стандартных условиях

V_ст : b = V_пл : V_ст

Объемный коэффициент нефти возрастает с повышением тем­пературы в пласте и увеличением количества растворенного в ней газа. Для большинства месторождений он составляет 1,1...1,7. Его определяют при анализе пластовой нефти, а также расчетным путем по фракционному составу газа при известных пластовых давлениях и температурах.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пере- счетным коэффициентом θθ = 1/b = V_CT :V_пг

Пересчетный коэффициент служит для приведения объема пла­стовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях).

Уменьшение объема нефти при ее извлечении характеризуется также коэффициентом усадки: ε = (V_пл — V_ст)/V_пл = 1 — θ.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и другие жидкости, обладает способностью сжиматься под воздействием давления. Чем больше в нефти растворенного газа, тем выше коэффициент ее сжимаемости β_н. Он определяется поданным лабораторных анализов проб нефти по формуле β_н =(b₀— b_к)/b₀/ дельтаР, где b_Q, b_к — объемные коэффициен­ты нефти при начальном Р и конечном Р_к давлениях; дельта Р = Р₀— Р_к— пе­репад давлений.

Коэффициенты сжимаемости пластовой нефти могут изменять­ся в зависимости от их свойств в пределах (0,6... 1,8).10'³ МПа*¹.

- 135 -

Поверхностное натяжение характеризует противодействие си­лам, стремящимся к изменению формы поверхности. Оно существу­ет на границе раздела любых двух фаз и измеряется в Н/м или Дж/м².

Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пори­стой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин и т.п.) не­постоянно. Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления, от количе­ства растворенного в ней газа. Тяжелые нефти имеют большое по­верхностное натяжение, легкие — меньшее. С увеличением пласто­вого давления поверхностное натяжение увеличивается. При увели­чении количества растворенного в нефти газа и повышении темпе­ратуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.

Давление насыщения. Обычно нефть в пластовых условиях содер­жит растворенный газ. По мере снижения пластового давления на­ступает такой момент, когда растворенный газ начинает выделять­ся из нее в виде пузырьков. Величина пластового давления, соответ­ствующая появлению первых пузырьков газа, называется давлени­ем насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше — недонасыщенной. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыще­ния, тем благоприятнее условия для эффективной разработки зале­жи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения.

Давление насыщения определяется по глубинным пробам неф­ти, отобранных при пластовом давлении.