2.1.2. Нефть и газоконденсат, состав и физические свойства.

Нефть – маслянистая горючая жидкость, обычно темно коричневого цвета, со специфическим запахом. Углеводородные соединения, входящие в состав нефти содержат от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂ – С₁₇Н₃₆).

Газоконденсат (С₅Н₁₂ – С₈Н₁₈₎ – что позволяет многим исследователям относить газоконденсат к «легкой» нефти.

Добываемые в РФ нефти представлены тремя (в основном) группами углеводородов:

• метановой (парафиновой);

• нафтеновый;

• ароматической группой.

Как правило, в нефти присутствуют и другие компоненты: сера, азот, кислород и т.д. По содержанию серы нефти подразделяются на три класса:

• малосернистые  0,5 % S;

• сернистые 0,5 – 2,0 % S;

• высокосернистые > 2.0 % S.

По содержанию смол нефти классифицируются на:

• малосмолистые  18 % смол;

• смолистые 18 – 35 % смол;

• высокосмолистые > 35 % смол.

По содержанию парафина нефти делятся на три вида:

• малопарафинистые < 1,5 % парафина по массе;

• парафинистые 1,5 – 6,0 % парафина;

• высокопарафинистые > 6.0 %.

Парафин из нефти выделяется в результате снижения температуры, выделения растворимых газов и т.д. Очищенный парафин – бесцветная кристаллическая масса, не растворимая в воде.

 = 907 – 915 кг/м3 и Тплавл.= 313 –333⁰ К.

В состав парафина входят углеводороды ряда: С₁₇Н₃₆ – С₅₅Н₁₁₂. В настоящее время физико-химические свойства парафинов полностью не изучены.

Плотность нефти зависит от состава нефти, давления, температуры и количества растворенного газа. В пластовых условиях плотность нефти меньше ее плотности при нормальных условиях.

Относительная плотность нефти – это отношение 1(единицы) массы нефти к массе того же объема дисциллированной воды при Т= 4 ⁰С.

Плотность нефти (конденсата) обычно в полевых условиях измеряют ареометром с обязательным измерением температуры и последующим приведением к стандартным условиям:

₂₀ =  t + а (t - 20) (2.13)

В лаборатории плотность определяется с помощью пикнометров или плотномеров.

Вязкость нефти .

Вязкость нефти определяется, как правило, экспериментальным путем. Вязкость отсепарированной и пластовой нефти существенно различаются. Это связано с наличием растворенного газа в нефти в пластовых условиях, с пластовыми давлениями и температурами. При повышении температуры вязкость нефтей уменьшается, поэтому при перекачке нефтей и мазут их подогревают.

Испаряемость.

Испарением называется переход жидкостей у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую, что может происходить при любой температуре. Испарение нефти в открытых резервуарах неизбежно, при этом она теряет наиболее легкие фракции (и наиболее ценные, топливные). Чтобы избежать потерь легких фракций при добычи нефти, транспортировки и хранении, вся технологическая цепочка оборудования должна быть герметизирована.

К физико – химическим свойствам нефтей относятся так же их молекулярная масса, теплоемкость, теплопроводность, сжимаемость – эти параметры определяются экспериментальным или расчетным путем при проведении аналитических лабораторных исследований проб нефти.

Растворимость газов в нефти.

Все основные свойства нефтей зависят от количества растворенного в них газа. Газонасыщенность нефти определяется экспериментальным путем и зависит от состава нефти и газа, давления и температуры.

При снижении давления происходит разгазирование нефти. А с повышением температуры растворимость газа в нефти уменьшается. Различные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газов растворимость их возрастает.

Давлением насыщения пластовой нефти называют давление Р, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Оно зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры.

Когда в нефтяном пласте имеется свободный газ (газовая шапка), давление насыщения нефти газом равно Рпл. Или близко к нему. Рпл. Может быть и больше давления насыщения, когда нефть в залежи недонасыщена газом.

Пластовые воды.

Кроме газа, газоконденсата и нефти к пластовым флюидам относятся и воды. Часто встречаются случаи, когда при эксплуатации газоконденсатных, газонефтяных и газовых скважин происходит одновременный приток газа и воды. Для установления правильного технологического режима работы скважин необходимо знать физико-химические свойства этих вод:

• плотность;

• минерализация;

• кислотность и химический состав;

• вязкость;

• сжимаемость и другие.

Эти параметры определяются экспериментальным (лабораторным) и расчетным путем.