1.3. Свойства нефти и пластовой воды

Плотность. Плотность нефти является важным физическим свойством и оказывает влияние на ряд явлений, происходящих как при формировании нефтяных залежей, так и при их разработке.

Плотность определяется количеством покоящейся массы, заключенной в единице объема. В Международной системе единиц (СИ) единицей измерения плотности является кг/м³.

Плотность большинства нефтей колеблется от 760 до 960 кг/м³. Наиболее часто встречаются нефти плотностью 820÷890 кг/м³.

На практике чаще имеют дело с безразмерной величиной – относительной

плотностью 

20 4

, т. е. отношением плотности нефти при +20⁰С и плотности воды

при +4⁰С (при этой температуре плотность воды наибольшая). Если плотность определяется не при стандартной температуре (+20⁰С), необходимо привести ее величину к стандартной. Для этого существуют таблицы поправок. Относительная плотность при стандартной температуре рассчитывается по формуле (1.1), учитывающей зависимость объемного расширения от температуры:

	20		t	 t	 20  ,	(1.1)
	4		4

11

где  поправка плотности при изменении температуры на 1⁰С; t – температура опыта, ⁰С.

Плотность нефти определяется пикнометрическим, ареометрическим методом или с помощью весов Вестфаля. Ареометрический метод наиболее простой метод, но менее точный. Для более точного определения плотности нефти в лабораторных условиях пользуются весами Вестфаля и пикнометром.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. В пластовых условиях плотность нефти обычно меньше плотности сепарированной нефти.

При снижении давления до давления насыщения при постоянной температуре плотность нефти незначительно понижается, что связано с ее сжимаемостью (рис. 1.1). При дальнейшем снижении давления плотность нефти существенно возрастает за счет выделения из нее растворенного газа, т.е. наиболее легких веществ.

_н

Рнас ^P

Рис. 1.1. Зависимость плотности пластовой нефти от давления

Существует несколько классификаций нефти по плотности. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть подразделяется

на пять типов (при температуре 200С):
0	– особо легкая,	не более 830,0 кг/м3;
1	– легкая,	830,1÷850,0 кг/м3;
2	– средняя,	850,1÷870,0 кг/м3;
3	– тяжелая,	870,1÷895,0 кг/м3;
4	– битуминозная,	более 895,0 кг/м3.

12

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и количества растворенного газа, сильное влияние оказывает их минерализация.

Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки газа. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих одинаковых условиях с увеличением молекулярной массы нефти этот параметр увеличивается. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиться. В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором – недонасыщена.

При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом:

b 	V		пл
	V	пов

,

(1.2)

где V_пл – объем нефти в пластовых условиях;

V_пов – объем той же нефти при стандартных условиях, после ее дегазации. Так как в нефти может растворяться очень большое количество

углеводородного газа (даже 1000 и более м³ в 1 м³ нефти) в зависимости от термодинамических условий, объемный коэффициент нефти может иметь величину в несколько единиц, но чаще его величина менее 1,3. Объемный коэффициент для пластовой воды обычно изменяется от 0,99 до 1,06.

При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный коэффициент нефти незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости (рис. 1.2). При давлении насыщения достигает своего максимума (нефть полностью насыщена газом), а дальнейшее снижение давления приводит к выделению газа из нефти и уменьшению b.

Уменьшение объема извлеченной нефти по сравнению с объемом нефти в пласте в промысловой практике называется «усадкой»:

u		b

 1 b

.

(1.3)

Продукция каждой добывающей нефтяной скважины характеризуется газовым фактором – количеством газа (м³), приходящимся на 1 м³ или на 1 т добываемой жидкости:

G			V г	.	(1.4)
	г
			V ж

13

b

Pнас ^P

Рис. 1.2. Зависимость объемного коэффициента пластовой нефти от давления

Вязкость – свойство жидкости при движении оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга.

Коэффициент динамической вязкости (коэффициент внутреннего трения или абсолютная вязкость) определяется выражением:

	F		z	2
	s			2

• z 1

•  1

,

(1.5)

где F – тангенциальная сила внутреннего трения в жидкости, Н; s – площадь, на которую действует эта сила, м²;

z₂–z₁ – расстояние между двумя бесконечно тонкими слоями жидкости (м), движущимися со скоростями ₂ и ₁ (м/с).

Единицей динамической вязкости в системе СИ является 1 Пас. Это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга со скоростью 1 м/с двух ее слоев площадью 1 м² каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1 Н.

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, может быть как меньше, так и значительно больше 1 Пас. На практике часто пользуются такими единицами вязкости как пуаз, сантипуаз (1 П=0,1 Пас, 1 сП=1 мПас).

Динамическая вязкость пресной воды при +20⁰С с достаточно большой точностью равна 1 сП.

Для технических целей, особенно в трубопроводном транспорте, пользуются коэффициентом кинематической вязкости , за который принимают отношение коэффициента динамической вязкости  к плотности жидкости ρ, т. е.

		.	(1.6)



14

Единицей кинематической вязкости в системе СИ служит 1 м²/с. Кинематическая вязкость воды равна 1 мм²/с. На практике еще пользуются единицей вязкости, называемой стоксом (1 Ст=110^-4 м²/с, 1 сСт=1 мм²/с).

Для определения вязкости разработано большое число разнообразных приборов, носящих название вискозиметров. Их принцип действия основан на измерении времени истечения определенного объема исследуемой жидкости через капиллярную или более широкую трубку.

При этом для вычисления коэффициента динамической вязкости пользуются формулой Пуазейля:

	 r	2		 P	

	8		V	 L

,

(1.7)

где r и L – соответственно радиус и длина капилляра;

Р – перепад давления, при котором происходит истечение за время ; V – объем вытекающей жидкости.

Непосредственно определение коэффициента динамической вязкости жидкости затруднительно, поэтому на практике часто определяют коэффициент относительной вязкости. Коэффициент относительной вязкости показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды. Коэффициент относительной вязкости определяется вискозиметром Энглера.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенных пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа и с увеличением температуры, а повышение давления вызывает лишь незначительно увеличение вязкости. Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения.

С повышением молекулярной массы нефти вязкость ее увеличивается. На увеличение вязкости нефти оказывает влияние повышенное содержание в ней парафина и асфальтосмолистых веществ.

Сжимаемость нефти и воды. Нефть и вода обладают упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Упругость жидкости измеряется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к ее первоначальному объему при изменении давления:

	ж	

 V V  P

,

(1.8)

где V – абсолютная величина изменения объема жидкости; V – начальный объем жидкости;

Р – абсолютная величина изменения давления.

15

На коэффициент сжимаемости пластовой нефти наибольшее влияние оказывает количество растворенного в ней газа.

Дегазированные нефти имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости, порядка 510^-10 1/Па, а легкие нефти, содержащие в своем составе значительное количество растворенного газа, – до 14010^-10 1/Па. Коэффициент сжимаемости пластовой воды обычно не превышает 510^-10 1/Па.

Товарные свойства нефти. Товарные свойства нефти определяются технологической классификацией. Она предусматривает следующие показатели оценки нефти:

1. содержание серы в нефтепродуктах;

2. содержание фракций, выкипающих до 350⁰С;

3. содержание базовых масел и их качество;

4. содержание парафина;

5. индекс вязкости.

Характеристика подготовки нефти в промысловых условиях по некоторым показателям представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Показатели промысловой подготовки нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Наименование показателя			Группа
	1		2		3
Массовая доля воды в %, не более	0,5		0,5		1,0
Концентрация хлористых солей в мг/дм3, не более	100		300		900
Массовая доля механических примесей в %, не более		0,05
Давление насыщенных паров, кПа, не более		66,7
	не нормируется
Содержание хлорорганических соединений, млн.-1		(определение
		обязательно)

Для характеристики нефти и нефтепродуктов используют также показатели температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, плавления и застывания.

Смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня при температуре, которая называется температурой вспышки. При этом вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки будет тем ниже, чем легче фракция нефти (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Температура вспышки, 0С		Фракция
40		бензиновые
от 28	до 60	керосиновые
от 130	до 325	масляные

16

После определения температуры вспышки нефтепродукта при поднесении огня его пары вновь загораются и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нефтепродукт при контакте с воздухом самопроизвольно воспламеняется.

Наиболее легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты

(300÷350⁰С).

Температурой плавления твердых нефтепродуктов называется температура их перехода из твердого состояния в жидкое, а температурой застывания – температура, при которой (в определенных условиях) нефтепродукт теряет подвижность.

Пластовые воды – постоянные спутники нефтяных и газовых месторождений – играют большую роль в формировании залежи и в процессах ее разработки. Поэтому для устранения различных осложнений при разработке залежей необходимо учитывать солевой состав вод, поступающих в скважины.

Основными веществами, растворенными в природных водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Na⁺, K⁺, Ca²⁺, Mg²⁺, Cl^-, SO₄^2-, HCO^3-, CO₃^{2 -}, называемые главными ионами. Количественное соотношение между этими ионами определяет тип природной воды.

Минерализация воды – один из основных параметров воды, под которым понимают общее содержание растворенных в ней солей.

Жесткость воды обуславливается наличием в ней солей Са и Mg. Жесткость воды выражают в градусах. Каждому градусу жесткости соответствует содержание CaO в количестве 10 мг/л или эквивалентное ему количество MgO –

7,1 мг/л.