1. Состав и физические свойства нефти.

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, цвет которой может быть от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Нефть - это сложная природная смесь углеводородных веществ, которые находятся в ней в жидком, газообразном и твердом состояниях. Кроме углеводородов в нефти присутствуют в небольшом количестве кислород, сера, азот (0,5…8%), а также такие микрокомпоненты, как хром, никель, фосфор и другие (менее 0,02...0,03% по массе).

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

1) метановые (парафиновые) с общей формулой С_nH_2n+2 (их содержание в нефтях колеблется до 20 %);

2) нафтеновые – С_nН_2n (их содержание в нефти составляет 25 - 75%);

3) ароматические– С_nН_2n-6. Содержание ароматических углеводородов в нефти составляет 15 - 20 %.

Составом углеводородов определяются товарные качества нефти.

Различают нефти легкие (бензиновые) и тяжелые (топливные). Качество нефти во многом зависит от содержания в ней парафина. Его повышенное содержание приводит к росту температуры застывания нефти и выпадению парафина, что значительно усложняет процессы добычи и перекачки нефти. По содержанию парафина нефти делятся на:

• парафинистые (свыше 2 % парафина);

• слабопарафинистые (от 1 до 2 %);

• беспарафинистые (до 1 %).

По содержанию серы различают высокосернистые (более 0,5 % серы) и малосернистые (менее 0,5 %) нефти.

Асфальто-смолистые вещества составляют до 76% от массы нефти (смо­лы составляют около 60%). Они содержат до 93% кислорода, нафтеновые, жирные кислоты, фенолы, азот.

Минеральные компоненты нефти составляют никель, ванадий, фосфор, кремний, алюминий, марганец, натрий, литий, железо, калий, кальций и другие элементы.

Физико-химические свойства нефти. От состава нефти зависят ее физические свойства, которые меняются в зависимости от факторов, воз­действующих на нее: температуры, давления, наличия примесей.

Плотность нефти – это масса нефти в единице объема. Это основной показатель товарного качества нефти. Легкие нефти наиболее ценные.

Единица измерения плотности в системе СИ – кг/м³. Плотность нефти при нормальных условиях изменяется от 700 до 1000 кг/м³. Различают:

- легкие нефти (700-800 кг/м³),

- средние по плотности нефти (800-850 кг/м³),

- тяжелые нефти (более 850 кг/м³).

Плотность нефти в основном определяется ее составом и зависит от температуры и давления. Плотность нефти, добытой из скважины, всегда выше плотности нефти, находящейся в пласте. Чем больше нефть насыщена газом, и чем выше температура пласта, тем ниже плотность нефти.

Нефти разных месторождений различны по химическому составу. Поэ­тому для сравнения параметров их приводят к определенным, так называе­мым, стандартным условиям ( Т = 20 ^оС; Р = 0,1 МПа). Определяют плотность нефти в лабораторных условиях с помощью ареометра. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость нефти – это свойство жидкости оказывать сопротивление взаимному перемещению ее частиц при движении. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости.

Различают динамическую и кинематическую вязкость нефти.

Динамическая вязкость _н. Ее размерность — Пас.

Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких. Вязкость пластовых жидкостей и газов намного меньше 1 Пас, поэтому в нефтегазо-промысловой практике обычно пользуются размерностью мПас.

Также часто на практике пользуются внесистемными единицами вязкости – пуаз, сантипуаз:

1 П = 0,1 Пас;

1 сП = 10^-3 Пас = 1 мПас.

Например, пресная вода при температуре 20 ⁰С имеет вязкость 1 мПас.

Вязкость нефти различных месторождений колеблется в широких пределах. Различают:

- маловязкие нефти (0,5 – 10 мПас);

- нефти со средней вязкостью (10 – 30 мПас);

- высоковязкие нефти (свыше 30 мПас).

Кинематическая вязкость ν_н – это отношение динамической вязкости жидкости к ее плотнос­ти при той же температуре:

Единица измерения кинематической вязкости - м²/с.

На практике часто используют внесистемную единицу кинематической вязкости – стокс или сантистокс:

1 Ст = 10^-4 м²/с;

1 сСт = 10^-6 м²/с.

Вязкость нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, а также от температуры и давления. Чем выше давление, тем больше вязкость нефти. С повышением температуры и увеличением растворенного в нефти газа вязкость нефти уменьшается. Поэтому вязкость пластовой нефти всегда ниже добытой нефти.

Давление насыщения нефти газом — это давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости, т.е. появляются первые пузырьки газа. Обозначают обычно Р_нас. Значение давления насыщения реальных нефтей изменяется в широких пределах (от 2,0 до 25,0 МПа) и зависит от состава нефти, количества растворенного в нефти газа, температуры, а также содержания некоторых газов, например, азота.

Газовый фактор нефти (или газосодержание нефти) – это количество газа, растворенного в единице объема нефти (т. е. отношение объема газа, выделившегося из пластовой нефти при нормальных условиях к объему (массе) нефти):

(2.1)

Различают: низкий (менее 20 м³/т), средний (20-100 м³/т) и высокий газовый фактор (более 100 м³/т).

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50-60 %). При извлечении нефти на поверхность происходит значительное изменение ее объема.

Объемный коэффициент нефти – это отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности после выделения из нее растворенного газа при нормальных условиях:

(2.2)

где V_пл – объем нефти в пластовых условиях;

V_пов – объем той же нефти при атмосферных условиях после дегазации.

Для нефтей большинства месторождений объемный коэффициент изменяется от 1,0 до 2,0. Его определяют в лабораторных условиях, анализируя пробы пластовой нефти, отобранной глубинными пробоотборниками. Объемный коэффициент нефти применяют для пересчета запасов нефти из пластовых условий в поверхностные условия и обратно.

Сжимаемость нефти (упругость) – это способность нефти изменять свой объем при изменении термобарических условий (температуры и давления). Для нефтей, добываемых в России, этот коэффициент изменяется в пределах от 510^-10 Па^-1 до 14010^-10 Па^-1.

На практике приходится использовать и другие свойства нефти, такие как тепловые, оптические и электрические.