Физические свойства нефтей. Опишите физические свойства нефти


Физические свойства нефтей

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа растворенного в 1м3 объема пластовой нефти :

(8)

Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :

, (9)

где — изменение объема нефти; — исходный объем нефти. — изменение давления. Размерность — 1/Па, или Па-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 - 5)*10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

. (10)

Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)*10-4 1/°С.

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 наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

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

, (11)

где — объем нефти в пластовых условиях; — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; — плотность нефти в пластовых условиях; — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1.2 – 1.8.

Пересчетный коэффициент . (12)

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. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.

По плотности пластовые нефти делятся на:

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. 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. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

  • незначительной вязкостью — мПа × с;

  • маловязкие — мПа × с;

  • с повышенной вязкостью — мПа× с;

  • высоковязкие — мПа× с.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

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

studfiles.net

Химический состав и физические свойства нефти » СтудИзба

1.1.         Химический состав и физические свойства нефти

Нефть -- горючее полезное ископаемое, состоящее из сложной смеси, главным образом предельных углеводородов, с примесью органических кислородных, сернистых и азотистых соединений. Обычно нефть представляет собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета, но встречается слабоокрашенная в желто-зеленый цвет и даже бесцветная нефть.

В промышленных масштабах нефть начали добывать в 60-х годах прошлого столетия (с 1856г.)

Нефть представляет собой весьма сложное минеральное вещество. Она не образует самостоятельного пласта, а заполняет пустоты в породах, принимает форму залегания вмещающих ее пород. Как правило, нефти небольшой относительной плотности обладают более светлой окраской, а большой - имеют темный и даже черный цвет и более вязки. Для всех нефтей характерен специфический запах.

В большинстве случаев содержание углерода в нефти различных месторождений составляет 84-87%, а содержание водорода -- 12-14%. На долю этих двух элементов приходится 97-99% всего состава нефти. Содержание серы, кислорода и азота составляет 1-2% и лишь в редких случаях увеличивается до 3-5%. Азот присутствует в составе азотсодержащих органических соединений, а кислород - главным образом  в составе нафтеновых кислот. Каких-либо закономерностей в соотношении углерода и водорода не установлено.

В зависимости от преобладания в составе той или иной нефти членов определенного ряда углеводородов определяется и ее характер. В первую очередь нефти различают по содержанию в них парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов.

Парафиновые углеводороды метанового ряда отличаются наибольшим содержанием водорода. Нафтеновые  углеводороды этиленового ряда содержат меньше водорода. Ароматические углеводороды бензольного ряда - еще меньше водорода.

Чистые классы нефтей парафиновых, нафтеновых и ароматических в природе не встречаются. В большинстве случаев нефти представляют собой смешанные типы с преобладанием того или иного класса.

Углеводороды ряда метана представлены в нефти наиболее полно и разнообразно, начиная с газообразных ( от метана до бутана) до жидких ( от пентана С5Н12 до гексадекана С16Н34) и твердых (отС17Н36 и далее). К твердым углеводородам метанового ряда относят парафины, встречающиеся в различных количествах во всех нефтях. По содержанию парафинов нефти подразделяют на беспарафиновые - с содержанием парафина до 1%; слабо парафиновые - с содержанием парафина 1-2%; парафиновые - с содержанием парафина свыше2%.

По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые с содержанием серы до 0,5% и на высокосернистые с содержанием серы более 0,5%. Присутствие серы в нефтях нежелательно, так как она разъедает нефтеперегонную аппаратуру, нефтепроводов и придает нефти неприятный запах.

В составе нефти всегда присутствуют в относительно большем или меньшем количестве асфальтены и смолы.

Асфальтены -- это высокомолекулярные органические соединения, содержащие коме углерода и водорода серу и кислород; по внешнему виду представляют собой бурые или черные аморфные порошки. Смолы - это полужидкие, иногда почти твердые, тягучие темно-желтые  или темно-коричневые вещества с относительной плотностью несколько выше единицы; по своим химическим свойствам очень напоминают асфальт.

По содержанию асфальтенов и смол нефти подразделяют на малосмолистые с содержанием смол менее 8%; смолистые с содержанием смол 8-28%; сильно смолистые с содержанием смол более 28%.

Основные физические свойства нефти - относительная плотность, вязкость, температура кипения, теплота сгорания, растворимость, электрические и оптические свойства.

Нефти подразделяют на легкие и тяжелые. Нефти с относительной плотностью менее0,9 считаются легкими, с плотностью 0,9 и более - тяжелыми. Различие плотности нефтей объясняется, прежде всего их химической природой, а также зависит от количества растворенного в них газа: чем больше количество газа в нефти, тем меньше ее плотность.

Вязкость, или внутреннее трение, - это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под влиянием приложенной силы. существенное влияние на вязкость оказывают температура, давление и факторы химического характера. Вязкость жидкостей с повышением температуры уменьшается, а с повышением давления возрастает. Наибольшей вязкостью обладают ароматические углеводороды, далее следуют нафтены, затем парафины.

Нефть не имеет определенной температуры кипения, поэтому для нее различают начальную и конечную температуру кипения. Чем меньше плотность нефти, тем при более низкой температуре она закипает.

Теплота сгорания нефтей колеблется в пределах 10300-10800 ккал. Чем меньше плотность нефти, тем выше ее теплота сгорания.

Нефть и ее дистилляты растворяются в воде в ничтожно малом количестве. Например, вода  растворяет 0,027% керосина, т. е.  1м3 воды может растворить только 270г керосина.

Нефть и нефтепродукты  хорошо растворяются в органических растворителях: бензоле. хлороформе, сероуглероде, эфире. На этом свойстве основано определение нефтенасыщенности пород путем получения из них нефтяных вытяжек.

Нефть и ее производные по отношению к электрическому току являются изоляторами. Сопротивление, которое она оказывает прохождению электрического тока, весьма велико и на изменении этого свойства нефтей  основано применение электрокаротажа скважин.

 

studizba.com

Физические свойства природной нефти

Нефть собой являет невероятно сложную смесь с химической точки зрения, поэтому, благодаря переменному ее составу, говорить о каких-то константах не представляется возможным. Ибо переменный состав подразумевает слишком большую разницу разных экземпляров нефти. Следовательно, химические и физические свойства нефти также будут отличаться.

Однако, для общих характеристик вещества определение нижних и верхних границ химическо-физических свойств обладает важным значением: ведь только благодаря этому можно определить, какое качество у той или иной нефти, каковы ее товарные качества и какой стоимости она достойна.

Так, одним из наиболее распространенных и наиболее важных показателей нефти является плотность. Она выясняется практически сразу, при исследовании нового месторождения нефти. Но особое значение у этого показателя назначается при расчете объема нефти или при расчете нужного объема ее. Поясним, почему это так важно: при произведении практической работы на новых скважинах, при рассчетно-конструктивном анализе и последующих исследованиях, да даже при перевозке нефти этот параметр имеет первостепенное значение, поскольку плотность у разных сортов нефти очень и очень различна. Судите сами: нижняя граница плотности составляет 0, 77 гр на сантиметр в кубе, а верхняя – 2, 0 гр. на сантиметр в кубе. Но более обычна плотность в пределах 0, 83 гр. на кубический см – 0, 96 гр. на кубический см.

Следующий параметр, по важности своей не менее важный, нежели плотность, это показатели внутреннего тренера или вязкость. Это свойство в первую очередь проявляется в оказываемом жидкостью сопротивлении, которое начинается при перемещении ее частей относительно друг друга, когда на нефть начинает воздействовать внешняя сила. Грубо говоря, если вы начинаете переливать нефть из одного сосуда в другой, проявляется вязкость.

Этот параметр имеет первостепенную важность, когда идет расчет строительства нефтяных труб, определяется нужная подача топлива и прочее.

Следующий параметр – температурный предел, который характеризует начало и конец кипения нефти. Стоит заметить, обычно к веществам применяют параметр «температура кипения». Но с нефтью все сложнее. Тут важно знать, когда начинают отделяться те или иные фракции, какой температурный интервал нужен для перегонки. И уже по ее результатам делают вывод о фракционном составе нефти.

Как вы понимаете, определение границ кипения нефтяных фракций вкупе с выявлением процентного соотношения фракций в нефти, в дальнейшем определяют товарные характеристики (и, кстати, не только товарные).

Еще один физический параметр, касающийся температурного режима нефти, это температура вспышки – тот градус, при котором нагревается нефтяная субстанция, вызывающий усиленное образование паров. Эти пары нагнетаются до определенной точки, затем смешиваются с воздухом и, при воздействии открытого огня, начинают гореть. Этот параметр влияет не только на технику безопасности при добыче и перегонке нефти, но и на конструктивные особенности работы с ней.

Еще один параметр – температура воспламенения. Это температура, когда нефтепродукт начинает гореть, и его горение длится больше пяти секунд.

А температура застывания – тот температурный режим, при котором растворенные в нефти углеводороды начинают кристаллизоваться. Стоит отметить, при понижении градусов некоторые компоненты, входящие в состав нефтепродукта, теряют вязкость и приобретают меньшую подвижность, что, вкупе с кристаллизацией, существенно осложняют транспортировку нефти.

www.oilngases.ru