Физико-химические свойства нефти

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.

 

Плотность нефти

 

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см³; кг/м³]:

ρ = m / v. (4.1)

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры ( нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

Под относительной плотностью (ρ^о) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности воды (ρ_В), определенной при 4^оС:

ρ^о = ρ_н / ρ_В. (4.2)

 

Величины плотность нефти (ρ_н) и удельный вес нефти (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы:легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м³. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м³) от температуры (Т, ^оС) оценивается выражением:

ρ(Т) = ρ₂₀ · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)

 

где ρ₂₀ – плотность нефти при 20^оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).

Таблица 4.1

Значения коэффициента объёмного расширения

 

ρ, кг/м3	ζ, 1/оС	ρ, кг/м3	ζ, 1/оС
800-819	0,000937	900-919	0,000693
820-839	0,000882	920-939	0,000650
840-859	0,000831	940-959	0,000607
860-879	0,000782	960-979	0,000568
880-899	0,000738	980-999	0,000527

 

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20^оС (ρ₂₀) равна 870 кг/м³. Какова плотность этой же нефти при температуре 10^оС?

Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:

 

Ρ₁₀ = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м³.

 

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

ρ (Р) = ρ₂₀ · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)

 

или ρ (Р) = ρ₂₀ · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)

где ρ₂₀ – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа^-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 10⁹ Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м³. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:

 

Ρ_6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 10⁶ / 1,3 · 10⁹] ≈ 874 кг/м³.

 

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.

С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

 

 

Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

 

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.

 

Вязкость нефти

Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Нефть – неидеальная система.

С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского взаимодействия – кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризуетсилу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 4.2).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, (4.6)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости или газа (рис. 4.2);

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

 

Рис. 4.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга

 

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с, мПа×с];

- система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (см×с)].

С вязкостью связан параметр – текучесть ( j) – величина обратная вязкости:

. (4.7)

 

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. (4.8)

Единицы измерения кинематической вязкости:

– система СИ – [м²/с, мм²/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.

С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает.

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис. 4.3).

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН₄ к С₄Н₁₀, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).

Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.

С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С₅Н₁₂ и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

 

 

Рис. 4.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

 

Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.

Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 4.4. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 4.4. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 4.4. б).

По данным Г.Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с (около 25 % залежей), от 1 до 7 мПа×с (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

 

 

Рис. 4.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

 

Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700-800 мПа×с), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.