Физико-химические свойства нефти

 

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема:

ρ = m / v [ г/см³; кг/м³].

Плотность относительная (ρ^о) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности воды (ρ_в) при 4^оС:

 

ρ^о = ρ_н / ρ_в. (2.29)

 

Плотность (ρ_н) и удельный вес (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно различают: легкие с плотность 820-860, средние – 860-900, тяжелые – 900-950 кг/м³. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа (рис. 2.1). С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.

Рис. 2.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением 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.

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 гетеросоединения взаимодействуют друг с другом (физическое, Ван-дер-Ваальсов-ское взаимодействие). С точки зрения математики все наблюдаемые макрохарактеристики нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно коррелирует со степенью этих взаимодействий.

Вязкость (абсолютная, динамическая) – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 2.2).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, (2.30)

 

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 2.2;

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. 2.2. 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 возрастанием температуры вязкость сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. С увеличением молекулярного веса фракций, плотности, температурного интервала выкипания фракций величина вязкости возрастает

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

. (2.31)

 

Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести. . (2.32)

Единицы измерения кинематической вязкости:

- - система СИ – [м²/с, мм²/с];

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

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 2.3). Вязкость уменьшается с повышением

Рис. 2.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

 

количества углеводородного газа растворенного в нефти. При этом с увеличением молекулярной массы газового компонента (от СН₄ к С₄Н₁₀) вязкость нефтей будет уменьшаться, а с увеличением молекулярной массы жидкого компонента (от С₅Н₁₂ к высшим) вязкость нефтей будет возрастать. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость пластовых нефтей будет возрастать. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Чем больше в нефте содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефтей. В уравнении (2.30) координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A - есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

 

d γ/dt = τ/μ. (2.33)

 

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Уравнение (2.33), описывающее связь между напряжением и скоростью сдвига, называется реологическим. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

 

τ = τ_о + μ^* (d γ/dt), (2.34)

 

где τ_о – динамическое напряжение сдвига;

μ^* - кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения от модуля скорости деформации: τ = К(d γ/dt)ⁿ, (2.35)

 

где К – мера консистенции жидкости, с увеличением вязкости возрастает;

n – показатель функции, при n =1, уравнение (2.35) описывает течение ньютоновских жидкостей.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (2.36)

 

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Следовательно, с увеличением плотности коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (2.37)

 

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (2.38)

 

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.

Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

Диэлектрические свойства нефтей. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости измененяются в следующих диапазонах: для воздуха → 1 – 1,0006; для нефти → 1,86 – 2,38; для нефтяного газа → 1,001 – 1,015; для смол и асфальтенов → 2,7 – 2,8; для воды → 80 – 80,1. С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl равной 5,6% диэлектрическая проницаемость воды равна – 69,1, а при концентрации NaCl равной 10,7% диэлектрическая проницаемость уменьшится до 59.