Классификация нефтей

Физико-химические свойства газожидкостных смесей

Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

— малосернистые (содержание серы не более 0,5%);

— сернистые (0,5—2,0%);

— высокосернистые (более 2,0%).

Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смол нефти подразделяются на:

— малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);

— смолистые (18—35 %);

— высокосмолистые (свыше 35%).

Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C₁₇H₃₆—С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄—C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;

парафинистые— 1,5—6,0 %;

высокопарафинистые — более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Свойства нефти

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2; нафтеновые – С_nН_2ni; ароматические – С_nH_2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и бутан С₄Н₁₀), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄ и гептан С₇Н₁₆ неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈ до С₁₇Н₃₆ – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. 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 – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м² поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 20⁰С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20⁰С.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м³ (плотность менее 800 кг/м³ имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м³) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871¸970 кг/м³) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м³) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50⁰С 1,2 ¸ 55·10^-6м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальто-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти b_н колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа^-1, коэффициент b_н определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в».

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти (м³/т).

Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Огнеопасность нефти характеризуется температурой вспышки паров, при которой пары нефти, нагретой при определенных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Взрываемость нефти (т.е. способность воспламеняться от открытого пламени) зависит от соотношения смеси её паров с воздухом.

Различают нижний и верхний пределы взрываемости нефтепродуктов в воздухе. Нижний предел - такая концентрация паров нефти в воздухе, ниже которой не происходит вспышка смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел соответствует такой концентрации паров нефти в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а просто горит.

Диэлектрические свойстванефти.

Нефть относится к диэлектрикам, т.е. обладает высоким удельным электрическим сопротивлением (не проводит электрический ток). При движении нефти по трубопроводам вследствие её трения о стенки трубопроводов образуется статическое электричество. Это может привести к пожару, поэтому трубопроводы и цистерны для транспорта нефти заземляют.