Состав и физико-химические свойства нефтей

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ 
 

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов  и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.  

По консистенции нефти различаются от легко подвижных  до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.  

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:  

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают  алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.  

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.  

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых  присутствуют циклические полисопряжённые  системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен  и др. Содержание в нефти – 10-15%.  

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул  которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.  

В нефти также  содержатся в малых количествах  неорганическая сера, различные металлы и т.д.  

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень  широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие  фракции нефти:  

- 28-180°С – широкая  бензиновая фракция;  

- 120-240°С – керосиновая  фракция (150-240°С – осветительный  керосин; 140-200 – уайт-спирт);  

- 140-340°С – дизельная  фракция (180-360°С – летнее топливо);  

- 350-500°С – широкая  масляная фракция;  

- 380-540 – вакуумный  газойль.  
 
 
 

3.3.1. Физико-химические свойства нефти  
 

Плотность пластовой  нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого  газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность  нефти, тем выше выход светлых  фракций. 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. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.  
 
 
 

Рис. 3.1 . Изменение  плотности пластовой нефти в  зависимости от давления  
 

Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).  

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:  
 
 
 

, (3.37)  
 

где А – площадь  перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

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).  
 
 
 

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.  
 

Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:  

- система СИ –  [Па×с]  

- система СГС –  [Пуаз]=[г/(см×с)]  
 
 
 
 
 
 

Рис. 3.3. Изменение  вязкости пластовой нефти в зависимости  от давления и температуры  
 

Вязкость пластовой  нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.  

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.  

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:  
 
 

. (3.38)  
 

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

. (3.39)  
 

Единицы измерения  кинематической вязкости:  

- система СИ –  [м2/с]  

- система СГС –  [Стокс]  
 

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:  
 
 
 

. (3.40)  
 

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). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.  

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

, (3.41)  
 

где Vпл – объём  нефти в пластовых условиях;  

Vдег – 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 %):  
 
 

, (3.42)