ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

2.1.Состав и свойства нефти

Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

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 содержится 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.Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.

Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.

Углеводороды предельного ряда:

Самый простейший углеводород:

- метан - СН₄ (газ);

- этан - С₂Н₆ (газ).

- - бутан – С₄Н₁₀ (газ, который при обычной температуре и небольшом давлении – жидкость);

- пентан-С₅Н₁₂ (жидкость) и т.д.;

По содержанию серы нефти делятся на классы: - малосернистые (содержание серы до 0,5 %) - сернистые (от 0,51 до 2 %)

- высокосернистые (более 2%).

В основном нефти месторождений Западной Сибири относятся к классу малосернистых.

По содержанию смол нефти делятся на подклассы: - малосмолистые (содержание смолы до 18 %); - смолистые (от 18 до 35 %); - высокосмолистые (более 35%).

Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к.содержание в них смол в среднем 5- 7 %.

По содержанию парафина нефти делятся на группы: - малопарафинистые (содержание парафина до 1,5%) - парафинистые (от 1,51 до 6 %);

- высокопарафинистые (более 6 %).

В основном все нефти месторождений, например, Муравленковского региона относятся к группе парафинистых, т.к. содержание парафина колеблется от 2,2% до 8%.

Разделение сложных смесей на более простые смеси называют фракционированием. Нефть разделяют на фракции путем перегонки. Фракция нефти, имеющая интервал кипения 30 – 205 ^оС - бензин, с интервалом кипения 200 - 300 ^оС – керосин. Оставшаяся фракция - это мазут, из которого получают битумы, гудроны, масла.

В зависимости от фракционного состава различают бензиновые (легкие) и топливные (тяжелые) нефти. Нефти месторождений Западной Сибири по фракционным составам в основном относятся к бензиновой нефти.

Свойства нефти изменяются в процессе ее добычи – при движении по пласту, в скважине, системах сбора и подготовки, при контакте с другими жидкостями и газами.

Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение, объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.

Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.измерения м³/м³ или м³/т.

1т нефти например Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура) 52,1 м³ нефтяного газа, Сугмутского – 98 м³ нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м³ нефтяного газа, Меретояхинского - 290,9 м³ нефтяного газа, а Умсейского –307,6 м³ нефтяного газа.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам.

Давление насыщения нефтей Муравленковского месторождения составляет 64,4 - 90,8 атм., Сугмутского – 112 атм., Суторминского 64 – 81 атм., Умсейского – 258 атм., Меретояхинского – 295 атм.

Плотность нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, давления и температуры.

Плотность нефти- физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к единице объема. Ед.измерения - кг/м³.

Пользуются понятием относительной плотности нефтичисленно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t = +4 ^оС.

Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.

Например: плотность нефти Муравленковского месторождения в пластовых условиях 781 кг/м³, а в поверхностных условиях - 853 кг/м³;плотность нефти Меретояхинского месторождения соответственно, 597 кг/м³ и 833 кг/м³.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.

Вязкость- свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость нефти.

Ед. измерения соответственно, Па∙с, м²/с.

Поверхностное натяжениепредставляет собой силы реакции, противодействующие изменению формы поверхности под давлением поверхностного слоя, возникающего вследствие отсутствия на поверхности среды взаимного уравновешения молекулярного притяжения. Данный параметр необходим для выбора применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

Коэффициент сжимаемости нефти – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 Мпа. Он характеризует упругость нефти.

Теплоемкость нефтей –является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом. Повышение температуры снижает вязкость нефти и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от ее теплоемкости. Для большинства нефтей теплоемкость лежит в пределах 1500-2500 Дж/ (кг-К).

Температура застывания –имеет значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например, при определении времени безопасной остановки перекачки для проведения ремонтных работ. Так как нефти являются смесью различных углеводородов, то у них переход из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур. Чем ближе фактическая температура нефти к ее температуре застывания, тем больше энергозатрат требуется на ее перемещение. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины, асфальтосмолистые вещества, а также предварительная термообработка. В соответствии с ГОСТ 20287-74 температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45⁰ в течение 1 мин.