Физико-химические свойства нефти в пластовых и нормальных (атмосферных) условиях

8.1. Плотность (удельный вес) нефти γ - вес единицы объема (г, кг, т) на см^З, на м^З. В практике используют относительный (безразмерный) вес - отношение веса нефти и воды при 15 градусах С (от 0,7 до 1,1). Более ценные нефти легкие, т.к. в них больше бензина и масел. Более тяжелые создают трудность при ее транспортировке. В пластовых условиях γ нефти на 5-15% легче сепарированной и приблизительно оценивается γ_сеп и γ_пл = удельному весу сепарированной и пластовой нефти, кг/м³, m - содержание газа в нефти м³/м³, р_г - относительная плотность газа, в – объемный коэффициент нефти.

8.2. Вязкость нефти - свойство частиц нефти сопротивляться перемещению вследствие внутреннего трения между частицами. Чем больше вязкость, тем больше сопротивление, тем труднее будет ее перекачивать по трубам. Вязкость измеряют вискозиметром - это условная вязкость.

Пример: ВУ₁₀ = 150сек/50сек=3 усл.градуса (время истечения нефти при t=l0 градусов/воды при t=20 градусов). Нефть в 2-25 раз более вязкая, чем вода.

Вязкость уменьшается при возрастании легких низкокипящих фракций и увеличении растворенного газа. Вязкость нефти резко изменяется при изменении температуры - чем выше °t, тем меньше вязкость. Поэтому при перекачке нефти надо держать ее °t (даже нагревать). Вязкость нефти в пласте намного меньше, чем на поверхности. Это очень важно. При растворении N₂ вязкость возрастает. Установлено, что в пластовых условиях нефти обладают структурно-механическими свойствами, описываемые формулой dr/dt=f(z), где r - деформация (сдвиг) слоев за время t, z - касательное напряжение.

8.3. Электропроводность - способность их пропускать электрический ток. Проводники и диэлектрики. Совершенно чистая вода - диэлектрик. Нефть близка к ним. На этом основано выделение нефтеносных пластов.

8.4. Теплота сгорания - количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы объема (веса) нефти. Она самая калорийная, в 1,5 выше антрацита, в 2,1 - торфа, в 2,3 - дров березы.

8.5. Испарение - переход жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую. При любой t° нефть испаряется, но более при повышенной t°. По возможности нефть надо герметизировать при добыче, транспортировке.

8.6. Давление насыщения - давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Его значение зависит от количества газа в нефти, состава нефти, газа, пластовой температуры. С уменьшением температуры давление насыщения падает (от 0,01 до 0,08мПа на 1 градус). Определяют по пластовым пробам. Зависимость V-Р.

При выделении газа происходит излом графика. При давлении насыщения V газа = 0. Ориентировочно Р_нас. можно определить по формуле: P_h=313+2,36(N₂×С₁ × Ст)*10^-4, мПа, Ст - газовый фактор м³/м³, N₂, С₁ - содержание в газе азота и метана.

8.7. Сжимаемость нефти- упругость нефти определяется β_н = 1/V*∆V/∆P, V -исходный объем нефти, ∆V - изменение объема нефти при изменении давления на ∆Р. Нефти без газа - β_н наименьший. С увеличением температуры и количества растворенного газа β_н растет. В среднем 7-30*10^-10 Па. Определяют экспериментально. Коэффициент сжимаемости - изменение единицы объема нефти на 1 атм.

8.8. Объемный коэффициент - равен отношению объема пластовой нефти Vпл к объему сепарированной этой же нефти Vсеп при нормальных условиях. .

При сепарации газа происходит усадка нефтипо соотношению Этот коэффициент характеризует уменьшение объема пластовой нефти (в%) при извлечении ее на поверхность, т.е. после ее дегазации.

8.9. Температурный коэффициент объемного расширения нефти а - степень расширения нефти при увеличении температуры на 1 градус: а=(1/V)*(∆V/∆tº). Он мало зависит от количества растворенного газа в нефти и от давления. И может быть оценен по температурному коэффициенту объемного расширения сепарованных нефтей α·10³·ºС^-1.

						Плотность нефти ρ, кг/см³
1,27	1,10	0,95	0,82	0,7	0,59	α·10³/ºС-1

8.10. Удельная теплоемкость нефти - Ср - зависит от давления, температуры и количества растворенного в нефти газа.

Пример: °С = 40-80, Р=0,1-30мПа, Ср=1,884-2,763 кДж/кг*°С.

8.11. Теплопроводностьλ_н=0,01163-1,163Вт/(м*К).

8.12. Температуропроводностьа=0,012*10^-3-0,055*10^-3 м²/с.

8.13. Колометрические свойства нефти - как трассирующий показатель, позволяющий установить пути и направления потоков нефти в пласте при фильтрации ее к забоям скважин. Эти свойства определяются содержанием асфальто-смолистых веществ и поэтому коэффициент светопоглощения Ксп может являться качественной характеристикой состава этих компонентов в нефти. Зависимость интенсивности J_t прошедшего монохроматического светового потока от интенсивности Jo падающего на образец нефти потока определяется где К_сп - коэффициент светопоглощения, - концентрация нефти в растворе_, l - толщина слоя раствора. Отношение интенсивности J_t прошедшего светового потока к интенсивности J₀ падающего потока называется прозрачностью (светопропусканием) - r. Логарифм величины, обратной светопропусканию, называется оптической плотностью Д.

За единицу Ксп - коэффициент светопоглощения вещества, при пропускании света через 1см его слоя интенсивность светового потока уменьшается в е раз. Оптическая плотность нефти измеряется фотоколометрами. Ксп между скважинами изменяется в широких пределах, по изменению которого со временем можно установить пути фильтрации нефти в залежи. Ксп=127-780см^-1.

8.14. Температура насыщения нефти парафином- это (t насыщения) такая t°C, при которой нефть из однородного состояния при условии термодинамического равновесия переходит в двухфазное (жидкость + твердая фаза). Кроме парафина есть смолы, асфальты и жидкие УВ. При разработке парафин выпадает как в пласте, так и в скважинах, наземных коммуникациях и емкостях. В пластовых условиях нефти могут быть насыщены парафином в различной степени. Лучший показатель не количество парафина в нефти, а разность между Тпл и Тнас нефти парафином. По этому показатели нефти бывают:

1. пластовые нефти, насыщенные или близкие к насыщению (Т_нас.=Т_пл. или близкая к ней);

2. недонасыщенные Тнас<Тпл;

3. большая степень недонасыщения или парафина нет.

Количество парафина влияет на систему разработка и выбор технологических параметров. При разработке залежней Тпл, состав нефти, Рпл изменяются, парафин может выпадать. Большое значение имеет темп охлаждения нефти. Очень строго надо отбирать и исследовать пробы. Разные методы определения температуры насыщения нефти парафином:

1. визуальный;

2. рефрактометрический - показатель преломления света из-за твердых кристаллов парафина в нефти;

3. фотометрический - изменение интенсивности проходящего через нефть светового потока из-за кристаллов парафина;

4. ультразвуковой - поглощение звука кристаллами парафина, находящегося в нефти.

При разработке залежей необходимо постоянно знать свойства пластовой нефти, движущейся по пласту к забоям скважин и далее по ее стволу на поверхность и далее по транспортным коммуникациям. Соотношение свойств нефти в пласте и на поверхности значительно меняется, что отражается на всем процессе ее добычи и транспорте до установки подготовки нефти (УПН). По этому регулярно отбирают пробы ее в пластовых условиях и исследуют в лабораториях. Для этого используют установку АСМ-300, с помощью которой изучают (получают): Рнас, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, растворимость газа в нефти, исследовать процесс разгазирования нефти при различных температурах, определять вязкость пластовой нефти, температуру начала кристаллизации парафина. Отбор пластовой нефти производят глубинным пробоотборником (ВПП 300 и др.), когда скважина выведена на статический уровень, т.е. когда забойное давление сравнялось с пластовым.