Физические свойства нефтей

Знание физических свойств нефтей как в пластовых, так и в по­верхностных условиях имеет большое научное и практическое значение, так как без этих данных нельзя производить расчет и проектирование разработки месторождений, нефтепроводов, транспортирования и хранения нефти и т. п. Без знания физических свойств нефти нельзя правильно представить процессы миграции нефти и образования нефтяных месторождений. Измерение физических параметров нефтей (плотность, вязкость) позволяет определить их товарные качества. В геологии из физических параметров наибольшее значение имеют плотность, вязкость, оптическая активность, люминесценция и некоторые другие. Многие вопросы геологической истории решаются с привлечением данных об изменении физических параметров нефтей с глубиной по разрезу местоскоплений и по площади нефтегазоносных районов.

Плотностьнефти определяется ее массой в единице объема. Единица плотности в СИ – кг/м³. На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 °С к плотности воды при 4° С. Относительная плотность нефтей (ρ²⁰₄) чаще всего колеблется в пределах 0,82–0,92. Как исключение, встречаются нефти плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фракционирования нефтей) и тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1 (остатки естественного фракционирования). Различия плотности нефтей связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, обогащенных ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ нефти выше 1, поэтому, чем больше их в нефти, тем выше ее плотность. Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых – тяжелые компоненты (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление о ее составе. В пластовых условиях плотность нефтей меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефти содержат раство­ренные газы.

Температура кипенияуглеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения выше, чем у метановых при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур – от 30 до 600 °С. Из нефтей путем разгонки получают большое количество товарной продукции. На первой стадии перегонки (при атмосферном давлении) получают дистиллятные фракции, выкипающие при температуре до 350 °С (бензиновый дистиллят – до 180 °С, керосиновый – до 150-200 °С, дизельный – до 250–350 °С), и остаток – мазут, выкипающий при температуре выше 350 °С. Мазут поступает на вторую стадию перегонки (в вакууме), из него получают масляные дистилляты (соляровый, веретенный, машинный, цилиндровый).

Температура застывания и плавленияразличных нефтей неодинаковая. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии, однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их со-. держания температура застывания понижается. Например, грозненская парафиновая нефть (ρ²⁰₄ = 0,838) застывает при температуре –11 °С, а грозненская беспарафиновая (ρ²⁰₄ = 0,863) – при температуре ниже –20 °С; охинская смолистая нефть (ρ²⁰₄ = 0,925) остается текучей даже при очень сильных морозах.

Вязкость– свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкостью определяются масштабы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископаемых. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па•с взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 Н, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1 Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметров. В основе методики лежит измерение времени истечения определенного объема испытуемой жидкости через калиброванный патрубок. По относительной вязкости вычисляют кинематическую. Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, наибольшей – нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно неодинакова.

Вязкость нефти растет с увеличением в ней смолисто-асфальтеновых компонентов, с понижением температуры и повышением давления. В пластовых условиях, если в нефти растворен газ, вязкость ее может снизиться в десятки раз.

Поверхностное натяжениеопределяется работой, которую нужно произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см², не меняя ее температуры. Поверхностное натяжение у нефти составляет σ = 0,03 Дж/м² (или 0,03 Н/м, или 25–30 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости (для сравнения, σ_воды = 0,07 Дж/м² , Н/м, или 73 дин/см, т.е. почти в 3 раза выше, что и определяет разные скорости их движения по капиллярам).

Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т.е. к миграции нефти в горных породах.

Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение. Свойства поверхностно-активных веществ используются во многих отраслях народного хозяйства, в том числе в нефтедобывающей промышленности.

Оптические свойства нефтейтакже неодинаковы. Одной из качевенных характеристик нефти является цвет. В зависимости от ее состава он меняется от черного, темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же ее обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений – чем их больше, тем темнее нефть.

Некоторые нефти при освещении не только отражают часть падащего на них света, но и сами начинают светиться. Такое явление получило название люминесценции. Применяя источники света, содержащие значительное количество ультрафиолетовых лучей, можно обнаружить ничтожные следы (тысячные доли процента) нефти в горных породах или в каком-либо растворе. Люминесцентный анализ широко применяется при поисках и разведке нефти.

Нефти содержат оптически активныевещества. При прохождении через них поляризованного луча плоскость поляризации смещается (почти всегда вправо по ходу луча). Носителями оптической активности нефтей служат преимущественно полициклические нафтены. Установлено, что нефти из более древних отложений менее оптически активны, по сравнению с нефтями из молодых отложений. Величина показателя преломления зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах: с увеличением числа атомов углерода показатель преломления растет: от метановых УВ (n = 1,3575–1,4119) к ароматическим (у бензола n = 1,5011).

Электрические свойстваиграют особую роль. Нефти не проводят электрический ток, поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы.

Теплота сгораниянефтей исключительно "высокая. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа, Дж/кг: каменный уголь – 33 600; нефть 43 250–45 500; природный газ (сухой 37 700–56 600).