КомпанииКомпаний: 7732
АккаунтыАккаунтов: 13207
Регистрация       Забыли пароль?




info@oborudka.ru
oborud-ka
Главная » Справочники » Мировая добыча нефти и газа » Физические свойства нефтей

Физические свойства нефтей

Физические свойства нефтей

Наиболее часто определяемыми физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно будут описанны ниже, при описании механики природного резервуара.

Плотность. Плотность вещества ‑ это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.

Шкала плотности Американского Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

Шкале единиц плотности API соответствует европейская шкала плотности Боме. Эти две условные шкалы плотности увязываются с удельным весом согласно следующим формулам:

Градусы API = (141,5/уд. вес при60°F) ‑ 131,5.

Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) ‑ 130.

 

Перевод значений удельного веса в единицы плотности по шкалам Боме и API показан в табл.1. В табл.2 приведены величины плотности некоторых нефтей из различных районов земного шара. Влияние темпера­туры на величину удельного веса нефти показано в табл.3. В Табл. 4 отражается изменение удельного веса нефти при изменении ее температуры на1°F.

Таблица 1

Сравнение шкал плотности (линейная зависимость отсутствует)

Удельный вес при60°F

Градусы Боме

Градусы API

1,0000 (чистая вода)

10,0

10,0

0,9655

15,0

15,1

0,9333

20,0

20,1

0,9032

25,0

25,2

0,8750

30,0

30,2

0,8485

35,0

35,3

0,8235

40,0

40,3

0,8000

45,0

45,4

0,7778

50,0

50,4

 

Таблица 2 Плотности различных нефтей

Районы

Удельный вес

(вода = 1,0)

Градусы API

Канада: Альберта

0,9792-0,7507

13,0-57,0

Индонезия и Новая Гвинея

0,9725-0,7507

14,0-57,0

Мексика: Тампико, Голден Лейн, Пануко

Поса-Рика

0,9861-0,9218

0,8762

12,0-22,0

30,0

Ближний Восток: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия

0,8927-0,8109

27,0-43,0

Тринидад

0,9529-0,8203

17,0-41,0

США в целом

1,0217-0,7351

7,0-

Галф-Кост (главным образом третичные соляные купола)

0,9402-0,7796

19,0-61,0

Калифорния (третичные отложения) Мид-Континент (главным образом палеозойские отложения)

1,0217-0,7796

7,0-50,0

СССР: районы Грозного и Баку

0,934-0,835

20,0-38,0

Венесуэла: восточная

западная

0,9529-0,8203

1,000-0,7507

17,0-41,0

10,0-57,0

Плотности двух нефтей могут значительно различаться, даже если эти нефти на первый взгляд обладают близким родством. Неодинаковыми плотностями могут характеризоваться нефти, приуроченные к соседним резервуарам, которые находятся в пределах одного месторождения или в одной и той же геологической обстановке. Плотности могут быть различными у нефтей, залежи которых хотя и связаны с одним и тем же пластом-коллектором, но контролируются разными ловушками, и у нефтей, заключенных в одном и том же резервуаре, но занимающих в нем различное структурное положение. Ниже приводится ряд примеров местного изменения плотности нефтей.

 

Таблица 3 Влияние температуры на удельный вес нефти

Удельный вес при60°F

Плотность при60°F, °АРI

Плотность при средних температурах

100°F

200°F

300°

F

уд. вес

°АРI

уд. вес

°АРI

уд. вес

°АРI

1,0

10,0

0,98

12,9

0,96

15,9

0,92

22,3

0,9

25,7

0,88

29,3

0,85

35,0

0,82

41,0

0,8

45,4

0,78

49,9

0.74

59,8

0,69

73,6

0,7

70,6

0,67

69,0

 

 

 

 

Таблица 4 Плотность нефти при различных температурах

Плотность при60°F

Изменение плотности с изменением температуры на 1°

удельный вес

°АР1

Удельный вес

0,90

0,80

0,70

25,7

45,4

70,6

0,00036

0,00039

0,00049

Удельный вес нефти из залежи, связанной с песчаником Тенслип на месторождении Элк-Бейсин в Вайоминге, изменяется от 0,867 (31,8°API) в своде складки до 0,892 (27,1°API) в основании нефтяной части залежи у ее края. Такая разница в плотности объясняется преимущественно тем, что в верхней части залежи нефть содержит 460-490 куб. футовгаза на 1 баррель, в то время как у ее подошвы количество растворенного газа в нефти падает до134 куб. футовна 1 баррель. Подобное соотношение выявлено на месторождении Рейнджли в Колорадо, где удельный вес нефти колеблется от 0,849 (35,2°API) в своде структуры до 0,869 (31,3°API) в основании нефтяной части залежи у контура нефтеносности¹.

 

Нефти, залегающие в песчаниках Бартсвилл и Ред-Форк (пенсильваний), северо­восточная Оклахома, обычно становятся легче с возрастанием глубины:

Глубина, футы

Плотность

°АРI

уд. вес

500-2000

30-35

0,88-0,85

2000-5000

35-40

0,85-0,82

5000-6000

40-45

82-0.80

¹Необычный пример представляет собой месторождение Хоукинс в северо-восточном Техасе, где нефть приурочена к песчанику Вудбайн (верхний мел), ибо здесь наблюдается изменение ее плотности от 31°API (уд. вес 0,87) в кровле нефтяной части залежи до 16°API (уд. вес 0,96) в основании последней, где тяжелая асфальтовая нефть в нижних: ‑10 футахинтервала нефтеносности обладает столь высокой вязкостью, что не способна перемещаться.

Нефти из третичных отложений провинции Галф-Кост, согласно данным многочисленных замеров их плотности, в среднем обнаруживают следующие изменения ее с глубиной:

На месторождении Бурган в Кувейте, которое, вероятно, содержит нефти больше, чем любое другое месторождение на земном шаре, продуктивными являются три песчаных горизонта среднемелового возраста, расположенные в нефтеносной части разреза мощностью 1100 футов. Каждый песчаный пласт отделен от других интервалами развития глинистых и глинисто-песчаных пород, а в верхней части продуктивной толщи залегает пласт известняков с орбитолинами, являющийся стратиграфическим репером. Плотность товарной нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 31,8°API, однако в пластовых условиях она испытывает значительные изменения в зависимости от глубины залегания резервуара. Плотность нефти в каждом из продуктивных песчаных горизонтов приблизительно постоянна на одной и той же глубине относительно уровня моря, но уменьшается примерно на 1°API через каждые 200 футовпогружения. Поверхность водо-нефтяного контакта для всех трех песчаников занимает примерно одинаковое гипсометрическое положение, т.е. является общей, что указывает на их сообщаемость, вероятно благодаря трещиноватости пород. Уменьшение плотности нефтей (в градусах API) с глубиной находится в противоречии с общим правилом, согласно которому более тяжелые нефти тяготеют к более высоко залегающим и молодым по возрасту слагающих пород природным резервуарам. Аналогичная картина наблюдается во многих нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова, Азербайджан. Например, неглубоко залегающие продуктивные горизонты месторождения Сураханы содержат свободные от асфальтов светло-желтые нефти с удельным весом 0,720 (65°API); на глубине 700-900 мв нефтях присутствует 7-8% смолистых веществ, на глубине 1450 мколичество последних возрастает до 12% , а в природных резервуарах, залегающих ниже 1800 м нефти характеризуются 30%-ным содержанием смолистых веществ и имеют удельный вес 0,90 (25,7°API). В продуктивной толще (плиоцен) месторождения Биби-Эйбат на том же Апшеронском полуострове до глубины 1800 мнасчитывается 17 нефтеносных песчаных горизонтов; приуроченная к ним нефть становится тяжелее с увеличением глубины залегания, а именно удельный вес нефтей в более молодых пластах колеблется от 0,840 до 0,860 (37-33° API), а нефти в песчаниках, залегающих ниже, имеют удельный вес от 0,900 до 0,907 (25,7-24,5Q API). Среди этих продуктивных горизонтов иногда встречаются водоносные песчаники.

По плотности нефти изменяются от нефтей, добываемых на месторождении Окснард в округе Вентура, Калифорния, которые тяжелее воды (5-7°API), к нефтям с плотностью 10° API на месторождении Боскан в западной Венесуэле, нефтям района Пануко в Мексике, плотность которых 12°API, и до бесцветных дистиллятов и конденсатов с плотностью 57° API и выше. Наиболее распространены нефти с плотностью от 27 до 35° API, составляющие основную часть мировой нефтедобычи.

Объем(volume). Имеется в виду изменение объема нефти при извлечении ее из недр на дневную поверхность; кубический метр товарной нефти на глубине имеет другой объем; именно этот объем и подразумевается; термин «volume» при таком его понимании, конечно, требует поясняющих слов или особой приставки; можно было бы говорить о «пластовом объеме», о «глубинном объеме» нефти или о «протообъеме» и т.. Нефть, заключенная в природном резервуаре, содержит растворенный газ, и объем всего раствора зависит от пластового газового фактора¹ и пластового давления. Газ, который может быть растворен в нефти при повышении давления, увеличивает объем раствора до момента достижения давления насыщения (точка появления первого пузырька), после чего при дальнейшем возрастании давления объем раствора уменьшается (рис.1).

 

Таблица 5

Приблизительный объем 1 барреля товарной нефти плотностью 36° API и попутного газа в пластовых условиях при температуре 220°F, месторождение Кетлмен-Хилс, Калифорния

Давление, фунт/кв. юйм

Приблизительная глубина, футы

 

Приблизительный объем в пластовых условиях при трех значениях газового фактора

1000 куб.фут/баррель

2500 куб.фут /баррель

5000 куб. фут/баррель

500

1000

2000

3000

1100

2200

4400

6600

6,90

3,50

2,00

1,60²

17,80

8,50

4,45

3,20

36,00

16,80

8,45

5,70

Так, 0,5-0,8 барреля дегазированной в условиях дневной поверхности нефти, называемой «товарной нефтью», могут соответствовать 1 баррелю нефти в природном резервуаре при давлении ¹¹насыщения. В табл. 5 сведены соответствующие данные для нефти месторождения Кетлмен-Хилс в Калифорнии.

Рис. 1. Возрастание объема нефти по мере растворения в ней все большего количества газа в связи с повышением давления (глубины залегания) 

Объем смеси нефти и газа заметно увеличивается до момента полного насыщения нефти газом и возникновения поверхности раздела между нефтью и свободным газом. После этого при дальнейшем повышении давления объем нефтегазовой смеси уменьшается в соответствии с законом Генри и сжимаемостью флюидов.

С другой стороны, тысячи кубических футов газа в поверхностных условиях могут быть пред­ставлены всего несколькими кубическими футами сжатого газа в природном резервуаре, где давление выше атмосферного. Изменения, которые испытывает 1 баррель нафтидов, попадая из пластовых условий на дневную поверхность, графически показаны на Рис.2.

Объем жидких углеводородов при постоянном давлении увеличивается с повышением температуры, однако гораздо медленнее, чем объем газов.

Рис. 2. Изменение объема 1 барреля пластовой нефти, в котором растворено 1000 куб. футов газа, по мере перемещения нефти из природного резервуара, где весь газ находится в растворенном состоянии, до нефтехранилища на поверхности земли.

На поверхности первоначальный баррель пластовой нефти, очевидно, превратится в 0,625 барреля нефти и 1000 куб. футов газа. Величина фракционного объема нефти в нефтехранилище, получаемого из 1 барреля нефти с растворенным в ней газом в природном резервуаре, называется коэффициентом усадки. Объем пластовой нефти, необходимый для получения 1 барреля товарной нефти, называется коэффициентом увеличения пластового объема нефти. А - Первоначальные пластовые условия, весь объем представлен жидкой фазой; Б - пластовое давление равно давлению насыщения, весь объем представлен жидкой фазой; В - на пути к нефтехранилищу; пластовое давление ниже давления насыщения, состояние, подобное таковому в залежи с режимом газовой шапки; Г - нефтехранилище, атмосферные давление и температура.

Коэффициент теплового расширения жидких углеводородов возрастает по мере увеличения их плотности в градусах API (уменьшения удельного веса), а также при повышении температуры. Коэффициенты расширения некоторых нефтей при температуре 60°F сведены в табл. 6.

Таблица 6 Коэффициент расширения нефтей

Удельный вес

Плотность, °АРI

Средний коэффициент

расширения (объем/объем/1°F)

0,67

0,67-0,72 0,72-0,77 0,78-0,85 0,85-0,97 0,97-1,076

79

78-65

64-51

50-35

34-15

14-0

0,0008

0,0007

0,0006

0,0005

0,0004

0,00036

Приведенный к условиям дневной поверхности объем газа, который способен раствориться в единице объема пластовой нефти, возрастает с увеличением пластового давления, пока не будет достигнуто полное насыщение нефти газом и не прекратится дальнейшее его растворение. Обычно это означает прогрессирующее увеличение газонасыщения с глубиной.

Рис. 3. Зависимость между количеством растворенного в 1 барреле нефти газа, измеренным при выделении газа из нефти на поверхности земли, и коэффициентом увеличения пластового объема нефти (отношением объема нефти в пласте к объему той же нефти в поверхностных условиях). График построен по данным для большого числа различных залежей.

Рис. 4. Типичное изменение вязкости, коэффициента увеличения пластового объема нефти н количества растворенного в нефти газа с повышением давления для нефти из месторождения Колдуотетз, округ Изабелла, Мичиган.

Глубина отбора пробы 3650 футов; манометрическое давление на глубине отбора пробы фунт/кв. дюйм; манометрическое давление насыщения 1190 фунт /кв. дюйм; температура на забое скважины120°F; плотность дегазированной (остаточной) нефти 48,1°API.

1 - вязкость нефти; 2 - коэффициент увеличения пластового объема нефти; 3 -растворенный газ.

 В некоторых глубоко погруженных природных резервуарах, обладающих высоким пластовым давлением, нефть может содержать объем растворенного газа (при приведении его к условиям дневной поверхности), в 150 раз превышающий собственный объем нефти. Зависимость между давлением и количеством газа, растворяющегося в 1 барреле нефти, в общем виде показана на Рис. 3, а конкретно для нефти из месторождения Колдуотер, Мичиган, - на Рис. 4. Растворимость газа в нефти, согласно закону Генри¹², возрастает прямо пропорционально увеличению давления. Однако способность тяжелых нефтей (с низкой плотностью в градусах API) удерживать газ в растворе значительно ниже, чем у более легких нефтей. Эти соотношения показаны на Рис. 5.

При постоянной температуре объем газа (приведенный к атмосферным условиям), способный перейти в раствор данной нефти, возрастает с увеличением давления. Повышение пластовой температуры, наоборот, вызывает уменьшение количества газа, способного раствориться в нефти, в среднем на 2% при повышении температуры на 1°F. Эти соотношения графически показаны на Рис. 6. На Рис. 7 приведена зависимость между давлением, температурой и объемом нефти, связанной с песчаником Уэбер (пенсильваний) на месторождении Рейнджли в Колорадо.

Рис. 5. Общее влияние повышения давления (увеличения глубины) на способность нефтей различной плотности удерживать газ в растворенном состоянии.

Рис. 6. Влияние повышения температуры на растворимость природного газа в нефти.

Среднее уменьшение растворимости с повышением температуры на1°F составляет около 2 %.

 

Рис. 7. Зависимость удельного объема пробы нефти из месторождения Рейнджли, Колорадо, от температуры и давления.

Показан характер увеличения объема нефти с повышением температуры и его уменьшение с возрастанием давления.

 

 

Вязкость. Вязкость представляет собой меру сопротивления вещества течению; чем выше вязкость флюида, тем с большим трудом он течет. Вязкая жидкость способна начать перемещаться под влиянием малейших напряжений, если они воздействуют в течение достаточно длительного времени. Однако некоторые вещества могут сопротивляться небольшим напряжениям на протяжении практически неограниченного времени и начинают течь только в том случае, когда напряжение превысит определенную величину; такие вещества называются пластичными, хотя в практическом отношении их можно рассматривать как твердые. Вязкость нафтидов варьирует в широких пределах. Некоторые из этих веществ, такие, как природный газ и легкие нефти, весьма подвижны, другие обладают высокой вязкостью и постепенно переходят в полутвердые нафтиды, хотя последние, строго говоря, являются скорее пластичными веществами.

Вязкость нефти в значительной степени зависит от количества растворенного в ней газа и от температуры (чем больше газа в растворе и чем выше температура, тем ниже вязкость нефти) и лишь слабо реагирует на изменения давления (Рис. 8). Причина уменьшения вязкости жидкости по мере повышения температуры заключается в том, что нагревание усиливает колебание молекул (или скорость их движения), что в отсутствие ограничивающего давления, способного поддерживать постоянный объем, ведет к увеличению межмолекулярных расстояний и объема вещества (расширению). С увеличением межмолекулярных расстояний уменьшается сила взаимного притяжения молекул и трение, обусловливаемое столкновением последних. Влияние повышения температуры на вязкость некоторых нефтей из месторождений Канзаса и Оклахомы показано на (Рис. 9). Вязкость газа, наоборот, возрастает с повышением температуры, если в условиях ограничивающего давления не происходит увеличения его объема. Усиление колебания молекул газа вследствие нагревания, когда расстояние между молекулами не изменяется, вызывает возрастание частоты столкновений между ними и в связи с этим рост сил трения.

По мере повышения концентрации растворенного газа вязкость нефти неуклонно уменьшается. Это одно из наиболее важных воздействий раство­ренного газа на содержащую его нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем выше значения ее плотности в единицах API, т. е. тем ниже удельный вес. Влияние растворенного газа на вязкость и плотность нефти показано на (Рис. 10). Вязкость нефти минимальна при давлении насыщения, или «давлении появления первого пузырька газа», т.е. давлении, при котором в нефти растворено максимально возможное количество газа, которое она способна удерживать, и начинается выделение избыточного газа. При снижении давления из газо-нефтяного раствора выделяются все новые порции газа и вязкость остаточной нефти увеличивается. Возрастание вязкости такой нефти в связи с выделением газа происходит более интенсивно, чем обычное уменьшение вязкости, обусловливаемое падением давления в дегазированной нефти или в нефти, содержащей газ в количестве, меньшем необходимого для полного ее насыщения. Таким образом, вязкость газонасышенной нефти будет повышаться при падении давления ниже давления насыщения, когда из раствора начинает освобождаться газ. Вязкость нефти имеет важное значение для разработки нефтяных месторождений: при уменьшении ее величины наполовину через тот же самый, например песчаный, коллекторский пласт может пройти вдвое большее количество нефти или потребуется лишь половина величины давления для вытеснения из пласта того же объема нефти. Изменение вязкости нефти из месторождения Уэст-Эдмонд, Оклахома, и величины коэффициента усадки в зависимости от изменений давления и содержания растворенного газа показано на (Рис. 11).

Рис. 8. Возрастание вязкости природного газа и уменьшение вязкости дегазированной нефти с повышением давления (увеличением глубины), месторождение Буэна-Виста, округ Керн, Калифорния. Температура постоянна и равна152°F.

Рис. 9. Зависимость вязкости различных нефтей из месторождений Оклахомы и Канзаса от температуры 

Месторождения, откуда отобраны нефти, и плотности последних в градусах API: 1 - Аллен, Оклахома; 2 - Уолтерс, Канзас, 29,3; 3 - Хилдтон, Оклахома; 4 - Вон, Канзас, 32,1; 5 - Кресс, Канзас, 34,4; 6 - Бемис, Канзас, 36,0; 7 - Салливан, Канзас, 37,7; 8 - Бертон, Канзас, 34,5; 9 - Айлесворт, Оклахома, 37,4; 10 - Айлесворт, Оклахома, 36,5; 11 - Фарго, Оклахома, 41,0; 12 - Блумер, Канзас, 41,6; 13 - Силика, Канзас, 44,2.

Рис. 10. Влияние количества растворенного газа на вязкость и плотность нефти.

Рис. 11. Влияние содержания растворенного газа и падения давления на свойства нефти, месторождение Уэст-Эдмонд, Оклахома . График построен по данным анализа пробы нефти с забоя скважины.

Вязкость нефти находится в прямой зависимости и от изменения ее плот­ности, которая в свою очередь связана с составом. Так, чем выше число атомов углерода в молекуле того или иного гомолога какого-либо ряда углеводородов, тем больше его вязкость, а также и плотность. Некоторые тяжелые нефти требуют подогрева при перекачке по трубопроводам. Сложная зависимость вязкости различных нефтей из месторождений Оклахомы от температуры и их плотности показана на (Рис. 12).

Измерения вязкости производятся с помощью вискозиметров. Разработано несколько типов таких приборов. Каждый из наиболее распространенных в нефтяной промышленности вискозиметров - систем Сейболт-Юниверсл, Сейболт-Фьюрел, Редвуд № 1, Редвуд № 2 и системы Энглера - градуируется в соответствии со своей собственной шкалой. Измерения, полученные на их шкалах, могут быть переведены в пуазы и стоксы²² с помощью соответствующих переводных таблиц. В США обычно применяется универсальный вискозиметр Сейболта, тогда как в Европе пользуются близкими к нему приборами Редвуда и Энглера. Измерения вязкости при помощи вискозиметров чисто условны, показания представляют собой число секунд (секунды Сейболт-Юниверсл, или SU-сек), необходимых для прохождения определенного количества нефти через специальную трубку при заданных значениях температуры и давления. Желательно, конечно, получить вязкость нефти в пластовых условиях при соответствующих величинах температуры и давления и различных содержаниях в нефти растворенного газа. Для этой цели предназначен специальный шариковый вискозиметр, снабженный стальным шариком, который перекатывается внутри высверленного с большой точностью цилиндра, заполнен­ного нефтью и установленного под определенным углом к направлению течения. Этот прибор герметически изолируется при данных значениях температуры и давления, после чего с помощью электрического хронометра засекается и градуируется в сантистоксах время, необходимое для прохождения шарика по всей длине цилиндра.

Показатель преломления. Абсолютный показатель преломления (RI) вещества представляет собой обратное отношение скорости распространения света в данном веществе к его скорости в вакууме. Он может быть получен путем соответствующего пересчета показателя преломления, измеренного в воздухе. Показатель преломления определяется как отношение синуса угла падения к синусу угла преломления света, причем оба угла измеряются относительно нормали к поверхности раздела. Когда луч света переходит из менее плотного в более плотное вещество, он благодаря уменьшению скорости распространения отклоняется к нормали; попадая же из более плотной в менее плотную среду, он, наоборот, отклоняется в противоположную сторону от нормали. Показатели преломления нефти колеблются в пределах от 1,39 до 1,49. Они легко определяются на рефрактометре Аббе. Измерения с помощью этого прибора ‑ быстрый и весьма точный метод определения типа нефти по мельчайшим ее количествам, которые могут быть экстрагированы из образцов керна и обломков шлама. Показатель преломления широко используется также в нефтеперерабатывающей промышленности для определения свойств продуктов фракционной перегонки нефти.

Поскольку показатель преломления зависит от плотности среды, то более тяжелые нефти (обладающие низкой плотностью в единицах API) характеризуются более высокими показателями преломления. В табл. 7 показаны некоторые характерные соотношения между плотностью нефтей и их показателем преломления. Изменения показателя преломления в зависимости от плотности в градусах API на примере группы нефтей Венесуэлы показано на (Рис. 13).

Рис. 12. Прогрессивное уменьшение вязкости нефти с увеличением ее плотности (в градусах API) и повышением температуры для группы типичных нефтей из месторождений Оклахомы.

 Таблица 7 Показатели преломления некоторых типичных нефтей

Плотность

Показатель преломления (n20D)²

°АРI

уд. вес

6

1,029

1,566

22

0,918

1,509

44

0,802

1,448

58

0,742

1,417

72

0,691

1,390

²n ‑ обычный символ показателя преломления, или отношение скорости света в пространстве к его скорости в веществе; цифра 20 показывает температуру 20°С; D означает, что показатель преломления определен для линии натрия D.

Рис. 13. Зависимость показателя преломления нефтей от их плотности (в градусах API) для 17 проб нефтей из месторождений Венесуэлы и некоторых парафиновых углеводородов из легких нефтей.

1 - декан; 2 - нонан; 3 - октан; 4 - гептан; 5 - гексан; 6 - пентан.

 

Флуоресценция [люминесценция]. Всем нефтям в той или иной мере свойственна флуоресценция, называемая еще «bloom» в дословном переводе «цветение», причем наиболее интенсивно флуоресцируют ароматические нефти. Цвета флуоресценции нефтей образуют непрерывный спектр от желтого к зеленому 

и голубому. Это свойство нефтей используется при исследованиях скважин для выявления признаков нефти в образцах керна, шламе и буровом растворе. Интенсивность флуоресценции быстро снижается со временем, благодаря чему можно легко отличить вновь поступившую в буровой раствор нефть от уже находящейся там нефти. Флуоресценцию нефтей наблюдают в ультрафиолетовом свете; наиболее часто используются волны длиной 2537 и 3650 А. Флуоресценция позволяет невооруженным глазом обнаружить мельчайшие следы нефти, например одну часть нефти, растворимую в 100 000 частях четыреххлористого углерода, а с помощью калибрационных фотографических методов - одну часть нефти в сотнях миллионов частей растворителя. В СССР широко были распространены люминесцентные методы изучения нефтей, вообще нафтидов и особенно битумоидов, экстрагируемых из органического вещества пород органическими растворителями. В1966 г. коллективы авторов ВНИГРИ, ВНИГНИ и МГУ выпустили в свет «Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований» («Недра», Л., 1966), одобренное Межведомственным научным советом по лабораторным методам, применяемым в нефтегазовой геологии.

Оптическая активность. Большинство нафтидов обладает оптической активностью - способностью вращать плоскость поляризации света. Она измеряется с помощью поляризационного микроскопа в градусах на миллиметр и в среднем колеблется в интервале от 0 до 1,2 градуса. Если плоскость поляризации вращается вправо, то вещество называется правовращающим; если влево - то левовращающим. Все нефти либо сами оптически активны, либо содержат оптически активные продукты перегонки, особенно во фракции 250-300°С (при 12 мм рт. ст.). Фракции, кипящие при температуре ниже 200°С, не проявляют оптической активности; это свойство, очевидно, исчезает также и в высокотемпературных фракциях.

Предполагается, что способность вращения плоскости поляризации присуща только соединениям органического происхождения и обусловливается присутствием холестериноподобного вещества. Холестерин (холестерол), представляющий собой спирт, формула которого С26Н45ОН, содержится в веществах растительного и животного происхождения и входит в состав свежего молока, особенно молока молодого поголовья крупного рогатого скота. Оптическая активность нафтидов обычно служит показателем их образования из остатков растительных и животных организмов, ибо. насколько это известно, оптически активные вещества не могут синтезироваться неорганическим путем.

Цвет. Цвет нефтей в проходящем свете изменяется от светло-желтого до красного; некоторые очень темные или черные нефти непрозрачны. Чем выше удельный вес нефти (ниже плотность в единицах API), тем она темнее. Причина, обусловливающая окраску нефтей, не известна; однако предполагается, что она связана с соединениями ароматического ряда углеводородов. В отраженном свете нефти в связи с флуоресценцией имеют обычно зеленую окраску. Применяя специальные методы переработки, можно получить почти бесцветные масла. Цвет нафтидов обычно определяется с помощью колориметра Сейболта.

Запах. Приятный (для нефтепромышленников!) бензиновый запах некоторых нефтей, например таких, как пенсильванские, обусловлен содержанием в них легких углеводородов - алканов и нафтенов. Некоторые нефти Индии, Калифорнии и СССР отличаются значительным содержанием ароматических углеводородов, также придающих нефтям приятный запах. Ненасыщенные углеводороды, сернистые и некоторые азотистые соединения обычно являются причиной неприятного запаха. К этим веществам относятся и содержащие серу меркаптаны; именно поэтому их часто вводят в качестве добавки в газопроводы, по которым перекачивают природный газ для промышленных целей, так как очень неприятный запах меркаптанов предупреждает об утечке газа из труб. Запах нефтей обычно ухудшает также присутствие в них сероводорода. Нефти с сероводородным запахом, связанным, очевидно, с содержанием H2S в попутном газе, характерны для некоторых залежей южного Техаса и Мексики.

Температуры помутнения и застывания. Большое значение имеет определении влияния на свойства нефтей низких температур, а также количества содержащихся в них твердых парафинов. Небольшой стеклянный сосуд, заполненный примерно 35 см³ нефти, с термометром, вставленным в верхнюю его часть, помещают в морозильную камеру или погружают в охлаждающую смесь, время от времени извлекая его оттуда и опрокидывая. Температурой, или точкой помутнения, называется температура, при которой в нефти появляются первые признаки помутнения. Последнее обусловлено выпадением из раствора твердых парафинов; не содержащие парафина нафтеновые нефти не мутнеют. Температура застывания, которая на 2-5° ниже температуры помутнения, представляет собой температуру, при которой нефть перестает быть флюидом и утрачивает способность течь. Температуры застывания некоторых типичных нефтей приведены в табл. 8. Если температура застывания нефти выше температуры земной поверхности, как это случается в зимние месяцы, а иногда и в другое время, то при достижении поверхности земли нефть осаждает содержащийся в ней парафин и лишается текучести, пока ее не подогреют. Добыча таких нефтей часто связана с большими материальными расходами, так как приходится тратить много времени и усилий на поддержание бесперебойной работы скважины. Температуры точки застывания нефтей изменяются от ‑70°F до +90°F и выше. Необычная нефть, характеризующаяся плотностью 34° API и температурой застывания между 105° и110°F, обнаружена на месторождении Лирик, центральная Суматра. Ее точка застывания на 10° выше средней атмосферной температуры, и поэтому требуется устройство специальных трубопроводов, снабженных подогревом, для транспортировки этой нефти в морские порты.

Таблица 8 Физические свойства некоторых типичных нефтей

Месторождение, район, продуктивный

горизонт

Плотность (средняя)

Вязкость, SU-сек при100°F

Температура застывания, °F

 

 

уд. вес

°АРI

Пауэлл, северо-восточный Техас, песчаник Вудбайн (мел)

 

37

42

 

 

Брадфорд, Пенсильвания, песчаник Брадфорд (девон)

0,801

45,2

38

Ниже 5

 

Оклахома-Сити, Оклахома, песчаник Симпсон (ордовик)

0,835

38

45

5

 

Рейнджли, Колорадо, песчаник Уэбер (пенсильваний)

0,85-0,87

31,3-35,2

45-53

Ниже 5

 

Родесса, Техас ‑ Луизиана, оолитовые известняки (нижний мел)

0,812

42,8

39

Ниже 5

 

Киркук, Ирак, известняки

0,844

36,1

350

Ниже 0

 

Асмари (олигоцен-миоцен)

 

 

 

 

 

Абкайк, Саудовская Аравия, пачка «D» зоны Араб (юра)

0,84

37

40,2

‑15

 

Лагунильяс, Венесуэла, Ла-Роса (нижний миоцен)

0,948

17,8

992

‑20

 

Спринг-Крик, округ Парк, Вайоминг, известняки Мадисон (миссисипий)

12,6

6000 (+)

30

 

Температуры вспышки и воспламенения. Температурой (точкой) вспышки называется температура, при которой происходит кратковременная вспышка паров, поднимающихся с поверхности подогреваемой нефти, при соприкосновении их с огнем. Когда нефть нагревается до более высокой температуры, она воспламеняется и горит на поверхности устойчивым пламенем. Минимальная температура, при которой происходит подобное воспламенение, известна как точка воспламенения. Определение этих точек важно для принятия мер предосторожности при транспортировке и хранении нефти, газа и их продуктов, а пределы соответствующих параметров устанавливаются государственным законом.

Коэффициент расширения. Коэффициент расширения нефтей при увеличении температуры гна1°F колеблется в пределах от 0,00036 до 0,00096; для большинства нефтей его значения изменяются от 0,00040 до 0,00065. Средний коэффициент расширения нефтей из месторождений Пенсильвании равен 0,000840, а бакинским нефтям свойственна средняя величина 0,000817. Более тяжелые нефти (с низкой плотностью в градусах API) характеризуются пониженным коэффициентом расширения, более легкие нефти (с высоким значением плотности в градусах API) обладают соответственно повышенным коэффициентом расширения (см. также .табл. 6).

Теплотворная способность. Калория - это количество тепла, которое изменяет температуру1 г воды от 3,5° до 4,5°С. Эта единица иногда называется еще малой калорией, а 1000 малых калорий составляют одну большую калорию. Количество тепла, необходимое для того, чтобы повысить температуру1 фунта воды на1°F, и равное 252 малым калориям, называется британской тепловой единицей (В.Т.U.). Теплотворная способность нефтей уменьшается с увеличением их удельного веса (или с уменьшением значений плотности в градусах API). В общем виде зависимость между плотностью и теплотворной способностью нефтей показана в табл. 9. Теплотворная способность1 фунта нефти составляет около 18 300-19 500 британских тепловых единиц, в то время как сгорание1 фунта битуминозных углей дает 10 200-14 600 британских тепловых единиц.

Таблица 9

Зависимость между плотностью и теплотворной способностью нефтей

Плотность

Теплотворная способность, кал/г

уд. вес

°API

0,70-0,75

70,6-57,2

11700-11350

0,75-0,80

57,2-45,4

11350-11100

0,80-0,85

45,4-35,0

11100-10875

0,85-0,90

35,0-25,7

10875-10675

0,90-0,95

25,7-17,5

10 675-10 500


 

1Пластовый газовый фактор, обычно называемый просто газовым фактором, соответствует количеству кубических футов газа, приходящемуся на 1 баррель нефти в пластовых условиях. Поверхностный газовый фактор (producing gas-oil ratio) ‑ это газовый фактор извлеченной нефти, который обычно выше пластового.

²Пример: 1 баррель нефти и 100 0 куб. футов газа по данным измерения в стандартных условиях (температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв. дюйм) занимают объем 1,60 барреля в пластовых условиях при давлении 3000 фунт/кв. дюйм или на глубине примерно 6600 футов нише поверхности земли.

¹¹Чтобы перевести 1 баррель пластовой нефти в эквивалентное количество товарной нефти, его необходимо умножить на так называемый коэффициент усадки (shrikage factor), и наоборот, для перевода 1 барреля товарной нефти в эквивалентное количество пластовой требуется умножить его на коэффициент, известный как объемный коэффициент нефти в пластовых условиях (или коэффициент увеличения пластового объема нефти). Коэффициент усадки обычно колеблется в пределах 0,63-0,88, а объемный коэффициент нефти в пластовых условиях ‑ в пределах 1,14-1,60.

¹²Закон Генри гласит, что масса легко растворимого газа, растворяющаяся в определенной массе жидкости при постоянной температуре, почти пропорциональна парциальному давлению газа.

²²В системе GGS за единицу вязкости приняты пуаз и сантипуаз, равный ¹/100 пуаза. Флюид обладает вязкостью в 1 пуаз, когда тангенциальное усилие, равное 1 дин, заставляет плоскую поверхность площадью 1 см², расположенную на расстоянип 1 см от неподвижной плоской поверхности, перемещаться с постоянной скоростью в 1 см/сек, при условии, что пространство между указанными поверхностями заполнено вязким флюидом (API Bull. 228, 1941). Воздух имеет вязкость 1,8×10-4, вода ‑ 1×10-², бензин ‑ 0,6×10-² пуаз. Абсолютная, или кинематическая, вязкость, представляющая собой отношение вязкости в пуазах к плотности флюида, выражается в стоксах или сантистоксах и используется при проведении точных технологических расчетов.

 

 

Текущая страница: Мировая добыча нефти и газа » Физические свойства нефтей