Фізичні та хімічні властивості нафти
Залежно від складу в широкому діапазоні змінюються фізичні і хімічні властивості нафти. Змінюється консистенція нафти від легкої, насиченою газами, до густої важкої смолообразниє. Відповідно і колір нафти змінюється від світлого до темно-червоного і чорного. Ці властивості залежать від переважання в складі нафти низькомолекулярних легких вуглеводневих сполук, або важких складно побудованих високомолекулярних сполук.
Хімічний склад нафти
Нафта являє собою горючу маслянисту рухливу рідина від світло-жовтого до темно-червоного, коричневого та чорного кольору, що складається з суміші різних вуглеводневих сполук. У природі нафту дуже різноманітна за своєю якістю, питомою вагою і консистенції: від дуже рідкої і летючої до густої смолообразниє.
Відомо, що хімічні елементи з'єднуються між собою в певних співвідношеннях згідно їх валентності. Наприклад, молекула води - Н2 Про складається з двох атомів водню, що мають валентність - 1, і одного двовалентного атома кисню.
Найпростішим за хімічним складом вуглеводневим з'єднанням є метан - СН4. Це горючий газ, який є головним компонентом всіх природних горючих газів.
Наступним за метаном з'єднанням є етан - С2 Н6,
Як зазначалося вище, починаючи з пентану, газоподібні вуглеводні переходять в рідкі, тобто в нафту. Формула пентана продовжує той же безперервний ряд вуглеводневих сполук, що відносяться до групи метанових.
Вуглець в поєднанні з воднем здатний утворювати незліченну кількість вуглеводневих сполук, що розрізняються своїм хімічним будовою, а, отже, і властивостями.
Розрізняють три основні групи вуглеводневих сполук:
Перша група - метанові (або алкани). Їх загальна формула Сn H2n + 2. Саме про цю групу сполук говорилося вище.
Вони є повністю насиченими, тому що всі валентні зв'язку використані. Тому хімічно вони найбільш інертні, не здатні до хімічних реакцій з іншими сполуками. Вуглецеві скелети алканів є або лінійні (нормальні алкани), або розгалужені ланцюги (ізоалкани).
Друга група - нафтенові (або циклани). Їх загальна формула СnH2n. Їх основні ознаки - наявність п'яти - або шестичленного кільця з атомів вуглецю, тобто вони утворюють на відміну від метанових замкнуту циклічну ланцюг (звідси - циклани):
Це теж насичені (граничні з'єднання). Тому в реакції вони практично не вступають.
Третя група - ароматичні (або арени). Їх загальна формула Сn H2n-6. Вони утворені шестичленними циклами, заснованими на так званому ароматичному ядрі бензолу - С6 Н6. Їх відмінна риса - наявність подвійних зв'язків між атомами.
Серед ароматичних вуглеводнів виділяються моноциклічні, біциклічні (тобто здвоєні кільця) і поліциклічні, що утворюють багатокільцеву з'єднання типу бджолиних сот.
Вуглеводні, в тому числі нафту і газ, не є речовинами певного і постійного хімічного складу. Вони представляють складну природну суміш газоподібних, рідких і твердих вуглеводневих сполук метанового, нафтенового і ароматичних рядів. Але це не проста суміш, а система складного вуглеводневої розчину, де розчинником є легкі вуглеводні, а розчиненими речовинами - інші високомолекулярні сполуки, включаючи смоли і асфальтени, тобто навіть і невуглеводневі сполуки, що входять до складу нафт.
Розчин від простої суміші відрізняється тим, що входять до нього компоненти здатні хімічно і фізично взаємодіяти, набуваючи при цьому нові властивості, що не були притаманні вихідним з'єднанням.
щільність нафти
В ряду фізичних властивостей нафти найважливішим є щільність або питома вага. Цей показник залежить від молекулярного ваги становлять її компонентів, тобто від переважання в складі нафти легких або важких вуглеводневих сполук, від наявності смолистих домішок, асфальтенов і розчиненого газу.
Щільність нафти змінюється в широких межах від 0,71 до 1,04 г / см 3. У пластових умовах за рахунок великого обсягу розчиненого в нафті газу щільність її в 1,2 - 1,8 рази менше, ніж в поверхневих умовах після її дегазації . Залежно від щільності виділяють наступні класи нафт:
- Дуже легкі (до 0,8 г / см 3);
- Легкі (0,80-0,84г / см 3)
- Середні (0,84-0,88г / см 3)
- Важкі (0,88-0,92г / см 3)
- Дуже важкі (більше 0,92г / см 3)
В'язкість нафти - це властивість чинити опір переміщенню частинок нафти відносно один одного в процесі її руху. В'язкість визначає ступінь рухливості нафти. Вимірюється в'язкість за допомогою приладу - віскозиметра. В системі СІ вимірюється в мілліпаскалях в секунду (мПа • с), в системі СГС - Пуаз, г / (см • с).
Існує два види в'язкості: динамічна і кінематична. Динамічна взякость характеризує собою силу опору переміщенню шару рідини площею в 1см2 на 1см зі швидкістю 1см / сек. Кінематична в'язкість є властивість рідини чинити опір переміщенню однієї частини рідини відносно іншої з урахуванням сили тяжіння.
Динамічна в'язкість визначається за формулою:
де: А - площа переміщаються шарів рідини (газу); F - сила, необхідна для підтримки різниці швидкостей руху між шарами на величину dv; dy - відстань між рухомими шарами рідини (газу); dv - різниця швидкостей рухомих шарів рідини (газу).
Кінематична в'язкість також використовується в розрахунках, вона визначається за такою формулою:
де: μ - динамічна в'язкість; ρ - щільність нафти при температурі визначення.
У поверхневих умовах нафти діляться на:
- маловязкие - до 5 мПа • с;
- підвищеної в'язкості - від 5 до 25 мПа • с;
- високов'язкі - більше 25 мПа • с.
Меншу в'язкість мають легкі нафти, а більшою - важкі. У пластових умовах в'язкість нафти в десятки разів менше, ніж тієї ж нафти на поверхні після її дегазації, що пов'язано з її дуже високою газонасиченості в надрах. Це властивість має велике значення при формуванні покладів вуглеводнів, тому що визначає масштаби міграції.
Величина зворотна в'язкості характеризує плинність рідини φ:
- Малосірчисті - до 0,5%;
- Сірчисті - від 0,5 до 2,0%;
- Високосірчисті - більше 2%.
парафінистої нафти
Це ще одна важлива властивість нафти, що впливає на технологію її видобутку і транспортування по трубопроводах. Парафінистої виникає в нафтах за рахунок вмісту в них твердих компонентів - парафінів (від С17 Н36 до С35 Н72) і церезинів (від С36 Н74 до С55 Н112).
За змістом парафінів нафти діляться на:
- Малопарафіністие - менше 1,5%;
- Парафінисті - від 1,5 до 6,0%;
- Високопарафіністие - більше 6,0%.
газовий фактор
Газовий фактор може досягати 300 - 500 м 3 / т, але частіше - в межах 30 - 100 м 3 / т. Зустрічається і менш - 8 - 10 м 3 / т, наприклад, важкі нафти Ярегского родовища Ухтинского району мають газовий фактор 1 - 2 м 3 / т.
тиск насичення
Тиск насичення (або початку паротворення) - це тиск, при якому газ починає виділятися з нафти. У природних умовах тиск насичення може бути рівним пластовому або менше його.
У першому випадку весь газ буде розчинений у нафті, а нафта - насичена газом. У другому випадку нафту буде недонасищена газом.
стисливість нафти
Стисливість нафти зумовлена її пружністю і вимірюється коефіцієнтом стисливості - βН.
де V - вихідний обсяг нафти, м 3;
ΔV - зміна обсягу нафти, м 3;
? Р - зміна тиску, МПа.
Коефіцієнт стисливості характеризує величину зміни обсягу пластової нафти при зміні тиску на 0,1 МПа. Цей коефіцієнт враховується на ранніх стадіях розробки, коли пружні сили рідин і газів ще не розтрачені і тому відіграють помітну роль в енергетиці пласта.
Коефіцієнт теплового розширення:
де Δt 0 - зміна температури на 1 0 С.
Коефіцієнт теплового розширення показує, на яку частину початкового об'єму змінюється обсяг нафти при зміні температури на 1 0 С. Цей коефіцієнт використовується при проектуванні та застосуванні теплових методів впливу на пласт.
Об'ємний коефіцієнт нафти
Цей коефіцієнт показує, який обсяг займає в пластових умовах 1м 3 дегазованої нафти за рахунок насичення її газом.
де bН - об'ємний коефіцієнт пластової нафти, частки одиниці;
Vпл - обсяг нафти в пластових умовах, м 3;
Vдег - обсяг тієї ж нафти в поверхневих умовах після її дегазації, м 0;
ρпов - щільність нафти в поверхневих умовах, т / м 3;
ρпл - щільність нафти в пластових умовах, т / м 3.
Об'ємний коефіцієнт зазвичай більше 1, як правило, знаходиться в межах 1,2-1,8, але іноді досягає 2-3 одиниць. Об'ємний коефіцієнт використовується при підрахунку запасів і при визначенні коефіцієнта нафтовіддачі пласта.
Усадка нафти і перерахункових коефіцієнт За об'ємною коефіцієнту можна визначити усадку нафти при добуванні її на поверхню - І, а також перерахункових коефіцієнт - Θ.
Останній використовується у формулі підрахунку запасів об'ємним методом. Перерахункових коефіцієнт Θ - є величина зворотна об'ємному коефіцієнту - bH.
Як видно, ця формула є перевернуту формулу об'ємного коефіцієнта. Саме вона враховує зменшення обсягу нафти (її усадку) при переході від пластових умов до поверхневих.
Температура застигання
Температура застигання нафти - це та температура, при якій охолоджена в пробірці нафту не змінює свій рівень при нахилі в 45º. Температура застигання і плавлення нафт різноманітна. Зазвичай нафта залягає в пласті в рідкому стані, але, деякі з них густіють навіть при невеликому охолодженні. Температура застигання зростає одночасно зі зростанням вмісту в ній твердих парафінів і зменшенням вмісту смол. Смоли надають протилежний ефект - зі збільшенням їх змісту температура застигання зменшується.
Оптичні властивості нафти
Оптична активність виражається в здатності нафти обертати площину поляризованого променя світла вправо (рідко вліво). Оптично активні речовини утворюються при життєдіяльності організмів, і оптична активність нафти свідчить про її генетичного зв'язку з біологічними системами. Основними носіями оптичної активності в нафти є копалини молекули тваринного і рослинного походження - хемофоссіліі. Нафти з більш древніх відкладень менш оптично активні в порівнянні з нефтями з більш молодих порід.
Нафти світяться при опроміненні її ультрафіолетовими променями, тобто мають здатність до люмінесценції. Люминесцируют смоли в НЕ люминесцирующих в основному з'єднаннях - вуглеводнях. Люмінесцирующие речовини мають певні спектри кольорів люмінесценції (бурі, голубі, жовті та ін.) І інтенсивність світіння, залежить від концентрації. Легкі нафти мають блакитний і синій кольори люмінесценції, важкі - жовтий і жовто-бурий.