Физические свойства нефти

Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.

По физическому состоянию углеводороды от СН4 до С4Н10 — газы, от С5Н12 до C16H34 — жидкости и от C17H36 до С35Н72 — твердые, называемые парафинами.

Углеводороды метанового ряда (СпН2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.

Углеводороды нафтенового ряда (CnH2n) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т. п.

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.

Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °C — бензин первого сорта, до 110 °C — бензин специальный, до 135 °C — бензин второго сорта, до 265 °C — керосин (сорт «метеор»), до 270 °C — керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400—420°С отбирают масляные фракции.

По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15—25%, в нефтях девонских отложений — 25—30%.

Качество нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т. п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти — парафина не более 1%, слабопарафинистые—1—2% и парафинистые— более 2%. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20—28%), Западной Украины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4—5%), Сураханского (2—4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.

Сера в нефтях встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфиды, меркаптаны и др.); общее ее содержание достигает 1 и иногда 4,5%. Различают малосернистые нефти — серы не более 0,5% и сернистые — более 0,5%. Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирии и Татарстане, южной части Пермской и Куйбышевской областей. В нефтях Ишимбайского, Туймазинского, Бугурусланского, Ромашкинского и Ставропольского месторождений она составляет от 1,5 до 3%. В нефтях месторождений, расположенных севернее и южнее Татарии и Башкирии, количество серы заметно меньше (0,6—0,9%), и совсем мало ее содержится в нефтях Саратовской и Волгоградской областей (0,3—0,4%). Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири.

По содержанию смол различают малосмолистые нефти с содержанием смол менее 8%, смолистые — 8—28% и сильносмолистые — более 28%.

В нефти в небольших количествах встречаются хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний и т. п.

Из кислородных соединений наибольшее значение имеют нафтеновые и жирные кислоты, асфальтены и смолы.

Бензин и керосин характеризуются величиной октанового числа. Это число показывает детонационную стойкость топлива (детонация — преждевременный взрыв части топлива, приводящий к снижению мощности двигателя и к преждевременному его износу и разрушению). Октановое число определяется содержанием изооктана (в об. %) в такой стандартной смеси его с гептаном, которая по своей детонационной стойкости равноценна испытуемому топливу. Чем выше октановое число топлива, тем меньшую детонацию оно вызывает в моторе. Бензин с октановым числом 72 и более называется высокооктановым.

Плотность нефтей определяют при температуре +20°С. Она колеблется в пределах 0,730—1,06. Плотность азербайджанских нефтей 0,78—0,93, грозненских 0,84—0,87. В восточных районах РФ она изменяется в среднем от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78—0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.

В США плотность нефти определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,5С); плотность воды в этой системе равна 10° АНИ. Пересчетная формула от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая:

откуда 10° АНИ соответствуют p1515 = 1.

Вязкость или внутреннее трение —в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па•с, кинематическая — в м2/с.

Условная вязкость в градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра 200 см³ испытуемой жидкости к «водному числу» — времени истечения 200 см³ дистиллированной воды при +20°С, обычно равному 50—52 с.

Вязкость нефтей колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.

Вязкость нефти играет большую роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти.

Поверхностное натяжение жидкости заключается в противодействии нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м2.

Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5—3,5 Н/м2, а с водой— 7,2—7,6 Н/м2 (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м2).

Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. В самом деле, поровое пространство нефтяных пластов в значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму и поверхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.

Обычно, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.