Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400–1000 м³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчёте запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств для нефтей пластовых и дегазированных (поверхностных).

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, поверхностных из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки. Разберем их подробнее.

Плотность нефти

    Плотность характеризует количество покоящейся массы вещества, выраженной в единице объёма, [кг/м³; г/см³]:

     ρ = m/v.                           (3.1)

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

На практике с целью уменьшения погрешности работают с относительными величинами. Под относительной плотностью (ρ^о) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρ_н) к плотности дистиллированной воды (ρ_в), определённой при 4 ^оС:

ρ^о = ρ_н/ρ_в.                          (3.2)

Величина плотности отражает состав (рис. 3.1) и является важной технологической характеристикой.

                                             Число атомов углерода в молекуле

Рис. 3.1. Зависимости функций распределения относительной плотности от

           числа атомов углерода в молекуле для: 1 – н-парафинов; 2 – изопарафинов; 3 – циклопентанов; 4 – циклогексанов; 5 – ароматических

Следует различать величины плотности (ρ_н) и удельного веса (d_н) нефти. Удельным весом жидкости называют вес (G) её единицы объёма (d_н = G/v). Между ними существует следующая взаимосвязь: ρ = m/v = G/v·g = d_н·v/v·g  = d_н/g . Удельный вес не является физико-химической характеристикой вещества, так как зависит от места измерения.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м³. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность дегазированной (сепарированной) нефти уменьшается.

Зависимость плотности нефти от температуры оценивается выражением

ρ(Т) = ρ₂₀·[1 + ζ (20 – Т)],                                  (3.3)

где ρ₂₀ – плотность нефти при 20 ^оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

Таблица 3.1

Значения коэффициента объёмного расширения

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20 ^оС (ρ₂₀) равна 870 кг/м³.

Найти: чему равна плотность этой нефти при температуре 10 ^оС?

Решение. Воспользуемся выражением (3.3) и получим:

  ρ₁₀ = 870·[1 + 0,000782·(20 – 10)] = 876,8 кг/м³.