В химическом составе нефтей имеются закономерности позволяющие выделить три группы нефтей по содержанию в них легких фракций:

1. Нефти, легкие фракции которых состоят в основном из парафиновых углеводородов. Такие нефти богаты бензинами (до 15% и более) со значительным количеством ароматических углеводородов. Газ, растворенный в нефтях богат этаном, пропаном и бутаном. Над залежами нефтей наблюдаются большие газовые шапки.

2. Нефти, легкие фракции которых состоят в основном из нафтеновых углеводородов с одним циклом в молекуле, с небольшим количеством парафиновых углеводородов. Бензиновых фракций в этих нефтях меньше, чем в нефтях первого типа. Растворенный в нефтях газ – сухой. Залежи нефтей этого типа обычно имеют небольшие газовые шапки.

3. Нефти, легкие фракции которых состоят в основном из бициклических нафтеновых и до 15% ароматических углеводородов. В нефтях отсутствуют бензиновые фракции и часть керосиновых, незначительное количество растворенного газа метана. Нефти могут быть высоко и малосернистые, высоко и малопарафинистые, высоко и малосмолистые.

Для месторождений газов так же устанавливается три типа, связанных с глубинами их образования:

1. Газы глубоких впадин с мощной осадочной толщей. Газы характеризуются высоким содержанием метана (90% и более) и незначительным содержанием тяжелых углеводородов и других газов (Ю-Каспийская впадина).

2. Газы впадин со средней мощностью осадочной толщи. Они содержат меньше метана, а тяжелых углеводородов больше, чем газы первого типа (Днепрово-Донецкая впадина).

3. Газы древних осадочных толщ с мощностью до 3 км

Конденсат – углеводородная жидкость, находящаяся в пластовых условиях в газообразном состоянии и растворенная в углеводородном газе.

Сырой конденсат содержит жидкие углеводороды и газообразные гомологи метана. Стабильный конденсат состоит из смеси жидких углеводородов, которые можно получить при дегазации конденсата.

Конденсат содержат газоконденсатные, газонефтяные и газовые залежи. Скопление только конденсата в отдельных залежах в природе не встречается. Растворяясь в газах конденсаты, образуют газоконденсатные залежи, находящиеся в пластах в газообразном состоянии (смесь углеводородов с числом атомов углерода пять и более). При снижении пластового давления часть углеводородов смеси переходит в жидкую фазу.

Состав нефти и газа выражают в виде массовой или объемной концентрации компонентов в процентах или мольных долях. Массовая концентрация компонентов равна отношению массы этого компонента к массе смеси:

( М %)_i =(W_i / Σ W_i)100,

где W_i - масса i–го компонета, ΣW_i - суммарная масса смеси.

По такому же принципу можно определить и объемную концентрацию компонент:

(V%)_i =(V_i / Σ V _i ) 100

3.2  СВОЙСТВА НЕФТИ

Основные свойства нефти: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент, давление насыщения газом.

Плотность пластовой нефти определяется её массой в единице объема в системе СИ- кг/м³ . Пользуются относительной плотностью, представляющей отношение плотности нефти при температуре 20 ⁰С к плотности воды при 4 ⁰С. Относительная плотность нефтей находится в пределах 0,5 – 1,1. Плотность нефти зависит от соотношения легких и тяжелых фракций углеводородов. Нефти плотностью больше единицы называются мальтами. В пластовых условиях растворенный газ и температура понижают плотность нефти. Плотность сепарированной нефти около 800 кг/м³, а в пласте она может быть меньше 500 кг/м³ .Повышение давления приводит к растворению в нефти газа и уменьшению её плотности. Разные газы не одинаково влияют на изменение плотности нефти. Насыщение нефти азотом и углекислотой приводит к росту плотности при повышении давления. Рост давления выше давления насыщения способствует увеличению плотности нефти.

Вязкость нефти. Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению частиц при движении. Вязкость – это свойство материала поглощать механическую энергию, не разрушаясь. Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость

Динамическая вязкость ( μ ) определяется величиной сопротивления в Па*с, мкПа*с (пуаз) взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м², при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием силы 1 Н. Вязкость нефти находится в пределах 0,2-2000 мкПа*с. Наиболее распространены нефти с вязкостью 0,8-50 мкПа*с.  Вязкость дистиллированной воды при 20 ⁰С равна 1,001 мкПа*с.

Динамическая вязкость измеряется в технической системе единиц в (кг*сек) / м². В системе CGS вязкость измеряется в г / (см*сек²) и называется пуазом.

Кинематическая вязкость (ν) - это отношение динамической вязкости жидкости к её плотности: ν = μ / ρ.  Единица кинематической вязкости в технической системе единиц – м²/с, в системе CGS - см² / сек (стокс).

Относительная вязкость (μ_о) выражается отношением динамической вязкости нефти к вязкости воды:  μ_о = μ / μ_в

Например: 1)  μ = 4,0;     μ_{в =} 0,4 мкПа*с ;         μ_о = 10;

                           2)   μ ₌ 5,0;                 μ_{в =} 1,7 мкПа*с ;         μ_о = 3,0;

В приведенном примере видно, что несмотря на большую вязкость нефти во втором случае, относительная вязкость её меньше более чем в три раза, а значит условия вытеснения нефти будут более благоприятные. 

Наименьшей вязкостью обладают парафиновые, наибольшей - нафтеновые углеводороды. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества растворенного газа, увеличением температуры, повышением давления до давления насыщения (рис. 3.1).Вязкость нефти зависит от состава и природы как самой нефти, так и растворенного в ней газа. При растворении азота вязкость увеличивается, углеводородных газов – уменьшается. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем сепарированной нефти. Вязкость нефти определяют вискозиметром.

Сжимаемость нефти. Под действием внешнего давления нефть изменяет свой объем. Коэффициент сжимаемости (упругости) b _n  характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу

b _n = (-1 /V) ( D V / D p),

где V-исходный объем , D V -изменение объема, D p - изменение давления нефти

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от ее состава, температуры и давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости около (4-7) 10^–10 м²/Н. Легкие нефти с растворенным газом имеют b _n равный 140 ×10 ^–10 м²/Н. Коэффициент сжимаемости увеличивается с увеличением температуры и уменьшением пластового давления. В условиях близких к критическим, нефти обладают высокими коэффициентами сжимаемости.

Объемный коэффициент (усадка). Оценка количества растворенного в нефти газа определяется объемным коэффициентом b, который определяет отношение объема нефти в пласте V_пл к ее объему при атмосферном давлении и дегазации V_дег :

b = V_пл / V_дег

При снижении пластового давления объемный коэффициент незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. В точке начала выделения газа объемный коэффициент максимален, далее он уменьшается при дальнейшем падении давления.

Усадка нефти – это уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

U = (b – 1) 100% , b = V _пл / V _дег ,

где b -объемный коэффициент, характеризующий отношение объема нефти в пластовых условиях V _пл  к объему нефти после отделения газа на поверхности V _дег

Усадка нефти может достигать 45-50%.

Растворимость газов в нефти имеет большое значение, т.к. от количества растворенного газа зависит вязкость, сжимаемость, плотность, термическое расширение нефти (рис.3.2.). Растворимость газов зависит от давления, температуры, природы газа и состава нефти.

 Очень плохо растворяется азот, несколько лучше метан.

При небольших давлениях и температуре количество растворенного газа V_г  в единице объема нефти V_н, пропорционально давлению р   газа над поверхностью нефти:

V_г = а р V_н ,      где а - коэффициент растворимости газа.

В практических целях используют параметр кажущегося удельного объема растворенного газа.

V_ср = D V / G , где G - масса растворенного газа.

Увеличение объема жидкости V_ср равно отношению приращения объема жидкости D V к растворению в ней 1 кг газа.

Коэффициент растворимости зависит от давления и температуры, с увеличением давления уменьшается, но объем растворенного газа увеличивается (V_г = а р V_н). Растворимость газа зависит также от состава нефти. Лучше растворяют газ метановые углеводороды, затем нафтеновые и хуже ароматические. Чем больше атомов углерода в молекуле нефти, тем меньше газа они растворяют при прочих равных условиях. Т.е., чем больше легких фракций содержит нефть и чем выше молекулярный вес газов, тем большее количество газа способна растворить нефть.

С увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает.

Растворимость углеводородных газов с повышением температуры уменьшается. Например, при 40 ^оС растворено 59 м³ газа в 1 м³ нефти, а при температуре 60^оС - 53 м³ газа в 1 м³ нефти.

Объем газа V_г, растворенного в единице объема пластовой нефти V_н, носит название газового фактора. S = V _г / V _н . Для большинства нефтей газовый фактор составляет (30 – 100) м³/м³.

Давление насыщения нефти газом. Начало выделения газа из жидкости носит название давление насыщения. Этот параметр зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава, температуры. С увеличением плотности нефти и температуры давление насыщения увеличивается. Высоким давлением насыщения характеризуются нефти, содержащие значительное количество азота. Пластовое давление может значительно отличаться от давления насыщения.

Для Припятского нефтегазоносного бассейна характерно превышение пластового давления над давлением насыщения

Обратная (ретроградная) растворимость. В области повышенных давлений смесь углеводородов, пройдя жидкую фазу при дальнейшем повышении давления, переходит в парообразное состояние. Обусловлено это тем, что при большом объеме газовой фазы над жидкостью при повышении давления жидкость растворяется в газе. Переход газовой смеси при повышении давления в жидкую фазу, а затем в парообразное состояние и вновь при падении давления в жидкую получил название ретроградного. В недрах Земли при повышении давления часть газа превращается в жидкость, а затем, при дальнейшем повышении давления, образовавшаяся жидкость может перейти в газовую фазу. Жидкие углеводороды, содержащиеся в природных условиях в растворенном виде, в газах получили название конденсата. Содержание конденсата в газовых залежах по объему может составлять 3-5%, а по весу 25%.

Реологические характеристики нефтей. Реология – наука о течении сред под действующим напряжением. Реологическое уравнение устанавливает связь между напряжением и скоростью сдвига:

τ = μ( dv / dy), где: τ - касательное напряжение, µ - вязкость, (dν / dy) - градиент скорости.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению τ и обратно пропорциональна вязкости: (dv / dt) = ( τ / µ)

Проводимость пористых сред, нефтеотдача, неравномерность профилей притока, обводнение скважин, во многом обусловлены реологическими свойствами нефти. В связи с этим большое значение имеет необходимость учета реологических свойств, при эксплуатации месторождения.

Оптические свойства нефтей

Цвет нефти. Цвет нефтей изменяется в широких пределах от бесцветного до светло-желтого, темно-коричневого и черного. Углеводороды нефти бесцветны, цвет нефтей определяется присутствием в их составе асфальтно-смолистых веществ, чем их больше, тем темнее нефть.

Колориметрические (оптические) свойства нефти зависят от содержания асфальтно-смолистых веществ, изменение концентрации которых изменит вязкость, плотность и другие свойства нефти. В связи с этим в практике исследований свойств нефти широко применяются фотоколориметрические методы. Суть метода заключается в определении коэффициента светопоглощения К_сп  нефтью, который зависит от длины волны падающего света, состава нефти и ее температуры. Длину волны света и температуру нефти устанавливают одинаковой для любых нефтей и их растворов. Фотоколориметрические методы широко используются на практике ввиду их простоты и быстроты определения коэффициента поглощения света.

Люминесценция. Нефти при попадании на них света часть его отражают, другую часть поглощают, и сами начинают светиться, люминесцировать характерным свечением. Применяя ультрафиолетовое освещение можно обнаружить даже тысячные доли процента нефти в горных породах и растворах. Люминесцентный анализ широко применяется при поисках и разведке нефтяных месторождений для исследования присутствия нефти в буровом растворе, шламе и керне. Этот метод применяют и для определения состава, структуры и количества смолисто-асфальтеновых компонентов.

Оптическая активность нефти. При прохождении через нефть поляризованного луча света его плоскость поляризации смещается под действием полициклических нафтенов. Нефти более древних отложений менее оптически активны, чем нефти молодых отложений.