2. Нефть. Состав и физико-химические свойства.

Нефть-горючее ископаемое, сложная смесь главным образом углеводородов (УВ) с примесью высокомолекулярных органических кислородных, сернистых и азотистых соединений, обычно представляющее собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета.

Элементный состав нефти наиболее хорошо изучен. Элементарный состав нефтей характеризуется обязательным наличием пяти хим.элементов-(С,Н)-90%; (O,S,N)-5-8%

Групповой или компонентный состав нефтей.

Основными компонентами нефти являются метановые, нафтеновые и ароматические(арены)УВ,нах-ся в нефти в жидком,растворенном и тв.сост.

Метановые УВ (Ме – парафиновые – алканы) общей формулы С_nН_2n+2 (пентан С5Н12, гексан С6Н14, гептан С7Н16 и т.д.) часто явл.основной составляющей нефтей. 40-50 до 70% сод-ие в Н.

Нафтеновые УВ (Nа – цикланы) сод-ся в нефтях в знач.количествах, они представл.собой УВ циклического строения. Нафтены состоят из неск.групп С_nН_2n-2,соединенных между собой в замкнутую систему.

Ароматические УВ (Ar – арены) С_nН_2n-6 (до 30-35%).

След.отметить,что высокомолекулярная часть нефти(от 20 до 50%) состоит гланв.образом из УВ смешаного строения,т.е. в них ароматич.и нафтеновые кольца сочетаются с парафин-ми цепями.

Гетероэлементы в нефтях . Помимо УВ в н. присут-ют в смолистом остатке, сложные высокомолек-ые УВ вещества, содер-щие кроме углерода и водорода кислород, серу, азот и некоторые металлы.(ванадий,никель и др.).Содержание этих веществ увеличив. От свода к крыльям, от кровли к подошве.

По содержанию серы нефти делятся на классы: -малосернистые (серы до 0,5 %), -сернистые (0,51-2,0 %) -высокосернистые (более 2,0 %);

по содержанию смол - на подклассы: малосмолистые (смол менее 18 %), смолистые (18-35 %) и высокосмолистые (более 35 %);

по содержанию парафина:-малопарафинистые (парафина менее 1.5 % по массе), -парафинистые (1,51-6,0 %) , -высокопарафинистые (более 6 %).

При разработке м.р регулярно отбираются пробы нефти на устье и опр.содержание этих вещ-в.Если содержание их во времени увеличивается-продвижение воды и скорое обводнение скв.

Кроме этого в нефти содержатся микрокомпоненты многих хим.эл..К,Mn,Ni,Ra,U,To,Cs,Sn,Li и др.В некоторых странах высокое содержание некоторых эл.имеет пром.знач.В Канаде из нефтей извлек.Ni.Содержание радиоакт.эл.указ.на связьм.р с ядро,где происх.термояд.реакции и на неорг.происхождение нефти.

СВОЙСТВА

1.Плотность (масса на ед.об.)– от 0,75 до 0,97 г/см3 – зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, растворенного газа.Плотность зависит от соотношения кол-ва легкокип.и тяж.фракций.В легких преобл.легкокип.(бензин,керосин),а в тяж.-масла,смолы.

Класс-ия н.по плотности 0-0,8кг/м3 – очень легкие,0,8-0,84-легкие,0,84-0,88-ср.плотность,0,88-0,92-тяжелые,>0.92-оч.тяж.

Фракционный состав. Фракционирование- разделение нефти на смеси более простого состава. Простейший способ фракционирования-разделение по t кипения, т.е.перегонка и ректификация. Так возникло понятие о фрак.составе как о содержании отд-ых фракций, выкипающих в опред.темп-ые интервалы.

Фракционный состав нефтей:

100-130°С – начало кипения

130-150°С-бенз.-керосин.

200-250°С – керосин-соляр,

250-300°С – соляр-масляная

300-350°С -масляная

350-450°С –мазутная

450-… - кокс

2.Газовый фактор.(Газосодержание пластовой нефти )

σ - количество газа V_г, растворенного в единице объема пластовой нефти V_п.н, измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения:σ=V_г./V_п.н

3.Давление насыщения-это минимум давления,при кот.весь газ раствор.в нефти.Когда в процесссе разработки Рпл уменьшается и когда Рпл<Рд.нас скв перест.работать фонтанным способом.

ВСЕ ЭТИ ТРИ ПАРАМЕТРА ОПР.По ГЛУБ.ПРОБАМ НЕФТИ,

4. Вязкость – свойство нефти оказывать сопротивление при ее движении [Мпа*с, Па*с] – зависит от: чем выше скорость, тем хуже; чем выше удельный вес, тем хуже; t° - чем > t°, тем < вязкость, р (связь сложная), от кол-ва газа растворенного в нефти.

Различают нефти: с незначительной вязкостью (μ ≤ 1 мПа с), маловязкие (1< μ ≤5 мПа с). с повышенной вязкостью (5< μ ≤25 мПа с) и высоковязкие (μ > 25 мПа с)

Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Пас взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м², отстоящих друг от друга на расстоянии 1 м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1 Н.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ - м/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

5.Коэфф.сжимаемости нефти-это уменьшение объема нефти при увеличении давления.С увеличением содерж.газа коэфф.сжим.увеличив,а с увелич.темп.-понижается.

6.Объемный коэффициент-соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности.b=Vпл.н/ Vн.на пов.

7.Пересчетный коэфф. Для перевода объема нефти из пласт.усл в поверхн. Всвязи с выдел.газа и усадкой нефти. =1/b

8. Коэфф.усадки нефти-уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %): E=b-1/b

9.Поверхн.натяжение с водой.Затрудняет движение нефти в пустотах среды,тк.d пустот не одинаков. Чем больше плотность,тем выше этот коэфф.Для уменьшения коэфф.произв.обработку пластов растворами кислот.

10.Люминесценция – свечение под влиянием ультрафиолетового света.

Бакинские нефти-синеватое свечение.

Грозненские-зеленоватое свечение.