Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы.

Согласно ГОСТ, по процентному содержанию парафина нефти в России подразделяются на три группы:

Нефти	Малопарафи- Нистые	Парафинистые	Высокопарафинистые
Содержание парафинов, %	< 1,5	1,5-6	>6
Температура застывания, °С	16	15-20	³20

В промысловой практике нефть считается парафинистой при содержании в ней более 2% парафина.

По количеству серы нефти делятся на два класса:

малосернистые содержание серы не более 0,5%;

сернистые содержание серы более 0,5%.

По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы:

малосмолистые содержание смол ниже 18%;

смолистые содержание смол 18 ¸ 35%;

высокосмолистые содержание смол > 35%.

Цифры соответствуют количеству смолистых веществ, определенных сернокислотным способом в мазуте.

Были сделаны попытки создать единую классификацию нефтей по химическому составу, по содержанию в бензиновых фракциях отдельных групп углеводородов и др. Удовлетворительного результата они не дали из-за большого многообразия состава нефтей. Однако некоторые общие закономерности в составе нефтей имеются.

На XI Нефтяном конгрессе (Лондон, 1983 г.) была рекомен­дована единая классификация нефтей по плотности, кг/м³.

Тяжелая Средняя Легкая

920-1000 870-920 > 870

Иногда в практических расчетах используют безразмерную относительную плотность нефти - отношение плотности нефти при нормальных условиях к плотности воды при 4 °С.

2.3. Физико – химические свойства нефти

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 м³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины.

В зависимости от состава нефти обладают различными физическими свойствами.

Плотность нефти

Плотность нефти является показателем качества,поэто­му в ГОСТ ах она является нормируемым показателем и определяется при нормальных условиях (t=20 °С, p = 0,102 МПа).

Плотность r - это физическая характеристика, равнаяотно­шению массы тела М к его объему V, размерность плотности [p] =[M]/[V] [кг/м³]

Плотность при стандартной температуре 20⁰С и нормальном атмосферном давлении колеблется от 700 до 1000 кг/м³.

С повышением температуры плотность уменьшается за счет объемного расширения. Для приведения плотности к стандартным условиям (20⁰С) необходимо вводить температурную поправку при помощи формулы:

(2.1)

где – искомая плотность при 20⁰С; – плотность при температуре измерения t; a - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц. Она колеблется в зависимости от качества нефтей от 0,0008 до 0,0006 кг/(град ^.м³).

Вязкость нефти

Вязкость нефти -динамическая,кинематическая и условная.

Динамическая вязкость или величина внутреннего трения характеризует подвижность жидкости. В Международной системе за единицу вязкости принят 1 н ^. сек/м². Вязкость пластовых жидкостей обычно намного ниже 1 н×сек/м² и поэтому в промысловой практике можно использовать внесистемные дольные единицы вязкости 1 дн ^. сек/м², 1 мн ^. сек/м², 1 мкн ^. сек/м² и т.д. (1 н ^. сек/м² = 10 пз (пауз),

1дн ^. сек/м² = 1 пз = 10^-1 н ^. сек/м², 1 мн ^. сек/м² = 1 спз = 10^-3 н ^. сек/м²).

Кинематическая вязкость n, используется для технических целей, за которую принимают отношение динамической вязкости m к плотности r, т.е.

(2.2)

В Международной системе (СИ) единицей измерения кинематической вязкости служит 1 м²/сек - 1 м²/сек = 10⁴ ст (стокс).

Иногда для оценки качеств нефти и нефтепродуктов пользуются о т н о с и т е л ь н о й (условной) в я з к о с т ь ю, показывающей, во сколько раз динамическая вязкость данной жидкости больше или меньше динамической вязкости воды при определенной температуре. Измерения ведутся обычно путем сравнения времени истечения из отверстия равных объемов исследуемой жидкости и воды при 20⁰С. Для этой цели пользуются вискозиметрами Энглера. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости ^оВУ_t, где индекс t указывает на температуру опыта.

Принято считать числом градусов условной вязкости при данной температуре t⁰С отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200см³ испытуемой жидкости при температуре t⁰С ко времени истечения 200 см³ воды из того же прибора при температуре 20⁰С.

Связь между кинематической вязкостью, выраженной в Международной системе единиц, и условной вязкостью определяется приблизительной формулой

(2.3)

где n - кинематическая вязкость в м²/сек.

Зная плотность жидкости, можно от условной вязкости перейти к динамической.

Динамическая вязкость товарной нефти меняется от 4-5 до 200 мн ^. сек/м² (или спз) и более. Вязкость нефти возрастает при уменьшении содержания в них легких низкокипящих фракций. Вязкость нефти сильно падает с повышением температуры.

Для некоторых процессов нефтедобычи важно знать поверхностное натяжение нефти. Величина его на границе нефти с воздухом при стандартной температуре 25-35 мн/м (или дин/см) - 1 дин/см = 10^-3 н/м = 1 мн/м.; большие значения относятся обычно к более тяжелым нефтям. Поверхностное натяжение s нефтей на границе с водой, как правило, уменьшается, причем обычно s тем меньше, чем нефть тяжелее.

В пластовых условиях физические свойства нефти значительно отличаются от свойств ее на поверхности. Это объясняется повышенными давлением и температурой на глубине, а главное, способностью нефти поглощать газ при увеличении давления. С обогащением нефти газом плотность ее уменьшается; с повышением температуры сильно снижается вязкость нефти, т.е. она становится более подвижной. Изменяются и другие ее свойства. Этому же способствует растворение в нефти газа.

Сжимаемость нефти

, (2.4)

где b_н – коэффициент сжимаемости нефти м²/н; D V – изменение объема нефти в м³; D р – изменение давления в н/м²; V –исходный объем.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления.

Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости - 4¸7×10^-10 м²/н.

Легкие нефти, содержащие зна­чительное количество раство­ренного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемо­сти. Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. При падении пластового давления вплоть до давления насыщения коэффициент сжимаемости продолжает увеличиваться.

Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях,к объему той же нефти при нормальных условиях:

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ сепарированной нефти:

(2.4)

где b — объемный коэффициент пластовой нефти; Vпл.н — объем нефти в пластовых условиях; Vдег.н—объем этой же нефти при атмосферном давлении и t = 20° С после дегазации.

Коэффициент b величина без­размерная и всегдабольше единицы.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем сепариро­ванной нефти в связи с наличием повышенной температуры и боль­шого количества растворенного газа в пластовой нефти.

На точность определения объемного коэффициента в лаборатории при раз­ных условиях дегазации влияют тем­пературные условия. С падением тем­пературы количество газа, выделяюще­гося из нефти, уменьшается, что при­водит к занижению объемного коэффи­циента нефти. Некоторые пластовые нефти имеют объемный коэффициент выше трех. Например, нефти месторождения Мамау (США) обладают коэффициентом b = 3,5.

В нефтепромысловой практике при расчетах используюттакой параметр, как коэффициент усад­ки величину, обратную объемному коэффициенту нефти.

Усадка нефти

(2.5)

Иногда усадку u относят к объему нефти на поверхности:

u = (b – 1) 100% (2.6)

Поиск по сайту: