4.4. 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 нм³ 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.

Главными при этом являются следующие:

1) плотность нефти пластовой и дегазированной;

2) вязкость нефти (динамическая);

3) давление насыщения нефти газом (при пластовой температуре);

4) объемный коэффициент;

5) газосодержание (газовый фактор);

6) коэффициент сжимаемости;

7) структурно-механические свойства (для аномально вязких неф­тей).

Разберем их подробнее.

4.4.1. Плотность нефти

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

 = m / v. (4.9)

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

Под относительной плотностью (^о) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (с_н) к плотности воды (с_В), определенной при 4^оС:

^о = _н / _В. (4.10)

Величины плотность нефти (_н) и удельный вес нефти (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 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 нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (с, кг/м³) от температуры (Т, ^оС) оценивается выражением:

 (Т) = ₂₀ · [1 + ж (20 – Т)], (4.11)

где: ₂₀ – плотность нефти при 20^оС;

ж – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.4).

Таблица 4.4. Значения коэффициента объёмного расширения

, кг/м3	ж, 1/оС	, кг/м3	ж, 1/оС
800-819	0,000937	900-919	0,000693
820-839	0,000882	920-939	0,000650
840-859	0,000831	940-959	0,000607
860-879	0,000782	960-979	0,000568
880-899	0,000738	980-999	0,000527

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20^оС (с₂₀) равна 870 кг/м³. Какова плотность этой же нефти при температуре 10^оС?

Решение. Воспользуемся выражением (3.4) получим:

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

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

 (Р) = ₂₀ · [1 + в · (Р – 1)] (4.12)

или  (Р) = ₂₀ · [1 + (Р – 1) / К], (4.13)

где: с₂₀ – плотность нефти при стандартных условиях;

ß – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа^-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/в) составляет ≈ 1,3 · 10⁹ Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м³. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (3.6) и получим:

_6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 10⁶ / 1,3 · 10⁹] ≈ 874 кг/м³.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.3) и температур, количества растворённого газа.

Рис. 4.3. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.