 |
Физические свойства нефтей
|
|
|
|
Наиболее часто определяемыми физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно рассматриваются в гл. 10 при описании механики природного резервуара.
Плотность. Плотность вещества ‑ это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.
Шкала плотности Американского Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.
|
|
|
Шкале единиц плотности API соответствует европейская шкала плотности Боме. Эти две условные шкалы плотности увязываются с удельным весом согласно следующим формулам:
Градусы API = (141,5/уд. вес при 60°F) ‑ 131,5.
Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) ‑ 130.
Перевод значений удельного веса в единицы плотности по шкалам Боме и API показан в табл. 5-11. В табл. 5-12 приведены величины плотности некоторых нефтей из различных районов земного шара. Влияние температуры на величину удельного веса нефти показано в табл. 5-13.
Таблица 5-11
Сравнение шкал плотности
(линейная зависимость отсутствует)
| Удельный вес при 60°F | Градусы Боме | Градусы API |
| 1,0000 (чистая вода) | 10,0 | 10,0 |
| 0,9655 | 15,0 | 15,1 |
| 0,9333 | 20,0 | 20,1 |
| 0,9032 | 25,0 | 25,2 |
| 0,8750 | 30,0 | 30,2 |
| 0,8485 | 35,0 | 35,3 |
| 0,8235 | 40,0 | 40,3 |
| 0,8000 | 45,0 | 45,4 |
| 0,7778 | 50,0 | 50,4 |
Таблица 5-12 Плотности различных нефтей¹
| Районы | Удельный вес (вода = 1,0) | Градусы API |
| Канада: Альберта | 0,9792-0,7507 | 13,0-57,0 |
| Индонезия и Новая Гвинея | 0,9725-0,7507 | 14,0-57,0 |
| Мексика: Тампико, Голден Лейн, Пануко Поса-Рика | 0,9861-0,9218 0,8762 | 12,0-22,0 30,0 |
| Ближний Восток: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия | 0,8927-0,8109 | 27,0-43,0 |
| Тринидад | 0,9529-0,8203 | 17,0-41,0 |
| США в целом | 1,0217-0,7351 | 7,0- |
| Галф-Кост (главным образом третичные соляные купола) | 0,9402-0,7796 | 19,0-61,0 |
| Калифорния (третичные отложения) Мид-Континент (главным образом палеозойские отложения) | 1,0217-0,7796 | 7,0-50,0 |
| СССР: районы Грозного и Баку | 0,934-0,835 | 20,0-38,0 |
| Венесуэла: восточная западная | 0,9529-0,8203 1,000-0,7507 | 17,0-41,0 10,0-57,0 |
¹О. and G. Journ., pp. 278-302, 1952; The Science of Petroleum, Oxford, Univ. Press, London and New York, 2, pp. 840-930.
Табл. 5-14 отражает изменение удельного веса нефти при изменении ее температуры на 1°F.
Плотности двух нефтей могут значительно различаться, даже если эти нефти на первый взгляд обладают близким родством. Неодинаковыми плотностями могут характеризоваться нефти, приуроченные к соседним резервуарам, которые находятся в пределах одного месторождения или в одной и той же геологической обстановке. Плотности могут быть различными у нефтей, залежи которых хотя и связаны с одним
|
|
|
Таблица 5-13 Влияние температуры на удельный вес нефти¹
| Удельный вес при 60°F | Плотность при 60°F, °АРI | Плотность при средних температурах | |||||
| 100°F | 200°F | 300° | F | ||||
| уд. вес | °АРI | уд. вес | °АРI | уд. вес | °АРI | ||
| 1,0 | 10,0 | 0,98 | 12,9 | 0,96 | 15,9 | 0,92 | 22,3 |
| 0,9 | 25,7 | 0,88 | 29,3 | 0,85 | 35,0 | 0,82 | 41,0 |
| 0,8 | 45,4 | 0,78 | 49,9 | 0.74 | 59,8 | 0,69 | 73,6 |
| 0,7 | 70,6 | 0,67 | 69,0 |
¹Н.S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Yan Nostrand Co., New York, p. 66, 1945.
и тем же пластом-коллектором, но контролируются разными ловушками, и у нефтей, заключенных в одном и том же резервуаре, но занимающих в нем различное структурное положение. Ниже приводится ряд примеров местного изменения плотности нефтей.
Таблица 5-14 Плотность нефти при различных температурах¹
| Плотность при 60°F | Изменение плотности с изменением температуры на 1° | |
| удельный вес | °АР1 | Удельный вес |
| 0,90 0,80 0,70 | 25,7 45,4 70,6 | 0,00036 0,00039 0,00049 |
¹Anderson, Ind. Chem., 12, p. 1011, 1920.
Удельный вес нефти из залежи, связанной с песчаником Тенслип на месторождении Элк-Бейсин в Вайоминге, изменяется от 0,867 (31,8°API) в своде складки до 0,892 (27,1°API) в основании нефтяной части залежи у ее края [72]. Такая разница в плотности объясняется преимущественно тем, что в верхней части залежи нефть содержит 460-490 куб. футов газа на 1 баррель, в то время как у ее подошвы количество растворенного газа в нефти падает до 134 куб. футов на 1 баррель. Подобное соотношение выявлено на месторождении Рейнджли в Колорадо [73], где удельный вес нефти колеблется от 0,849 (35,2°API) в своде структуры до 0,869 (31,3°API) в основании нефтяной части залежи у контура нефтеносности¹.
Нефти, залегающие в песчаниках Бартсвилл и Ред-Форк (пенсильваний), северовосточная Оклахома, обычно становятся легче с возрастанием глубины [75]:
| Глубина, футы | Плотность | |
| °АРI | уд. вес | |
| 500-2000 | 30-35 | 0,88-0,85 |
| 2000-5000 | 35-40 | 0,85-0,82 |
| 5000-6000 | 40-45 | 82-0.80 |
¹Необычный пример представляет собой месторождение Хоукинс в северо-восточном Техасе, где нефть приурочена к песчанику Вудбайн (верхний мел), ибо здесь наблюдается изменение ее плотности от 31°API (уд. вес 0,87) в кровле нефтяной части залежи до 16°API (уд. вес 0,96) в основании последней, где тяжелая асфальтовая нефть в нижних: ‑ 10 футах интервала нефтеносности обладает столь высокой вязкостью, что не способна перемещаться [74].
|
|
|
Нефти из третичных отложений провинции Галф-Кост, согласно данным многочисленных замеров их плотности, в среднем обнаруживают следующие изменения ее с глубиной [76]:
На месторождении Бурган в Кувейте, которое, вероятно, содержит нефти больше, чем любое другое месторождение на земном шаре, продуктивными являются три песчаных горизонта среднемелового возраста, расположенные в нефтеносной части разреза мощностью 1100 футов. Каждый песчаный пласт отделен от других интервалами развития глинистых и глинисто-песчаных пород, а в верхней части продуктивной толщи залегает пласт известняков с орбитолинами, являющийся стратиграфическим репером. Плотность товарной нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 31,8°API, однако в пластовых условиях она испытывает значительные изменения в зависимости от глубины залегания резервуара. Плотность нефти в каждом из продуктивных песчаных горизонтов приблизительно постоянна на одной и той же глубине относительно уровня моря, но уменьшается примерно на 1°API через каждые 200 футов погружения. Поверхность водо-нефтяного контакта для всех трех песчаников занимает примерно одинаковое гипсометрическое положение, т.е. является общей, что указывает на их сообщаемость, вероятно благодаря трещиноватости пород [77]. Уменьшение плотности нефтей (в градусах API) с глубиной находится в противоречии с общим правилом, согласно которому более тяжелые нефти тяготеют к более высоко залегающим и молодым по возрасту слагающих пород природным резервуарам. Аналогичная картина наблюдается во многих нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова, СССР [78]. Например, неглубоко залегающие продуктивные горизонты месторождения Сураханы содержат свободные от асфальтов светло-желтые нефти с удельным весом 0,720 (65°API); на глубине 700-900 м в нефтях присутствует 7-8% смолистых веществ, на глубине 1450 м количество последних возрастает до 12%, а в природных резервуарах, залегающих ниже 1800 м нефти характеризуются 30%-ным содержанием смолистых веществ и имеют удельный вес 0,90 (25,7°API). В продуктивной толще (плиоцен) месторождения Биби-Эйбат на том же Апшеронском полуострове до глубины 1800 м насчитывается 17 нефтеносных песчаных горизонтов; приуроченная к ним нефть становится тяжелее с увеличением глубины залегания, а именно удельный вес нефтей в более молодых пластах колеблется от 0,840 до 0,860 (37-33° API), а нефти в песчаниках, залегающих ниже, имеют удельный вес от 0,900 до 0,907 (25,7-24,5Q API). Среди этих продуктивных горизонтов иногда встречаются водоносные песчаники.
|
|
|
По плотности нефти изменяются от нефтей, добываемых на месторождении Окснард в округе Вентура, Калифорния, которые тяжелее воды (5-7°API), к нефтям с плотностью 10° API на месторождении Боскан в западной Венесуэле, нефтям района Пануко в Мексике, плотность которых 12°API, и до бесцветных дистиллятов и конденсатов с плотностью 57° API и выше. Наиболее распространены нефти с плотностью от 27 до 35° API, составляющие основную часть мировой нефтедобычи.
Объем (volume). [Имеется в виду изменение объема нефти при извлечении ее из недр на дневную поверхность; кубический метр товарной нефти на глубине имеет другой объем; именно этот объем и подразумевается; термин «volume» при таком его понимании, конечно, требует поясняющих слов или особой приставки; можно было бы говорить о «пластовом объеме», о «глубинном объеме» нефти или о «протообъеме» и т. [1]. Нефть, заключенная в природном резервуаре, содержит растворенный газ, и объем всего раствора зависит от пластового газового фактора¹ и пластового давления. Газ, который может быть растворен в нефти при повышении давления, увеличивает объем раствора до момента достижения давления насыщения (точка появления первого пузырька), после чего при дальнейшем возрастании давления объем раствора уменьшается (фиг. 5-25). Так, 0,5-0,8 барреля
1Пластовый газовый фактор, обычно называемый просто газовым фактором, соответствует количеству кубических футов газа, приходящемуся на 1 баррель нефти в пластовых условиях. Поверхностный газовый фактор (producing gas-oil ratio) ‑ это газовый фактор извлеченной нефти, который обычно выше пластового.
Таблица 5-15
Приблизительный объем 1 барреля товарной нефти плотностью 36° API и попутного газа в пластовых условиях при температуре 220°F, месторождение Кетлмен-Хилс, Калифорния¹
| Давление, фунт/кв. юйм | Приблизительная глубина, футы | Приблизительный объем в пластовых условиях при трех значениях газового фактора | ||
| 1000 куб.фут/баррель | 2500 куб.фут /баррель | 5000 куб. фут/баррель | ||
| 6,90 3,50 2,00 1,60² | 17,80 8,50 4,45 3,20 | 36,00 16,80 8,45 5,70 |
¹McAllister, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 142, p. 53, tabl III, 1941.
|
|
|
²Пример: 1 баррель нефти и 100 0 куб. футов газа по данным измерения в стандартных условиях (температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв. дюйм) занимают объем 1,60 барреля в пластовых условиях при давлении 3000 фунт/кв. дюйм или на глубине примерно 6600 футов нише поверхности земли.
дегазированной в условиях дневной поверхности нефти, называемой «товарной нефтью», могут соответствовать 1 баррелю нефти в природном резервуаре при давлении насыщения¹. В табл. 5-15 сведены соответствующие данные для нефти месторождения Кетлмен-Хилс в Калифорнии. С другой стороны,
Фиг. 5-25. Возрастание объема нефти по мере растворения в ней все большего количества газа в связи с повышением давления (глубины залегания) (Н.В. Hill. R.K.Guthrie, U.S. Bur. Mines, RI 3715, p. 86, 1943).
Объем смеси нефти и газа заметно увеличивается до момента полного насыщения нефти газом и возникновения поверхности раздела между нефтью и свободным газом. После этого при дальнейшем повышении давления объем нефтегазовой смеси уменьшается в соответствии с законом Генри и сжимаемостью флюидов.
¹Чтобы перевести 1 баррель пластовой нефти в эквивалентное количество товарной нефти, его необходимо умножить на так называемый коэффициент усадки (shrikage factor), и наоборот, для перевода 1 барреля товарной нефти в эквивалентное количество пластовой требуется умножить его на коэффициент, известный как объемный коэффициент нефти в пластовых условиях (или коэффициент увеличения пластового объема нефти). Коэффициент усадки обычно колеблется в пределах 0,63-0,88, а объемный коэффициент нефти в пластовых условиях ‑ в пределах 1,14-1,60.
тысячи кубических футов газа в поверхностных условиях могут быть представлены всего несколькими кубическими футами сжатого газа в природном резервуаре, где давление выше атмосферного. Изменения, которые испытывает 1 баррель нафтидов, попадая из пластовых условий на дневную поверхность, графически показаны на фиг. 5-26.
Объем жидких углеводородов при постоянном давлении увеличивается с повышением температуры, однако гораздо медленнее, чем объем газов.
Фиг. 5-26. Изменение объема 1 барреля пластовой нефти, в котором растворено 1000 куб. футов газа, по мере перемещения нефти из природного резервуара, где весь газ находится в растворенном состоянии, до нефтехранилища на поверхности земли.
На поверхности первоначальный баррель пластовой нефти, очевидно, превратится в 0,625 барреля нефти и 1000 куб. футов газа. Величина фракционного объема нефти в нефтехранилище, получаемого из 1 барреля нефти с растворенным в ней газом в природном резервуаре, называется коэффициентом усадки. Объем пластовой нефти, необходимый для получения 1 барреля товарной нефти, называется коэффициентом увеличения пластового объема нефти. А - Первоначальные пластовые условия, весь объем представлен жидкой фазой; Б - пластовое давление равно давлению насыщения, весь объем представлен жидкой фазой; В - на пути к нефтехранилищу; пластовое давление ниже давления насыщения, состояние, подобное таковому в залежи с режимом газовой шапки; Г - нефтехранилище, атмосферные давление и температура.
Коэффициент теплового расширения жидких углеводородов возрастает по мере увеличения их плотности в градусах API (уменьшения удельного веса), а также при повышении температуры. Коэффициенты расширения некоторых нефтей при температуре 60°F сведены в табл. 5-16 (см. также стр. 202: табл. 5-19).
Таблица 5-16 Коэффициент расширения нефтей¹
| Удельный вес | Плотность, °АРI | Средний коэффициент расширения (объем/объем/1°F) |
| 0,67 0,67-0,72 0,72-0,77 0,78-0,85 0,85-0,97 0,97-1,076 | 78-65 64-51 50-35 34-15 14-0 | 0,0008 0,0007 0,0006 0,0005 0,0004 0,00036 |
¹Н.S. Bell, American Petroleum Refining, 3rd ed., D. Van Nostrand Co., New York, p. 66).
Приведенный к условиям дневной поверхности объем газа, который способен раствориться в единице объема пластовой нефти, возрастает с увеличением пластового давления, пока не будет достигнуто полное насыщение нефти газом и не прекратится дальнейшее его растворение. Обычно это означает прогрессирующее увеличение газонасыщения с глубиной. В некоторых глубоко погруженных природных резервуарах, обладающих высоким
Фиг. 5-27. Зависимость между количеством растворенного в 1 барреле нефти газа, измеренным при выделении газа из нефти на поверхности земли, и коэффициентом увеличения пластового объема нефти (отношением объема нефти в пласте к объему той же нефти в поверхностных условиях) (Вuсklеу, ed., Petroleum Conservation, p. 101, Fig. 9, 1951). График построен по данным для большого числа различных залежей.
Фиг. 5-28. Типичное изменение вязкости, коэффициента увеличения пластового объема нефти н количества растворенного в нефти газа с повышением давления для нефти из месторождения Колдуотетз, округ Изабелла, Мичиган (Сгiss, Journ. Petrol. Technol., T.P. 3748, p. 26, Fig. 5, 1954).
Глубина отбора пробы 3650 футов; манометрическое давление на глубине отбора пробы фунт/кв. дюйм; манометрическое давление насыщения 1190 фунт /кв. дюйм; температура на забое скважины 120°F; плотность дегазированной (остаточной) нефти 48,1°API.
1 - вязкость нефти; 2 - коэффициент увеличения пластового объема нефти; 3 -растворенный газ.
пластовым давлением, нефть может содержать объем растворенного газа (при приведении его к условиям дневной поверхности), в 150 раз превышающий собственный объем нефти [79]. Зависимость между давлением и количеством газа, растворяющегося в 1 барреле нефти, в общем виде показана на фиг. 5-27, а конкретно для нефти из месторождения Колдуотер, Мичиган, - на фиг. 5-28. Растворимость газа в нефти, согласно закону Генри¹, возрастает прямо пропорционально увеличению давления. Однако способность тяжелых нефтей (с низкой плотностью в градусах API) удерживать газ в растворе значительно ниже, чем у более легких нефтей. Эти соотношения показаны на фиг. 5-29.
При постоянной температуре объем газа (приведенный к атмосферным условиям), способный перейти в раствор данной нефти, возрастает с увеличением давления. Повышение пластовой температуры, наоборот, вызывает уменьшение количества газа, способного раствориться в нефти, в среднем на 2% при повышении температуры на 1°F. Эти соотношения графически показаны на фиг. 5-30. На фиг. 5-31 приведена зависимость между давлением, температурой и объемом нефти, связанной с песчаником Уэбер (пенсильваний) на месторождении Рейнджли в Колорадо.
Фиг. 5-29. Общее влияние повышения давления (увеличения глубины) на способность нефтей различной плотности удерживать газ в растворенном состоянии (Веаl, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs. 165).
Фиг. 5-30. Влияние повышения температуры на растворимость природного газа в нефти (Standing, О. and G. Journ., p. 95, 1947).
Среднее уменьшение растворимости с повышением температуры на 1°F составляет около 2 %.
Вязкость. Вязкость представляет собой меру сопротивления вещества течению; чем выше вязкость флюида, тем с большим трудом он течет. Вязкая жидкость способна начать перемещаться под влиянием малейших напряжений, если они воздействуют в течение достаточно длительного времени. Однако некоторые вещества могут сопротивляться небольшим напряжениям на протяжении практически неограниченного времени и начинают течь только в том случае, когда напряжение превысит определенную величину; такие вещества называются пластичными, хотя в практическом отношении
¹Закон Генри гласит, что масса легко растворимого газа, растворяющаяся в определенной массе жидкости при постоянной температуре, почти пропорциональна парциальному давлению газа.
их можно рассматривать как твердые. Вязкость нафтидов варьирует в широких пределах. Некоторые из этих веществ, такие, как природный газ и легкие нефти, весьма подвижны, другие обладают высокой вязкостью и постепенно переходят в полутвердые нафтиды, хотя последние, строго говоря, являются скорее пластичными веществами.
Вязкость нефти в значительной степени зависит от количества растворенного в ней газа и от температуры (чем больше газа в растворе и чем выше температура, тем ниже вязкость нефти) и лишь слабо реагирует на изменения давления [81] (фиг. 5-32). Причина уменьшения вязкости жидкости
Фиг. 5-31. Зависимость удельного объема пробы нефти из месторождения Рейнджли, Колорадо, от температуры и давления (Cupps, Lipstate, Fry, U.S. Bur. Mines, RI 4761, Fig. 28, opp. p. 46, 1951).
Показан характер увеличения объема нефти с повышением температуры и его уменьшение с возрастанием давления.
Фиг. 5-32. Возрастание вязкости природного газа и уменьшение вязкости дегазированной нефти с повышением давления (увеличением глубины), месторождение Буэна-Виста, округ Керн, Калифорния (Brubecker, Stutsman, О. and G. Journ., p. 118, Fig. 9, 1951). Температура постоянна и равна 152°F.
по мере повышения температуры заключается в том, что нагревание усиливает колебание молекул (или скорость их движения), что в отсутствие ограничивающего давления, способного поддерживать постоянный объем, ведет к увеличению межмолекулярных расстояний и объема вещества (расширению). С увеличением межмолекулярных расстояний уменьшается сила взаимного притяжения молекул и трение, обусловливаемое столкновением последних. Влияние повышения температуры на вязкость некоторых нефтей из месторождений Канзаса и Оклахомы показано на фиг. 5-33. Вязкость газа, наоборот, возрастает с повышением температуры, если в условиях ограничивающего давления не происходит увеличения его объема. Усиление колебания молекул газа вследствие нагревания, когда расстояние между молекулами не изменяется, вызывает возрастание частоты столкновений между ними и в связи с этим рост сил трения.
По мере повышения концентрации растворенного газа вязкость нефти неуклонно уменьшается. Это одно из наиболее важных воздействий растворенного газа на содержащую его нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем выше значения ее плотности в единицах API, т. е. тем ниже удельный вес. Влияние растворенного газа на вязкость и плотность нефти показано на фиг. 5-34. Вязкость нефти минимальна при давлении насыщения, или «давлении появления первого
Фиг. 5-33. Зависимость вязкости различных нефтей из месторождений Оклахомы и Канзаса от температуры (Nelson, О. and G. Journ., p. 70, Fig. 2, 1946).
Месторождения, откуда отобраны нефти, и плотности последних в градусах API:
1 - Аллен, Оклахома; 2 - Уолтерс, Канзас, 29,3; 3 - Хилдтон, Оклахома; 4 - Вон, Канзас, 32,1; 5 - Кресс, Канзас, 34,4; 6 - Бемис, Канзас, 36,0; 7 - Салливан, Канзас, 37,7; 8 - Бертон, Канзас, 34,5; 9 - Айлесворт, Оклахома, 37,4; 10 - Айлесворт, Оклахома, 36,5; 11 - Фарго, Оклахома, 41,0; 12 - Блумер, Канзас, 41,6; 13 - Силика, Канзас, 44,2.
пузырька газа», т.е. давлении, при котором в нефти растворено максимально возможное количество газа, которое она способна удерживать, и начинается выделение избыточного газа (см. также стр. 409-410) [82]. При снижении давления из газо-нефтяного раствора
Фиг. 5-34. Влияние количества растворенного газа на вязкость и плотность нефти (О. and G. Journ., p. 37, 1944).
выделяются все новые порции газа и вязкость остаточной нефти увеличивается. Возрастание вязкости такой нефти в связи с выделением газа происходит более интенсивно, чем обычное уменьшение вязкости, обусловливаемое падением давления в дегазированной нефти или в нефти, содержащей газ в количестве, меньшем необходимого для полного ее насыщения. Таким образом, вязкость газонасышенной нефти будет повышаться при падении давления ниже давления насыщения, когда из раствора начинает освобождаться газ. Вязкость нефти имеет важное значение для разработки нефтяных месторождений: при уменьшении ее величины наполовину через тот же самый, например песчаный, коллекторский пласт может пройти вдвое большее количество нефти или потребуется лишь половина величины давления
Фиг. 5-35. Влияние содержания растворенного газа и падения давления на свойства нефти, месторождение Уэст-Эдмонд, Оклахома (Littlefield, Gray, Godbold,
Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 174, p. 147, Fig. 8, 1948).
График построен по данным анализа пробы нефти с забоя скважины.
Фиг. 5-36. Прогрессивное уменьшение вязкости нефти с увеличением ее плотности (в градусах API) и повышением температуры для группы типичных нефтей из месторождений Оклахомы (Nelson, О. and G. Journ., p. 70, 1946).
для вытеснения из пласта того же объема нефти. Изменение вязкости нефти из месторождения Уэст-Эдмонд, Оклахома, и величины коэффициента усадки в зависимости от изменений давления и содержания растворенного газа показано на фиг. 5-35.
Вязкость нефти находится в прямой зависимости и от изменения ее плотности, которая в свою очередь связана с составом. Так, чем выше число атомов углерода в молекуле того или иного гомолога какого-либо ряда углеводородов, тем больше его вязкость, а также и плотность. Некоторые тяжелые нефти требуют подогрева при перекачке по трубопроводам. Сложная зависимость вязкости различных нефтей из месторождений Оклахомы от температуры и их плотности показана на фиг. 5-36
Измерения вязкости производятся с помощью вискозиметров. Разработано несколько типов таких приборов. Каждый из наиболее распространенных в нефтяной промышленности вискозиметров - систем Сейболт-Юниверсл, Сейболт-Фьюрел, Редвуд № 1, Редвуд № 2 и системы Энглера - градуируется в соответствии со своей собственной шкалой. Измерения, полученные на их шкалах, могут быть переведены в пуазы и стоксы¹ с помощью соответствующих переводных таблиц (см. Приложение) [80]. В США обычно применяется универсальный вискозиметр Сейболта, тогда как в Европе пользуются близкими к нему приборами Редвуда и Энглера. Измерения вязкости при помощи вискозиметров чисто условны, показания представляют собой число секунд (секунды Сейболт-Юниверсл, или SU- сек), необходимых для прохождения определенного количества нефти через специальную трубку при заданных значениях температуры и давления. Желательно, конечно, получить вязкость нефти в пластовых условиях при соответствующих величинах температуры и давления и различных содержаниях в нефти растворенного газа. Для этой цели предназначен специальный шариковый вискозиметр, снабженный стальным шариком, который перекатывается внутри высверленного с большой точностью цилиндра, заполненного нефтью и установленного под определенным углом к направлению течения. Этот прибор герметически изолируется при данных значениях температуры и давления, после чего с помощью электрического хронометра засекается и градуируется в сантистоксах время, необходимое для прохождения шарика по всей длине цилиндра.
Показатель преломления. Абсолютный показатель преломления (RI) вещества представляет собой обратное отношение скорости распространения света в данном веществе к его скорости в вакууме. Он может быть получен путем соответствующего пересчета показателя преломления, измеренного в воздухе. Показатель преломления определяется как отношение синуса угла падения к синусу угла преломления света, причем оба угла измеряются относительно нормали к поверхности раздела. Когда луч света переходит из менее плотного в более плотное вещество, он благодаря уменьшению скорости распространения отклоняется к нормали; попадая же из более плотной в менее плотную среду, он, наоборот, отклоняется в противоположную сторону от нормали. Показатели преломления нефти колеблются в пределах от 1,39 до 1,49. Они легко определяются на рефрактометре Аббе. Измерения с помощью этого прибора ‑ быстрый и весьма точный метод определения типа нефти по мельчайшим ее количествам, которые могут быть экстрагированы из образцов керна и обломков шлама [83]. Показатель преломления широко используется также в нефтеперерабатывающей промышленности для определения свойств продуктов фракционной перегонки нефти.
Поскольку показатель преломления зависит от плотности среды, то более тяжелые нефти (обладающие низкой плотностью в единицах API) характеризуются более высокими показателями преломления. В табл. 5-17 показаны некоторые характерные соотношения между плотностью нефтей и их показателем преломления. Изменения показателя преломления в зависимости от плотности в градусах API на примере группы нефтей Венесуэлы показано на фиг. 5-37.
¹В системе GGS за единицу вязкости приняты пуаз и сантипуаз, равный ¹/100 пуаза. Флюид обладает вязкостью в 1 пуаз, когда тангенциальное усилие, равное 1 дин, заставляет плоскую поверхность площадью 1 см ², расположенную на расстоянип 1 см от неподвижной плоской поверхности, перемещаться с постоянной скоростью в 1 см/сек, при условии, что пространство между указанными поверхностями заполнено вязким флюидом (API Bull. 228, 1941). Воздух имеет вязкость 1,8×10-4, вода ‑ 1×10-², бензин ‑ 0,6×10-² пуаз. Абсолютная, или кинематическая, вязкость, представляющая собой отношение вязкости в пуазах к плотности флюида, выражается в стоксах или сантистоксах и используется при проведении точных технологических расчетов.
Таблица 5-17
Показатели преломления некоторых типичных нефтей¹
| Плотность | Показатель преломления (n 20 D)² | |
| °АРI | уд. вес | |
| 1,029 | 1,566 | |
| 0,918 | 1,509 | |
| 0,802 | 1,448 | |
| 0,742 | 1,417 | |
| 0,691 | 1,390 |
¹A.L. Ward, S. S. Kurtz, Jr., W.H. Fu1wei1er, Determination of Density and Refractive Index of Hydrocarbons and Petroleum Products, in The Science of Petroleum, Oxford Univ. Press, London and New York, 2, p. 1147, tabl. IV, 1938.
²n ‑ обычный символ показателя преломления, или отношение скорости света в пространстве к его скорости в веществе; цифра 20 показывает температуру 20°С; D означает, что показатель преломления определен для линии натрия D.
Ф луоресценция [люминесценция]. Всем нефтям в той или иной мере свойственна флуоресценция, называемая еще «bloom» [в дословном переводе «цветение»], причем наиболее интенсивно флуоресцируют ароматические нефти. Цвета флуоресценции нефтей образуют непрерывный спектр от желтого к зеленому
Фиг. 5-37. Зависимость показателя преломления нефтей от их плотности (в градусах API) для 17 проб нефтей из месторождений Венесуэлы и некоторых парафиновых углеводородов из легких нефтей (Неdberg, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 21, p. 1473, Fig. 3, 1937).
1 - декан; 2 - нонан; 3 - октан; 4 - гептан; 5 - гексан; 6 - пентан.
и голубому. Это свойство нефтей используется при исследованиях скважин для выявления признаков нефти в образцах керна, шламе и буровом растворе [84]. Интенсивность флуоресценции быстро снижается со временем, благодаря чему можно легко отличить вновь поступившую в буровой раствор нефть от уже находящейся там нефти. Флуоресценцию нефтей наблюдают в ультрафиолетовом свете; наиболее часто используются волны длиной 2537 и 3650 А. Флуоресценция позволяет невооруженным глазом обнаружить мельчайшие следы нефти, например одну часть нефти, растворимую в 100 000 частях четыреххлористого углерода, а с помощью калибрационных фотографических методов - одну часть нефти в сотнях миллионов частей растворителя. [В СССР широко распространены люминесцентные методы изучения нефтей, вообще нафтидов и особенно битумоидов, экстрагируемых из органического вещества пород органическими растворителями. В 1966 г. коллективы авторов ВНИГРИ, ВНИГНИ и МГУ выпустили в свет «Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований» («Недра», Л., 1966), одобренное Межведомственным научным советом по лабораторным методам, применяемым в нефтегазовой геологии.
Оптическая активность. Большинство нафтидов обладает оптической активностью - способностью вращать плоскость поляризации света. Она измеряется с помощью поляризационного микроскопа в градусах на миллиметр и в среднем колеблется в интервале от 0 до 1,2 градуса. Если плоскость поляризации вращается вправо, то вещество называется правовращающим; если влево - то левовращающим. Все нефти либо сами оптически активны, либо содержат оптически активные продукты перегонки, особенно во фракции 250-300°С (при 12 мм рт. ст.). Фракции, кипящие при температуре ниже 200°С, не проявляют оптической активности [85]; это свойство, очевидно, исчезает также и в высокотемпературных фракциях.
Предполагается, что способность вращения плоскости поляризации присуща только соединениям органического происхождения и обусловливается присутствием холестериноподобного вещества. Холестерин (холестерол), представляющий собой спирт, формула которого С26Н45ОН, содержится в веществах растительного и животного происхождения и входит в состав свежего молока, особенно молока молодого поголовья крупного рогатого скота. Оптическая активность нафтидов обычно служит показателем их образования из остатков растительных и животных организмов, ибо. насколько это известно, оптически активные вещества не могут синтезироваться неорганическим путем.
Цвет. Цвет нефтей в проходящем свете изменяется от светло-желтого до красного; некоторые очень темные или черные нефти непрозрачны. Чем выше удельный вес нефти (ниже плотность в единицах API), тем она темнее. Причина, обусловливающая окраску нефтей, не известна; однако предполагается, что она связана с соединениями ароматического ряда углеводородов. В отраженном свете нефти в связи с флуоресценцией имеют обычно зеленую окраску. Применяя специальные методы переработки, можно получить почти бесцветные масла. Цвет нафтидов обычно определяется с помощью колориметра Сейболта.
Запах. Приятный (для нефтепромышленников!) бензиновый запах некоторых нефтей, например таких, как пенсильванские, обусловлен содержанием в них легких углеводородов - алканов и нафтенов. Некоторые нефти Индии, Калифорнии и СССР отличаются значительным содержанием ароматических углеводородов, также придающих нефтям приятный запах. Ненасыщенные углеводороды, сернистые и некоторые азотистые соединения обычно являются причиной неприятного запаха. К этим веществам относятся и содержащие серу меркаптаны; именно поэтому их часто вводят в качестве добавки в газопроводы, по которым перекачивают природный газ для промышленных целей, так как очень неприятный запах меркаптанов предупреждает об утечке газа из труб. Запах нефтей обычно ухудшает также присутствие в них сероводорода. Нефти с сероводородным запахом, связанным, очевидно, с содержанием H2S в попутном газе, характерны для некоторых залежей южного Техаса и Мексики.
Температуры помутнения и застывания. Большое значение имеет определении влияния на свойства нефтей низких температур, а также количества содержащихся в них твердых парафинов. Небольшой стеклянный сосуд, заполненный примерно 35 см ³ нефти, с термометром, вставленным в верхнюю его часть, помещают в морозильную камеру или погружают в охлаждающую смесь, время от времени извлекая его оттуда и опрокидывая. Температурой, или точкой помутнения, называется температура, при которой в нефти появляются первые признаки помутнения. Последнее обусловлено выпадением из раствора твердых парафинов; не содержащие парафина нафтеновые
Таблица 5-18 Физические свойства некоторых типичных нефтей
| Месторождение, район, продуктивный горизонт | Плотность (средняя) | Вязкость, SU- сек при 100°F | Температура застывания, °F | Литературная ссылка |
| уд. вес | °АРI | |||
| Пауэлл, север | ||||
|
|
|
