Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи доклад

Обновлено: 02.07.2024

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отличаются от свойств дегазированной нефти, т.е. нефти в атмосферных условиях. Эти отличия вызываются влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

Плотностьдегазированной нефти может изменяться в широких пределах – от 7000 до 1000 кг/м 3 и более. В пластовых условиях плотность изменяется в зависимости от давления, кол-ва растворенного газа, температуры. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением двух других факторов – уменьшается. Влияние кол-ва растворенного газа и температуры сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности.

Отношение объёма жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же жидкости после дегазации называют объёмным коэффициентом.

Усадка нефти u=(b-1)100%

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости, определяемым из соотношения β_Н=-1/V*∆V/∆Р, где

β_Н-коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ∆V-изменение объёма нефти, м 3 ; V-исходный объём нефти, м 3 ; ∆Р- изменение давления, Па.

Из уравнения следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объёма нефти при изменении давления на 1 единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворённого газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости. Лёгкие нефти, содержащие значительное кол-во растворенного газа, имеют повышенный коэффициент сжимаемости.

Вязкостьпластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти вследствие большого кол-ва растворённого газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением кол-ва газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

10. Пластовое давление. Приведённое пластовое давление.

Жидкости и газы находятся в пласте под определённым давлением, которое называется пластовым.

Начальное пластовое давление зависит от глубины залегания пласта, наличия гидродинамической связи пласта с другими пластами и ориентировочно пластовое давление можно определить по формуле ρgh=P_пл

Т.к. плотность жидкости меняется с глубиной, то расчёт давления сопровождается с большими погрешностями.

Для анализа распределения давления в пласте используют понятие приведённое пластовое давление.

Приведённое пластовое давление – это давление, отнесённое к условной (приведённой) плоскости.

За плоскость приведения принимают положение ВНК.

Силы, действующие в залежи.

Каждая залежь обладает тем или иным запасом энергии. Запас энергии в пласте определяется, главным образом, величиной начального пластового давления, размерами залежи и, частично, температурой пласта.

После нарушения равновесия в пласте жидкость и газ перемещаются к зонам пониженного давления, т.е. к забоям скважин. Интенсивность и длительность притока зависят от следующих факторов: 1) от величины депрессии, т.е. от снижения давления на забое по сравнению с начальным пластовым давлением; 2) от запаса пластовой энергии; 3) от сопротивлений, которые создаёт пористая среда, при фильтрации эти сопротивления зависят от: вязкости фильтрующейся жидкости (чем больше вязкость, тем больше сопротивление); проницаемости (чем больше проницаемость, тем меньше сопротивление); мощности пласта (чем больше толщина пласта, тем больше сопротивление).

Кроме этого, дополнительные сопротивления движению жидкости оказывают пузырьки газа, которые закупоривают пустоты, и при движении газожидкостной системы происходит большая потеря энергии.

При фильтрации жидкостей газа в мелких пустотах большое значение имеет капиллярное давление.

Часть пластовой энергии тратится на преодоление сил инерции. Это связано с изменением скорости, направления движения и т.д.

При движении по пласту важную роль играют поверхностные явления на границе раздела фаз.

Схема распределения сил поверхностного натяжения.

В зоне поверхностных слоёв возникают взаимодействия м/у молекулами. Молекулы поверхностного слоя обладают избытком энергии, и этот слой оказывает давление, которому противодействуют определенные силы и эти силы называются силами поверхностного натяжения.

Молекулярное давление всегда направлено по нормали к поверхности жидкости, а силы поверхностного натяжения по касательной.

О соотношениях поверхностных соотношений судят по углу смачиваемости θ.

Возможны 3 случая:

- краевой угол меньше 90 0 (θ 0 ). Вода хорошо смачивает твёрдое тело, и поверхность называют гидрофильной.

- угол больше 90 0 (θ>90 0 ). Вода не смачивает твёрдое тело, и поверхность называют гидрофобной.

- угол равен 90 0 (θ=90 0 ). Избирательная смачиваемость поверхности.

В процессе разработки гидрофильная поверхность может становиться гидрофобной и наоборот, за счёт процесса адсорбции.

В пластовых условиях в узких капиллярах имеются контакты 3-х фаз и капиллярное давление будет определяться величиной поверхностного натяжения. и характером смачиваемости коллектора.

Если вода смачивает породу, то капиллярное давление способствует вытеснению нефти, если не смачивает породу – капиллярное давление является тормозящим фактором.

Под действием капиллярного давления смачивающая фаза может самопроизвольно впитываться в пористую среду и вытеснять из них несмачивающую фазу. Это явление называют капиллярной пропиткой.

Различие свойств нефти и воды обуславливает особенности их нахождения в поверхностных и подземных водах. Растворимость углеводородов увеличивается в ряду: ароматические циклопарафиновые парафиновые. [1]

Различие свойств нефти может быть обусловлено различной фракционирующей способностью тех или иных сланцев. Фракционирующая способность зависит, в свою очередь, от степени пористости и влажности породы. Тяжелая нефть сохраняется в сланцах до тех пор, пока вода, проникающая в сланцы, не вытеснит ее в песчаные породы. В последних выталкивающая сила воды прекращается. Капиллярные силы намного превышают силы гравитации. Поэтому вода может вытеснять нефть как в песчаники, перекрывающие сланцы, так и в песчаники, залегающие ниже сланцев. Этот процесс приводит, в конечном итоге, к образованию залежи тяжелой или легкой нефти. Сорт нефти зависит от степени пористости и влажности сланцев. Нефть будет сорбироваться сланцами, прилегающими к песчаникам, и рассеиваться в них, если сланцы являются сухими. Фильтрация нефти сквозь сланцы кверху будет продолжаться либо до выхода нефти на дневную поверхность, либо пока нефть не будет остановлена непроницаемыми для нее сланцами, насыщенными водой. Образовавшееся скопление нефти может вновь рассеяться в случае дегидратации сланцев, перекрывающих залежь. [2]

Влияние это обусловлено неоднородностью пласта и различием свойств нефти и воды. Вокруг каждой скважины при любой схеме расположения и характере питания залежи выделяется зона с радиальным движением жидкости. Вокруг скважины внутренних рядов эти зоны больше, а вокруг внешних - меньше. При установившемся движении жидкости изобару, окаймляющую эту зону вокруг скважины, можно рассматривать за условный, промежуточный контур питания. [3]

Анализ показывает, что, несмотря на различие физико-зошйэдеких свойств нефтей и особенностей реологического строения рассматриваемых объектов, сохраняется постоянная тенденция падения выработки неф-чш с увеличением объемного запаса на одну скважину при одинаковой об-зодаенности продукции. В зависимости вФ расположения конкретной окввдины, геслого-фиэичвских свойств пласта в точке дренирования фактическая картина выработки яожет отличаться о. [4]

Наблюдаемая в настоящее время восполняемость эксплуатационных запасов на месторождениях, различие геохимических свойств нефти в пределах одного месторождения свидетельствуют не в пользу осадочно-миграционной гипотезы происхождения нефти и требуют своего объяснения. [5]

Необходимо отметить, что даже в случае одного и того же продуктивного пласта различия свойств нефти , воды и горной породы могут привести к совершенно различным физическим процессам, протекающим при вытеснении нефти водой. При этом для Радаевского месторождения коэффициент вытеснения достигает наибольшего значения по сравнению с другими чисто фильными или фобными объектами. Необходимо отметить, что гидрофобизация поверхности горной породы для рассмотренных объектов находится в прямой зависимости от вязкости нефти и содержания в ней асфальтенов и смол. [7]

Методика, чтобы не допустить опасной идеализации, специальными параметрами учитывает все известные несовершенства: зональную и послойную неоднородность; неравномерность; различие свойств нефти и агента; нехватку исходных данных; частичную негерметичность скважин; отклонение забоев скважин; ограниченную долговечность скважин и случайное их выбытие; фактическое пластовое давление и угрозу оттока и потери нефти; ухудшение продуктивности нефтяных слоев при снижении забойного давления скважин ниже давления насыщения; нестационарность. [8]

С учетом определения продуктивности отдельных пластов при их последовательном освоении в скважинах, а также определений их дебитов глубинными расходомерами и доли пластов в общем дебите скважин, установленной по различию свойств нефтей среднего и нижнего карбона , в официальной отчетности по скважинам отдельно по пластам даны текущие и накопленные отборы нефти. [9]

Многочисленными исследованиями установлено, что свойства нефти даже в пределах единой залежи не одинаковы и закономерно зависят от геологических условий ее залегания. Наибольшее влияние на различие свойств нефти в пределах одной залежи оказывают при-контурные и подошвенные воды. Поэтому в процессе разработки месторождения, сопровождаемом перемещением контуров нефтеносности и подъемом водо-нефтяного контакта, происходит, изменение свойств нефти, добываемой из одних и тех же скважин. [10]

Говоря об изменениях физико-химических свойств нефтей ( прежде всего плотности) следует отметить, что эти изменения обусловлены не только вторичными явлениями. Губкин совершенно справедливо указывал, что различия свойств нефтей могут объясняться и первичными причинами, зависящими от состава исходного ОВ, геохимической обстановки образования нефти и литологических особенностей нефтемате-ринских пород. [11]

С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается. [12]

Свойства нефтей в пределах одной залежи в пластовых условиях различны. Однако для многих залежей эти различия невелики и не всегда обнаруживается направленность изменений в пределах залежи. Для крупных месторождений, как правило, наблюдается четкая закономерность различия свойств нефти по площади или по глубине. Изучением изменения свойств в пределах отдельных залежей и выявлением закономерностей этих изменений занимаются многие исследователи на конкретных месторождениях. [13]

Нефтяные месторождения — уникальное хранилище энергии, образованной и накопленной на протяжении миллионов лет в недрах нашей планеты. В этом материале — о том, какой путь проделала нефть, прежде чем там оказаться, из чего она состоит и какими свойствами обладает

Две гипотезы

У ученых до сих пор нет единого мнения о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории происхождения нефти. Согласно первой — органической, или биогенной, — из останков древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или захоронялись в континентальных условиях. Затем перерабатывались сообществами микроорганизмов и преобразовывались под действием температуры и давлений в результате тектонического опускания вглубь недр, формируя богатые органическим веществом нефтематеринские породы.

60 млн лет может занимать природный процесс образования нефти из органических останков

Природный процесс образования нефти из органических останков занимает в среднем от 10 до 60 млн лет, но если для органического вещества искусственно создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо. В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти связано с осадочными породами. Мало того — живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры, такие как порфирины — пигменты хлорофилла, широко распространенные в живой природе. Еще более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода биомаркеров и других углеводородов нефти.

Состав и свойства нефти

ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ МОГУТ ЗНАЧИТЕЛЬНО РАЗЛИЧАТЬСЯ ДЛЯ РАЗНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основные химические элементы, из которых состоит нефть: углерод — водород — и сера — до 7%. Последняя обычно присутствует в виде сероводорода или меркаптанов, которые могут вызывать коррозию оборудования. Также в нефтях присутствует до 1,7% азота и до 3,5% кислорода в виде разнообразных соединений. В очень небольших количествах в нефтях содержатся редкие металлы (например, V, Ni и др.).

От месторождения к месторождению характеристики и состав нефти могут различаться очень значительно. Ее плотность колеблется от 0,77 до 1,1 г/см³. Чаще всего встречаются нефти с плотностью кипения варьирует от 30 до 600°C в зависимости от химического состава. На этом свойстве основана разгонка нефтей на фракции. Вязкость сильно меняется в зависимости от температуры. Поверхностное натяжение может быть различным, но всегда меньше, чем у воды: это свойство используется для вытеснения нефти водой из пор пород-коллекторов.

Большинство ученых сегодня объясняют происхождение нефти биогенной теорией. Однако и неорганики приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Есть различные версии возможного неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел, но все они опираются на одни и те же факты. Во-первых, многие, хотя и не все месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения бывают не только в осадочных, но также в магматических и метаморфических горных породах (впрочем, они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, в атмосфере других планет и в рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, обнаружены реки и озера, состоящие из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. Если на других планетах Солнечной системы эти вещества могут образовываться без участия биологических объектов, почему это невозможно на Земле?

С точки зрения современных сторонников неорганической, или минеральной, гипотезы, углеводороды образуются из содержащихся в мантии Земли воды и углекислого газа в присутствии закисных соединений металлов на глубинах Высокое давление в недрах земли препятствует термической деструкции сложных молекул углеводородов. В свою очередь сторонники органики не отрицают, что простые углеводороды, например метан, могут иметь и неорганическое происхождение. Опыты, направленные на подтверждение абиогенной теории, показали, что получаемые углеводороды могут содержать не более пяти атомов углерода, а нефть представляет собой смесь более тяжелых соединений. Этому противоречию объяснений пока нет.

Этапы образования нефти

СТАДИИ ОБРАЗОВАНИЯ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НЕФТИ

В ловушке

Помимо чисто научного интереса гипотезы, объясняющие происхождение нефти и газа, имеют еще и политическое звучание. Действительно, раз уж нефть может получаться из неорганических веществ и темпы ее образования не десятки миллионов лет, как предполагает биогенная концепция, а во много тысяч раз выше, значит, проблема скорого исчерпания запасов становится как минимум не столь однозначной. Однако для нефтяников вопрос о том, откуда берется нефть, принципиален скорее с той точки зрения, может ли теория предсказать, где именно нужно искать месторождения. С этой задачей органики справляются лучше.

В сугубо прагматическом отношении для добычи важно знать даже не то, где нефть зародилась, а где она находится сейчас и откуда ее можно извлечь. Дело в том, что в земной коре большая часть нефти не остается в материнской породе, а перемещается и скапливается в особых геологических объектах, называемых ловушками. Даже если предположить, что нефть имеет неорганическое происхождение, ловушки для нее все равно за редким исключением находятся в осадочных бассейнах.

Типы коллекторов

БОЛЬШАЯ ЧАСТЬ ЗАПАСОВ НЕФТИ СОДЕРЖИТСЯ В ДВУХ ТИПАХ КОЛЛЕКТОРОВ

Терригенные (пески, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы и др.) состоят из обломков горных пород и минералов. Этот тип коллекторов наиболее распространен: на них приходится 58% мировых запасов нефти и 77% газа. В качестве пустотного пространства, в котором накапливается нефть, в основном выступают поры — свободное пространство между зернами, из которых состоит коллектор.

Карбонатные (в основном известняки и доломиты) занимают второе место по распространенности (42% запасов нефти и 23% газа). Имеют сложную трещиноватую структуру. Нефть обычно содержится в кавернах, появившихся в результате выветривания и вымывания твердой породы, а также в трещинах. Наличие трещин влияет и на фильтрационные свойства коллектора, обеспечивая проводимость жидкости.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные (кислые эффузивы и интрузивы, пемзы, туфы, туфопесчаники и др.) коллекторы отличаются характером пустотного пространства — в основном это трещины, — резкой изменчивостью свойств в пределах месторождений.

Глинисто-кремнисто-битуминозные отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащенностью органическим веществом. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Двигаясь по коллектору, флюид в какой-то момент может упереться в непроницаемый для него экран — флюидоупор. Слои такой породы называют покрышками, а вместе с коллектором они формируют ловушки, удерживающие нефть и газ в месторождении. В классическом варианте в верхней части ловушки может присутствовать газ (он легче). Снизу залежь подстилается более плотной, чем нефть, водой.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны (часть из них см. на рис.). Наиболее простая и с точки зрения геологоразведки, и для дальнейшей добычи — антиклинальная ловушка (сводовое поднятие), перекрытая сверху пластом флюидоупора. Такие ловушки образуются в результате изгибов пластов осадочного чехла. Однако помимо изгибов внутренние пласты претерпевают и множество других деформаций. В результате тектонических движений, например, пластколлектор может деформироваться и потерять свою однородность. В этом случае процессы геологоразведки и добычи оказываются намного сложнее. Еще одна неприятность, которая поджидает нефтяников со стороны ловушек, — замещение проницаемых пород, обладающих хорошими коллекторскими свойствами, например песчаников, непроницаемыми. Такие ловушки называются литологическими.

СРАВНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Вязкость - важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам (МНП).

Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.

С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает .

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН4 к С4Н10, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).

Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности.

С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.

Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость сырых нефтей больше вязкости сепарированных.

Величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворенного газа, содержащегося в ней, пластовых температур.

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения.

Методы определения вязкости нефти и нефтепродуктов

Вязкость нефтепродуктов имеет большое практическое значение. От вязкости масла зависит ряд эксплуатационных свойств механизмов: износ трущихся деталей, отвод тепла от них и расход масла. С повышением температуры вязкость уменьшается и сильно возрастает при ее понижении. Эти изменения характеризуются индексом вязкости, представляющим собой температурный коэффициент вязкости. По индексу вязкости оценивают пригодность масел для данных условий работы механизмов. Для определения индекса вязкости сопоставляют вязкость масла при различных температурах, обычно при 50 и 100 0 С. Чем меньше вязкость зависит от температуры, тем выше индекс. Различают следующие виды вязкости:

Для замеров параметра вязкости применяются стеклянные вискозиметры ВПЖ и ВНЖ, а также ВПЖТ и ВНЖТ.

Суть методики – определение времени, за которое определенный объем исследуемого вещества истечет под действием силы тяжести.

Суть процесса заключается в следующем:

сухой и чистый прибор заполняется исследуемым продуктом, для чего на трубку отвода надевается трубка из резины.

После этого колено зажимается пальцем и, перевернув прибор, это колено опускается в сосуд с веществом, что позволяет засосать оттуда жидкость при помощи резиновой груши или насоса;

затем устройство вытаскивают из сосуда и быстро переворачивают в исходное положение;

с внешнего конца колена снимается излишек продукта, после чего на него надевается резиновая трубка;

прибор ставится в термостат таким образом, чтобы расширение не превышало уровень воды;

выдерживают не меньше 15-ти минут;

затем исследуемое вещество засасывается в колено, примерно на треть высоты расширения;

колено соединяется с атмосферой, после чего засекается время движения мениска исследуемого продукта от метки с литерой М₁ до метки с литерой М₂ (допустимая погрешность – не больше 0,2 секунды);

замеры проводят трижды, и в случае, если их результаты разнятся на больше, чем на 0,2 процента, параметр (ν), измеряемый в миллиметрах в квадрате в секунду (мм²/с) рассчитывается как среднее арифметическое, по следующей формуле:

С – это постоянная вискозиметра ( в мм²/с²);

τ – это среднее арифметическое от трех замеров времени истечения вещества, измеряемое с помощью прибора, в секундах.

Физико-химические свойства высоковязких нефтей

Говоря о тяжелой нефти, обычно подразумевают также и сверхтяжелую нефть и природные битумы, т.е. нефти с плотностью более 0,920 г/см 3 .

В тяжелых нефтях, а особенно в природных битумах, в значительно большем количестве, чем в легких нефтях, присутствуют смолисто-асфальтеновые вещества, азот-, хлор-, кислород- и серосодержащие соединения, а также металлы.

Наибольшее скопления запасов тяжелой нефти находится на границах геологических бассейнов. Считается, что такая нефть является остатком более легкой нефти, которая утратила низкомолекулярные компоненты вследствие разрушения бактериями, вымывания водой и испарения.

По оценкам, запасы тяжелой нефти на нашей планете более, чем в два раза превосходят традиционные. Однако коэффициент извлечения нефти для таких месторождений колеблется в пределах от 5 до 30%.

Исследования физико-химических свойств нефти проводилось с использованием проб, отобранных из месторождений с легкой нефтью. В таблице 2 приведены физико-химические свойства высоковязкой нефти.

Таблица 1 – Физико-химические свойства высоковязких нефтей .

Показатели нефти

Содержание по массе

Содержание вольфрама, м

Содержание никеля, м

Температура пласта, °С

Пластовое давление, мПа

Физико-химические свойства легких нефтей

Для данного вида нефти характерно преобладание метановых углеводородов, низкое содержание смолисто-асфальтеновых компонентов. Легкая нефть проста в своей переработке. По сути, большая часть нефти, добываемой в мире, это и есть легкая нефть. В последнее время остро стоит проблема исчерпаемости запасов легкой нефти, поэтому производители все чаще переходят на так называемую тяжелую нефть или сланцевую нефть.

Таблица 2- Физико – химические свойства легкой нефти

Показатели нефти

Содержание по массе

Показатели нефти

Содержание по массе

Пластовое давление, мПа

Сравнение физико-химических свойств высоковязких и легких нефтей

В ряду физических параметров нефти важнейшим является плотность или удельный вес. Этот показатель зависит от молекулярного веса слагающих ее компонентов, т.е. от преобладания в составе нефти легких или тяжелых углеводородных соединений, от наличия смолистых примесей, асфальтенов и растворенного газа. Плотность нефти изменяется в широких пределах от 0,71 до 1,01 г/см3. Нефти удельного веса ниже 0,850 г/см3 считаются легкими, а более того - тяжелыми. В пластовых условиях за счет большого объема растворенного в нефти газа плотность ее в 1,2 - 1,8 раза меньше, чем в поверхностных условиях после ее дегазации.

Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей - тяжелые. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации, что связано с ее очень высокой газонасыщенностью в недрах. Содержание серы - очень важное свойство, влияющее на окислительные свойства нефти. Чем больше содержание серы в нефтях, тем агрессивнее она ведет себя по отношению к металлам, окисляя и разрушая их. В этом смысле действие ее аналогично окислительному действию кислорода.

Парафинистость - еще одно важной свойство нефти, влияющее на технологию ее добычи и транспортировки по трубопроводам. Парафинистость возникает в нефтях за счет содержания в них твердых компонентов - парафинов и церезинов. Содержание их достигает иногда от 13 до 14 %. Высокое содержание парафина чрезвычайно затрудняет добычу нефти, поэтому процесс добычи и транспортировки тяжелой нефти является более трудоемким и энергоемким, чем легкой нефти

Анализ вязкости керосина на основании лабораторной работы

Целью данного опыта является ознакомление с методикой определения кинематической вязкости нефтепродукта.

Приборы и аппаратура: вискозиметр типа ВПЖ – 2, термометр, термостат, секундомер, резиновая груша.

В ходе работы было необходимо следить за постоянством температуры и за тем, чтобы в расширении вискозиметра не образовалось пузырьков воздуха.

Для расчета кинематической вязкости определили среднее арифметическое время истечения из проведенных отсчетов.

Кинематическая вязкость (мм²/с) испытуемого нефтепродукта при температуре t вычисляют по формуле:

Где С – постоянная вискозиметра;

среднее арифметическое, учитываемых отсчетов времени истечения жидкости, с;

g– ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости, см/с²;

980,7 – нормальное ускорение сил тяжести, см/с².

На основании полученных данных определили кинематическую вязкость по формуле:

Вывод: По результатам проведенной работы мы получили кинематическую вязкость, равную 0,002428 м²/с. Отличие от табличного значения обусловлено тем, что данная фракция керосина очищена от тяжелых углеводородов, углеводородов парафинового ряда, погрешностью вискозиметра при определении вязкости. Заключение Наибольшую ценность представляет легкая нефть. В последнее время остро стоит проблема исчерпаемости запасов легкой нефти, поэтому производители все чаще переходят на так называемую тяжелую нефть или сланцевую нефть.

Благодаря высокой энергоемкости и транспортабельности, с середины XX века она служит самым важным источником энергии в мире. На производство топлива идет до 84% добываемого сегодня объема. Остальные 16% служат сырьем для переработки в пластмассы, растворители, удобрения, лекарственные средства и прочую продукцию, без которой современная цивилизация просто невозможна. Даже если в далеком будущем легкая нефть утратит приоритетную роль в качестве топлива, ее ценность при этом не уменьшится. Человечество по-прежнему не сможет обойтись без предметов, обязательным компонентом в изготовлении которых является легкая нефть. Таким образом, с развитием альтернативных и возобновляемых источников энергии все больше нефти будет тратиться на нужды нефтехимической промышленности.

Список используемой литературы и источников

И.П. Мухленов, А.Е. Горштейн, Е.С. Тумаркина, Н.В. Кузичкин. Основы химической технологии. М : Высш. шк., - 275с.

Чеников И.В. Химия и физика нефти: учебное пособие / Кубан. гос. технол. ун-т. – Краснодар: Изд. КубГТУ, 2010. – 269с.

Читайте также: