Свойства нефти

Плотность нефтей колеблется в пределах каждого нефтегазоносного района.
Большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается.
Причина:
превращения нефти изменение химического
состава изменение плотности и других свойств

Плотность нефти зависит:
от химического состава, в частности от содержания тяжелых смолисто-асфальтеновых и сернистых компонентов, парафинов
от фракционного состава

Характеристика нефтей по плотности и содержанию парафинов

В мировой торговой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть в баррелях, а ее плотность определять в градусах Американского нефтяного института – American Petroleum Institute (API) – при 60 °F, что соответствует 15,56 °С.
Плотность в градусах API – специальная функция относительной плотности, которую вычисляют по формуле

Плотность фракций нефти Ишимбаевского месторождения
Сравнивая плотности товарных нефтей с примерно равным содержанием асфальтенов и смол, можно получить ориентировочные представления об их углеводородном составе.
Парафиновые нефти имеют плотность в пределах 750–800, нафтеновые 820–860 и ароматические 860–900 кг/м3.

Плотность нефти является классификационным параметром.
Типы нефти по плотности

Относительная плотность является безразмерной величиной, представляющей собой отношение массы объема данного вещества при температуре определения к массе равного объема воды при стандартной температуре.
В США и Англии стандартная температура для воды и нефти принята tст = 15,6 °С (60 °F).
В России была принята стандартная температура tст = +4 °С, а температура определения tопр = 20 °С. Относительная плотность обозначалась
С 1 января 2004 г. введен в действие ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и стало обязательным определение плотности нефти при 15 °С.
ГОСТ Р 51069-97 дает следующее определение:
относительная плотность – отношение массы данного объема жидкости при температуре 15 °С (60 °F) к массе равного объема чистой воды при той же температуре:

Расчет плотности нефти
С повышением температуры плотность нефти уменьшается. От колебания температуры зависит и изменение объема нефти. Для оценки этого изменения введено понятие коэффициента теплового объемного расширения ξ – это относительное изменение объема жидкости при изменении температуры на 1 градус:
Для расчета плотности в зависимости от температуры используются формулы:
или
где α – температурная поправка плотности: изменение плотности при изменении температуры на один градус

Коэффициент объемного расширения нефти
в зависимости от плотности
Средние температурные поправки плотности нефти и нефтепродуктов

2.2 ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ
Вязкостью или внутренним трением жидкости называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое жидкость оказывает перемещению ее частиц под влиянием действующей на них силы.
Внутреннее трение слоев данной жидкости – ее характерное физическое свойство, в котором проявляются силы межмолекулярного взаимодействия.
Величина вязкости зависит от природы жидкости, т. е. от ее химического состава, химического строения и молекулярной массы.

Сила внутреннего трения жидкости:
где μ – коэффициент пропорциональности, зависящий от молекулярных сил взаимодействия данной жидкости, получивший название коэффициента внутреннего трения, или динамической вязкости, (Н∙с)/м2 или Па∙с. 1 П = 0,1 Па∙с
На практике используют единицы кинематической вязкости, которая представляет собой отношение динамической вязкости жидкости к ее плотности, взятых при одной и той же температуре:
В системе СИ размерность кинематической вязкости – м2/с.

Факторы, влияющие на вязкость нефти
температура;
давление;
количество растворенного газа;
содержание и состояние асфальтено-смолистых веществ;
содержание и состояние высокомолекулярных парафиновых углеводородов;
структурно-групповой состав;
полярность компонентов;
молекулярная масса углеводородов

Температурные кривые вязкости нефти: 1 – самотлорской;
2 – осинской; 3 – арланской;
4 – ножовской;5 – узеньской
Из отдельных компонентов нефти наибольшей вязкостью обладают смолистые вещества; из углеводородов наименьшая вязкость отмечается у алканов нормального строения.
Для углеводородов по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость возрастает. Так, например, если вязкость бензинов при 20 °С составляет порядка 0,6 сСт, то тяжелые остаточные масла характеризуются вязкостью порядка 300–400 сСт.
Для различных классов углеводородов вязкость растет в ряду алканы – арены – нафтены.

Для аналитических решений удобна эмпирическая формула Филонова:
u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/оС.
Расчет вязкости нефти

2.3 ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ НЕФТИ
Пар называется насыщенным, когда число молекул, переходящих из жидкости в пар, равно числу молекул, совершающих обратный переход. В этом случае в паре устанавливается определенное при данной температуре давление, называемое давлением насыщенного пара.
Давлением насыщенного пара (ДНП) называют давление, создаваемое парами данного вещества, находящимися в равновесном с жидкой фазой состоянии при определенной постоянной температуре.
Давление насыщенных паров создается тепловым движением молекул вещества в паровой фазе при определенной температуре. Давление насыщенных паров вещества – функция температуры. При повышении температуры жидкости давление увеличивается за счет перехода части жидкости в парообразное состояние.

Если отнести силу, действующую со стороны газа (или жидкости), к единице поверхности стенки, то получим давление р, оказываемое на стенки сосуда, н/м2 = Па
В общем случае ДНП чистого химического вещества (например, углеводорода) зависит от двух параметров: нормальной температуры кипения этого вещества (физическая константа вещества) и температуры, при которой определяется ДНП (рабочая температура).
Давление насыщенных паров алканов

Для жидкостей сложного состава, таких как нефть, ДНП при определенной температуре является сложной функцией состава и зависит от объема пространства, в котором находится паровая фаза. Поэтому для получения сопоставимых результатов экспериментальные определения необходимо проводить при стандартной температуре и постоянном соотношении объемов паровой и жидкой фаз.
Давления насыщенных паров некоторых жидкостей, Па