Известно, что физические свойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или различных их групп. Например, боль­шое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вяз­кость, особенно при пониженных температурах. В зависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей, позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.

Во многих нефтях Западной Сибири (усть-балыкская, западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются зависимость — чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно ослож­няет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработ­ки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже пол­ностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их так называе­мыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из сква­жин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.

Парафин при перекачке высокопарафиновых нефтей отлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм. Чтобы предотвратить это явление, при транспортировке нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом каждые 25—150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод «Усть-Гурьев-Куйбышев», пере­качивающий высокопарафиновые мангышлакские нефти. Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67-77 °С.

По содержанию серы нефти классифицируются на три класса: малосернистые (до 0,2% серы), сернистые (0,2 - 3,0% серы) и высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%, иногда - в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, также вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. Следует заметить, что содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в тех­нологии переработки, подготовки и транспорта нефтей.

Известно, что в пластовых условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углево­дородов, и неуглеводородные газы — азот, углекислый газ и др.Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анали­зами. Его содержание в нефтях обычно не превышает 1,7%. Углеводо­родных соединений азота довольно много - пиридин, хинолин и т. д.

Газ, который извлекается из недр, принято называтьпопутным. Газ, выделяющийся в промысловых системах, называютнефтяным газом. Ко­личественно содержание газа в нефти характеризуется так называемымгазовым фактором. В зависимости от состава газ подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно из легких угле­водородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана, бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженные газы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называтьгазонасыщенной нефтью.

Плотность и молекулярная масса.

Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м³ . Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.

На практике часто имеют дело с относительной плотностью неф­ти и нефтепродукта, которая определяется отношением их массы при тем­пературе определения к массе чистой воды при +4°С, взятой в том же объ­ема. Плотность воды при +4°С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м³ . Относительную плотность принято определять при +20°С, что обозначается символом r_от - Относительная плотность нефтей и нефтепро­дуктов при +20°С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07.

Удельным весом называется вес единицы объема, т.е. сила притяже­ния к земле единицы объема вещества.

g=rg (1.4)

где - r плотность вещества, кг/м; g — ускорение силы тяжести.

Существует также понятие относительного удельного веса , чис­ленная величина которого равна численной величине относительной плот­ности. Плотность и удельный вес нефти и нефтепродуктов зависят от тем­пературы. Для пересчета плотности при одной температуре на плот­ность при другой может служить следующая формула

r_i =r₂₀ -x(t-20), (1.5)

где x — поправка на изменение плотности при изменении температу­ры на 1°С; r₂₀ - плотность нефти или нефтепродукта при t = +20°С.

Значения r некоторых простых углеводородов приведены в табл. 1.3. (см. приложение 1) Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считает­ся аддитивной величиной.

Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной, т.е. средняя плотность нескольких нефтепродуктов или нефтей может быть вычислена по правилу смешения

, (1.6)

где (x_i — плотность i-го нефтепродукта объемом в общем объеме. На практике плотность нефтепродуктов, нефтей и их смесей опреде­ляют ареометрическим, пикнометрическим способом или взвешиванием,

например, на весах Вестфаля-Мора (см. рис. 1.2. приложение 2).

Плотность большинства нефтей (в том числе северных месторождений Тюменской области (СРТО), (см. табл. 1.5. и 1.6), исследованных в ТюмГНГУ, находится в пределах 825 — 900 кг/м³ .

Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождеств­ляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами неф­ти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаи­модействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнози­руемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необхо­димо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температу­рой вспышки паров менее 60°С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.

При попадании механических примесей, испарении, растворении в воде, окислении, эмульгировании, солнечной радиации изменяются масса и свойства нефти. Плотность нефти — важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, при­ближающейся к 900 кг/м³ , возникает угроза ее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности воды вследствие по­нижения ее температуры с 4 до 0°С. Однако нефть может всплыть на по­верхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температуры и соответствующем изменении плотности. Плотность газона­сыщенных нефтей определяют по эмпирическим формулам, предложен­ным специалистами Гипровостокнефти, В.М. Далецким и Л.Л. Кабищером, А.А. Коршаком и П.И. Тугуновым, В.И. Шиловым и др., в основу положены коэффициенты, учитывающие газонасыщение. Для расчета от­носительной плотности испаряющейся нефти рядом авторов предлагается формулы, предполагающие линейное изменение плотности (s£ 5% масс.).

Приведённые а ТюмГНГУ экспериментальные исследования нефтей, показывают, что при одном и том же уровне потерь плотность нефти будет зависеть от скорости испарения и от доли потерь лёгкой фракции. Скорость испарения нефти определяется также (как установлено выше) температурой t_н , скоростью ветра J_в , продолжительностью испарения t и высотой взлива h_В3

Многочисленные экспериментальные данные (более 400) по изменению плотности нефтей были обработаны методом наименьшего квадрата, и в результате была получена эмпирическая зависимость

(1.7)

где r,r_н – плотность нефти при величине потерь s и исходной нефти соответственно.

Теоретически молекулярная масса смеси аддитивно складывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необ­ходимо знать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в данную смесь. Последнее, как уже указывалось выше, на практике не всегда возможно. Кроме того, как в стабильном, так и в деэтанизированном конденсате практически всегда находятся углеводо­родные газы, которые «смазывают» законы, полученные для чистых ве­ществ, существенно изменяя такие параметры, как давление насыщен­ных паров, вязкость и температуру начала кипения. Вероятно, этим можно объяснить разброс экспериментальных значений и рассчитанных по формулам.

В ТюмГНГУ в результате анализа на ЭВМ, данных пассивных и активных экспериментов (всего около 500) получены математические модели, позволяющие по известной плотности смеси определить моле­кулярную массу газового конденсата.

Для ДК (r£780 кг/м³ ) математическая модель имеет вид

m_ДК =0,2432r₂₀ -65, (1.8)

Для СК (r£740¸800 кг/м³ )

m_СК =0,786r₂₀ -474.63, (1.9)