Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.
По физическому состоянию углеводороды от СН4 до С4Н10 – газы, от С5Н12 до C16H34 – жидкости и от C17H36 до С35Н72 – твердые, называемые парафинами.
Углеводороды метанового ряда (СпН2п+2) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.
Углеводороды нафтенового ряда (CnH2n) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т.п.
Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.
Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °С – бензин первого сорта, до 110 °С – бензин специальный, до 135 °С – бензин второго сорта, до 265 °С – керосин (сорт «метеор»), до 270 °С – керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400–420 °С отбирают масляные фракции.
По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15–25%, в нефтях девонских отложений – 25–30%.
Качество нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т.п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти – парафина не более 1%, слабопарафинистые-1–2% и парафинистые – более 2%. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20–28%), Западной Украины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4–5%), Сураханского (2–4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.
|
|
Сера в нефтях встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфиды, меркаптаны и др.); общее ее содержание достигает 1 и иногда 4,5%. Различают малосернистые нефти – серы не более 0,5% и сернистые – более 0,5%. Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирии и Татарстане, южной части Пермской и Куйбышевской областей. В нефтях Ишимбайского, Туймазинского, Бугурусланского, Ромашкинского и Ставропольского месторождений она составляет от 1,5 до 3%. В нефтях месторождений, расположенных севернее и южнее Татарии и Башкирии, количество серы заметно меньше (0,6–0,9%), и совсем мало ее содержится в нефтях Саратовской и Волгоградской областей (0,3–0,4%). Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири.
По содержанию смол различают малосмолистые нефти с содержанием смол менее 8%, смолистые – 8–28% и сильносмолистые – более 28%.
В нефти в небольших количествах встречаются хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний и т.п.
Из кислородных соединений наибольшее значение имеют нафтеновые и жирные кислоты, асфальтены и смолы.
Бензин и керосин характеризуются величиной октанового числа. Это число показывает детонационную стойкость топлива (детонация – преждевременный взрыв части топлива, приводящий к снижению мощности двигателя и к преждевременному его износу и разрушению). Октановое число определяется содержанием изооктана (в об.%) в такой стандартной смеси его с гептаном, которая по своей детонационной стойкости равноценна испытуемому топливу. Чем выше октановое число топлива, тем меньшую детонацию оно вызывает в моторе. Бензин с октановым числом 72 и более называется высокооктановым.
|
|
Плотность нефтей определяют при температуре +20 °С. Она колеблется в пределах 0,730–1,06. Плотность азербайджанских нефтей 0,78–0,93, грозненских 0,84–0,87. В восточных районах РФ она изменяется в среднем от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78–0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.
В США плотность нефти определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,5 0С); плотность воды в этой системе равна 10° АНИ. Пересчетная формула от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая:
откуда 10° АНИ соответствуют p1515 = 1.
Вязкость или внутреннее трение – в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па∙с, кинематическая – в м2/с.
Условная вязкость в градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра 200 см3 испытуемой жидкости к «водному числу» – времени истечения 200 см3 дистиллированной воды при +20 °С, обычно равному 50–52 с.
Вязкость нефтейколеблется в широких пределах изависит от пластового давления, температуры ирастворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.
|
|
Вязкость нефти играет большую роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи иусловия эффективной добычи нефти.
Поверхностное натяжение жидкости заключается в противодействии нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м2.
Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5–3,5 Н/м2, а с водой – 7,2–7,6 Н/м2 (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м2).
Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. В самом деле, поровое пространство нефтяных пластов в значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму иповерхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.
Обычно, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.