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.

3. Свойства нефти в пластовых условиях

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий. К ним относятся высокие давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные явления, наличие растворенного газа в нефти и др. Для пластовой нефти характерно содержание значительного количества растворенного газа, который в процессе снижения пластового давления выделяется, изменяя ее свойства (нефть становится более вязкой, уменьшается ее объем).

Таким образом, пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

Отбор проб нефти

Изучение свойств пластовых нефтей начинают с отбора их глубинных проб. От качества отобранных проб будет зависеть точность определяемых характеристик. Пробу отбирают из работающей скважины, для чего в скважину обычно до глубины средних отверстий фильтра опускают глубинный пробоотборник.

Для того чтобы решить, из каких скважин изучаемого объекта следует отбирать пробы, прежде всего необходимо ознакомиться с геологическим строением объекта, подлежащего изучению. Если объект несложного строения, например, горизонтально залегающий пласт без экранирующих нарушений, то выбор скважин не представляет особого труда. В этом случае для отбора проб может быть выбрано несколько скважин, равномерно расположенных по площади и отстоящих друг от друга на значительном расстоянии. Число скважин будет зависеть от размеров объекта.

В случае сложного геологического строения (крутопадающие пласты, дизъюнктивные нарушения внутри объекта и т.п.) выбор скважин для отбора проб представляет довольно трудную задачу. Необходимо по минимальному числу проб получить полное представление о характере пластовой нефти.

При сложном геологическом строении объекта возможно непостоянство по пласту некоторых характеристик нефти, вызванное различиями в температуре и давлении в отдельных его частях. В поднятых частях пласта температура будет ниже, чем в опущенных. Кроме того, при наличии впласте экранирующих нарушений может оказаться, что пласт, выделенный как одна гидродинамическая система, содержит разные по составу нефти, т.е. в пределах отдельных блоков скопилась нефть, мигрировавшая из разных мест. Различия в свойствах нефти могут быть также следствием отсутствия установившегося термодинамического равновесия в пласте между жидкими и газообразными углеводородами. В таких случаях газонасыщенность нефти в пределах залежи характеризуется непостоянством и убывает вниз по падению пласта.

Следовательно, при выборе скважин для отбора глубинных проб необходимо руководствоваться геологическим строением месторождения и данными промысловых испытаний скважин. Чем детальнее изучен объект, тем легче выбрать скважины. Привести какую-либо универсальную схему невозможно, и вопрос выбора скважин для отбора проб в каждом конкретном случае должен решаться особо.

Следующим важным моментом при выборе скважин является их техническое состояние. Намечаемая для отбора проб скважина должна отвечать требованиям безопасной работы при спуске глубинных приборов. Для этого она должна обладать исправными, легко закрывающимися задвижками. Фонтанные трубы должны свободно пропускать глубинный пробоотборник, для чего диаметр должен быть не менее 50,8 мм; желательно, чтобы трубы были спущены как можно ближе к перфорированной части колонны. Часто вследствие сильных вмятин на трубах спуск пробоотборника на всю глубину скважин невозможен, поэтому трубы по всей длине не должны иметь вмятин и резких изгибов и, кроме того, низ колонны фонтанных труб должен быть оборудован упором.