0,899, со степенью окрашивания 7,5 мж и кислотностью 0,640% бО,. 

Традиционно Венесуэла являлась основным поставщиком котельных топлив для США, что обусловило неглубокую переработку нефти на большой части заводов (выход мазута свыше 50% на нефть). Удельный вес деструктивных процессов (термических и каталитического крекинга) на 1 января 1980 г. составлял 10,6%, а всего вторичных процессов - 34,7%. 

Нефть Удельный вес при 15° С Температура застывания , С Температура самовоспламенения, С 

Допустим, что множество X описывает качество нефти (удельный вес), а множество У - качество нефтепродуктов . Элементы множеств Хи У квантифицированы следующим образом  

Выход на нефть, % Удельный вес. Содержание серы без очистки, % Высота некоптящего пламени, мм 

В отношении температуры застывания встречающиеся в природе нефти чрезвычайно разнообразны. Так, например, грозненская парафинистая нефть удельного веса 0,838 застывает уже при тогда как грозненская 

Как известно, испарением называется такой процесс парообразования, который происходит только с поверхности жидкости при любых температурных условиях . При испарении нефтей и нефтепродуктов, как и в случае других сложных смесей, в первую очередь испаряются, конечно, наиболее легкие их части. При этом, однако, в зависимости от условий, в которых происходит испарение, увлекаются также более или менее значительные количества более тяжелых компонентов, хотя бы температура кипения их намного отличалась от температурных условий испарения. Для иллюстрации этого явления интересен следующий опыт (Мэбери) нефть удельного веса 0,815, дававшая при перегонке 42% остатка выше 300°, была оставлена в плоской чашке при сильной струе воздуха через месяц ее удельный вес поднялся до 0,862, остаток же оставлял только 33,3% таким образом , в указанных условиях без всякого подогрева испарилось 8,7% фракций, перегонявшихся выше 300°. 

Для исследования с глубины 1400 м из скважппы № 4 была взята сацхенисская нефть, удельный вес которой при температуре 10°С - 0,792. 

Месторождение Мид-Континента, взятое в целом, по-видимому, еще и в настоящее время можно считать наиболее значительным месторождением нефти в мире . Оно включает в себя Ок.т1ахому, Канзас, Северный, Центральный и Западный Тексас , Северную Луизиану и Мексику. Продуктивные горизонты простираются от ордовикских слоев до миоцена. Мид-континентские нефти более тяжелые и содержат больше сернистых соединений и асфальтовых веществ , чем пенсильванские нефти . Удельный вес их изменяется в пределах 0,810-0,930, содержание серы в среднем составляет около 0,5%. Однако в нефтях Западного Тексаса и Арканзаса содержание серы обычно составляет от 1,0 до 1,5%. Большинство нефтей относится к парафиновым, поэтому они без труда могут быть использованы в качестве сырья для производства смазочных масел, но так как среди нефтей этого месторождения имеются и парафиновые и нафтеновые нефти , то нефти всего месторождения в целом могут характеризоваться как нефти смешанного основания. 

Как правило, удельный вес нефти меньше 1, т. е. нефть легче воды. Удельный вес подавляюш его большинства нефтей находится в интервале 0,750-1,000. Однако имеются нефти, удельный вес которых несколько больше 1. Таковыми нефтями являются некоторые мексиканские нефти с уд. весом 1,060 и наша гурийская нефть (Закавказье) с уд. весом 1,038. Нефти, удельный вес которых больше 0,900, называются тяжелыми нефтями. 

Чрезвычайно интересно изменение удельного веса нефтей одной и той же скважины в связи с ее глубиной. Так, в Бакинском районе в пределах одной и той же площади (Бинагады) имеется легкая нефть уд. веса 0,790 и тяжелая нефть уд. веса 0,930. В Галиции по соседству с нефтями уд. веса 0,750 имеются нефти уд. веса 0,950. В Японии рядом с нефтью уд. веса 0,805 имеются нефти удельного веса 0,988, т. е. близкого к 1, и т. д. 

В каньоне Плацеритра в Южной Калифорнии, в 30 кл1 к северу от Лос-Анжелеса, в долине Санта-Клара, добывалась необыкновенно легкая нефть удельного веса 0,740-0,780 из косослоистых слюдистых кристаллических сланцев. Одна из заложенных здесь скважин давала добычу от 7 до 9 кг в день. Нужно думать, что нефть в кристаллические сланцы попала из залегающих по соседству (в расстоянии 200-400 м) третичных отложений , именно 

Эта таблица показывает, что увеличение удельного веса масляных фракций различных нефтей , выкипающих в одних и тех же пределах, как правило, соответствует увеличению количества ароматических углеводородов . Из этого общего правила имеются исключения, которые зависят от строения тех или иных. углеводородов, составляющих данную фракцию. Например, из данных таблицы следует, что при равном содержании нафтенов во фракциях сураханской и доссорской нефтей и меньшем содержании ароматики во фракции сураханской нефти , удельный вес последней выше, чем у доссорской фракции. Это объясняется тем, что ароматические и нафтеновые углеводороды масляных фракций доссорской нефти содержат более длинные парафиновые боковые цепи , чем соответствующие углеводороды сураханской нефти . Далее, 

Ориентировочно можно принять, что а каждую атмосферу давления при растворении газа в нефти удельный вес ее уменьшается, на 0,0001-0,0002, а объем ув еличквается на 0,1-0,15%. Кривые рис. 103 (Показывают, как изменяется вязкость нефти от Количества растворенного в лей газа. 

Практически эта зависимость может быть установлена с помощью бомбы PVT. Типичная зависимость плотности (удельного веса) от температуры и давления, полученная экспериментальным путем для нефти удельного веса Yh = 0,852 zj M и с газовым фактором Г = 100 представлена на рис. 4. 

Температура па выходе из печп легкого крекинга составляет 475-480°, па выходе из печи глубокого крекинга 515-530°. Ниже приведен примерный режим установки при работе на но-лугудроне туймазинской девонской нефти удельного веса 0,980, составляющем 33-35% на нефть. 

Структуры 1а и Па как содержащие циклобутаповое кольцо маловероятны и потому неприемлемы что же касается остальных структур, то их присутствие в молекулах нефтяных смол и асфальтенов весьма возможно. Как видно из приведенных структур, Хиллмен и Барнетт не включают в свои схемы чисто ароматические конденсированные системы, между тем, как показали наши исследования, такие структуры играют довольно большую роль уже в высокомолекулярной углеводородной части нефтей. Удельный вес конденсированных ароматических ядер, особенно бициклических, значительно повышается в смолах и асфальтенах. Руководствуясь правиль- 

Появление в надсолевых отложениях тяжелых

Цель работы: изучение методов определения плотности нефти, определение плотности нефти при температуре опыта и пересчете результатов на плотность при температуре 20ºС и 15ºС. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности», ГОСТ Р 8599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы».

I. Теоретическая часть

Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.

Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.

Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.

Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .

Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м 3 .

Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.

В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.

Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:

,

где - относительная плотность при температуре анализа;

Относительная плотность при 20°С;

γ - средняя температурная поправка плотности на 1°С;

t - температура, при которой проводится анализ, °С.

Температурную поправку рассчитывают по формуле:

Значения поправки γ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и

нефтепродуктов

Плотность ρ t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:

.

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см 3 воды при температуре 4ºС, то плотность, выраженная в г/см 3 , будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4ºС ().

Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,8 до 0,9 г/см 3 . Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: нормальные алканы → нормальные алкены → изоалканы → изоалкены → алкилциклопентаны → алкилциклогексаны → алкилбензолы → алкилнафталины.

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.

Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:

2. термометр;

Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины - кг/м 3 или г/см 3 .

Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.

Относительная плотность () - это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m н t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 0 С (m в t) , взятой в том же объеме:

t 4 = m н t / (m в t)

Поскольку плотность воды при 4 0 С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.

Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С в том же объеме.

Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.

В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20 0 С.

Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20 0 С:

204 = t4 + t (t - 20)

где t - температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:

t = (18,310 - 13,233204)10-4

В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И. Менделеева:

t4 = 204 - t (t - 20)

Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:

1 V 1 + 2 V 2 + … + 3 V 3 m 1 + m 2 + … + m 3

V 1 + V 2 + … + V 3 m 1 / 1 + m 2 / 2 + … + m 3 / 3

Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.

Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.

Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:

н.алканы н.алкены изоалканы изоалкены алкилциклопентаны алкилциклогексаны алкилбензолы алкилнафталины

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.

Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (М ср.) - усред. зн. ММ

Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 - 2.0 тыс. у. е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у. е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (М ср. ) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100 0 С) до 480 (для 550-600 0 С).

Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:

М ср. = а + bt + ct 2 cр. (t ср. - средняя температура кипения)

В частности, для алканов эта формула имеет вид:

Мср. = 60 + 0.3 tср. + 0.001 t2cр.

За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15 0 С:

Мср. = 44.2915/(1.03 - 15)

Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами.

Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти.

Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов:

М ср. = M 1 n 1 + M 2 n 2 + M 3 n 3 + …

температура нефть плотность молекулярный

Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (Ю) и кинематическую () вязкость (из физики = Ю /).

Динамическая вязкость (Ю) или внутреннее трение - это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н*с/м 2 .

Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.

Кинематическая вязкость () - величина, равная отношению динамической вязкости (Ю) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = Ю /

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст - сантистокс при 20 0 С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.

Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (50 и 100 ) является главной нормирующей составляющей.

Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами.

Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 0 С. Условная вязкость - величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0 ВУ).

Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:

для Ю от 1 до 120 сст t = (7.24 ВУ t - 6.25/ВУ t) или t = (7.31 ВУ t - 6.31/ВУ t)

для Ю > 120 сст t = 7.4 ВУ t .

Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20 0 С приблизительно равна 0.6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст.

Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.

Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла.

Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:

lg = A - B lgT

где А и В- постоянные величины.

Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:

отношение вязкости при 50 0 С к вязкости при 100 0 С (50 / 100 );

температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100 0 С и от 20 до 100 0 С по формулам:

ТКВ 0-100 =(0 - 100 )/ 50 и ТКВ 20-100 =1.25 ( 20 - 100 )/ 50

индекс вязкости - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 100 0 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100 0 С, соответственно.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?

– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.

Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.

Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.

Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.

Этот показатель можно определить следующими методами:

• определение ареометром и денсиметром;
• пикнометрический метод;
• расчетный метод.

Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра

Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).

Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):

• авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
• автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
• керосин – от 0,77 до 0,83;
• дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
• темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.

Процесс исследования происходит следующим образом:

Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.

Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.

Последовательность расчетов:

• из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
• замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
• вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
• в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
• полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
• полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.

0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;

0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;

0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;

0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;

0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;

0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;

0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;

0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;

0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;

0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;

0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;

0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.

Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.

Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.

Удельный вес нефти представляет собой отношение веса к объему

где g – ускорение свободного падения, σ - плотность нефти. Удельный вес не является справочной величиной, так как он изменяется с изменением g в различных точках Земли. Поэтому лучше рассматривать плотность нефти, т.е. свойства вещества, определяющиеся массой m (физической характеристикой материи) и объемом V.

Единицей плотности с системе СГС является г/см 3 , в СИ- кг/м 3 .

Плотность нефти колеблется от 0,76 до 0,96 г/см 3 (Т=20°) и зависит от соотношения указанных составных частей. Плотность древних нефтей всегда меньше плотности нефти молодых месторождений.

Повышение молекулярной массы углеводорода сказывается на увеличении его вязкости. Наибольшей вязкостью обладают нафтеновые углероды, меньшей – ароматические и парафиновые, непердельные. При повышении давления, вязкость возрастает незначительно, а рост температуры приводит к существенному изменению вязкости (она уменьшается). С увеличением вязкости сжимаемость нефти уменьшается.

Вязкость – или внутреннее трение- способность жидкости проявлять сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Единицей измерения вязкости является пуаз (сантипуаз). Для одной и той же нефти вязкость в зависимости от температуры оказывается различной. При равных условиях измерения вязкость нафтеновых и ароматических нефтей больше чем у метановых.

Удельное электрическое сопротивление (р) нефтей достигает 10 16 Омм, диэлектрическая постоянная - 2. Скорость сейсмических волн (V Р) меньше чем в воде и изменяется от 1300 до 1400 м/с. С увеличением плотности на 0,01 г/см скорость ультразвука увеличивается на 7 м/с. Углеводородные газы в нефти являются причиной изменения физических свойств. С увеличением газа (Vp) снижается более чем на 150 м/с.

Природные газы в месторождениях нефти, в основном, состоят из метана, более летучих углеводородов и небольшого количества азота. Сухие газы содержат 90-99% метана. Почти все газы в нормальных условиях (0,1 МПа,20 с) устойчивы и только пентан легко приходит в жидкое состояние. Относительная плотность метана по воздуху равна 0,554. Для сухого воздуха плотность равна 0,00128 для метана 0,000677. Скорость распространения ультразвука при температуре ноль градусов и давлении 0,1 МПа в сухом воздухе составляет332 м/с, в метане - 500 м/с, в азоте - 338 м/с, в углекислом газе - 261 м/с, в кислороде - 316 м/с.

Растворимость газов в нефти. Любой газ обладает способностью растворяться в жидкости, причем количество растворившегося газа зависит от состава жидкости и газа, от давления, температуры и присутствующих в жидкости иных растворимых веществ.

Нефть и газ – вещества очень сходного состава, поэтому их взаимная растворимость высокая. Это приводит к тому, что находясь в природных условиях газы теряют тяжелые компоненты (этан, пропан, бутан, петан), которые почти полностью растоворяются в нефти. Однако происходит процесс и противоположного характера.

Если в природном резервуаре много сухого метанового газа и мало нефти, может произойти полное растворение нефти в газе и в этом случае гах обогатится тяжелыми компоненами.

Пластовые воды в нефтяных и газовых месторождениях по химическому составу делятся на два типа: хлор-кальциевые и щелочные.

Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за 1. Выше и ниже этой температуры плотность воды меньше. Поскольку пластовые воды содержат различные соли, то их плотность обычно выше 1.

Удельное электрическое сопротивление (ρ) в зависимости от концентрации солей изменяется в широких пределах от 10" до 10 мм. Диэлектрическая постоянная ε 0 равна 81. С увеличением температуры растворов р уменьшается. Для дистиллированной воды ρ= 2*10 5 Омм.

Скорость для дистиллированной воды при I = 20° равна 1480 м/с. С увеличением давления и минерализации Vр увеличивается.