Плотность - один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти . Относительная плотность нефти обычно варьируется в пределах 0,83 – 0,96.

Зная плотность нефти, можно сделать некоторые выводы о ее химическом и фракционном составе, то есть предположить какие компоненты преобладают в смеси, что в свою очередь влияет на стоимость сырья . Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее. Ярким представителем легкой нефти является американский сорт WTI , который по-другому так и называется - Light Sweet, что в переводе с английского языка означает «легкая и сладкая» (сладкая в данном случае означает малосернистая). Некоторые виды легкой нефти, например, так называемые «белые нефти», имеют плотность всего 0,75 – 0,77.

В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как, смолисто-асфальтеновые вещества , что делает переработку довольно ресурсно-затратной. Поэтому и стоят тяжелые сорта нефти существенно дешевле легких сортов. Такие нефти имеют плотность, близкую к единице.

Таким образом, плотность – неотъемлемая характеристика каждого сорта нефти .

Кроме этого плотность нефти нужно знать при пересчете ее количества из объемных единиц в массовые, и наоборот, что необходимо при приемке, учете и отгрузке на нефтеперерабатывающих заводах и при транспортировке. При этом учитывается температура окружающей среды, а также климатический пояс, время года и пр. Следовательно, данные о плотности нефти необходимы не только для расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования.

Плотность как физическая величина

Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.

Вычисляемое по данной формуле значение называют также абсолютной плотностью . В системе СИ данная величина выражается в кг/м 3 .

На практике же чаще всего прибегают к определению так называемой относительной плотности – отношению абсолютной плотности исследуемого вещества к абсолютной плотности какого-либо эталона при определенной температуре.

В большинстве случаев, в том числе в нефтяной индустрии, в качестве эталона используют дистиллированную воду. Измерения образцов нефти обычно проводят при 20 °С, и соответственно, относят полученные значения к плотности дистиллированной воды при 20 °С, либо при 4 °С (абсолютная плотность воды при данной температуре равна единице).

Установлено, что зависимость плотности большинства нефтей и нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер (в интервале температур 0 – 50 °С) и выражается следующей формулой:

Опираясь на данную зависимость можно вычислить плотность нефти при какой-либо температуре, зная ее плотность при другой температуре. В частности, довольно распространенной характеристикой нефти является ее относительная плотность при 20 °С относительно воды при 4 °С:

Плотность в градусах API рассчитывается из относительной плотности, определяемой при стандартной температуре 15,6 °С (60 °F), по формуле:

Вычислить относительную плотность, зная значение плотности в градусах API можно по обратной формуле:

Таблица соответствия градусов API и относительной плотности нефти (при температуре 15,6 °С ):

От чего зависит плотность нефти

Плотность нефтей зависит от множества факторов: в первую очередь от фракционного и химического состава, а также от содержания растворенных газов, условий образования и др.

В частности, чем глубже находятся залежи нефти, тем она легче. Дело в том, что чем глубже залегает нефть, тем она старше, и тем больше в ней накапливаются углеводороды, обладающие минимальной свободной энергией, такие как алканы.

Иногда из этого правила бывают исключения, которые, однако, объясняются вторичными явлениями, например миграцией нефти в верхние пласты.

Удельный вес нефти зависит от нескольких причин: во-пер-вых, от содержания легкокипящих фракций, обладающих низ-кими удельными весами, во-вторых, от содержания смолистых веществ с высокими удельными весами (около 1) и, в-третьих, от типа преобладающих в нефти углеводородов. В количествен-ном отношении влияние легкокипящих компонентов значитель-нее, чем влияние смол, так как разница в удельных весах легко-кипящих компонентов и средних фракций нефти выше, чем раз-ница между плотностями смол и средних фракций. Третья при-чина — характер преобладающих в нефти углеводородов, имеет значение главным образом для сравнения более или менее широ-ких нефтяных фракций с одинаковыми границами кипения.

Удельный вес нефти в среднем колеблется от 0,82 до 0,90, хотя известно много примеров, когда величина удельного веса поднимается почти до 1 или падает до 0,76. Последние случаи относятся к так называемым фильтрованным нефтям, или нефтям газоконденсатного происхождения; в таких нефтях отсутствуют высококипящие фракции, а сами нефти не могут рассматриваться как обладающие нормальными свойствами.

Величина удельного веса нефти и ее продуктов всегда опре-деляется при 20° С и относится к воде при 4° С. Температурный коэффициент расширения нефти довольно значителен и обычно выше для нефтей низкого удельного веса. Поправка, необходимая для приведения удельного веса к стандартной температуре в 20° С, различна для разных фракций нефти. Она может достигать вели-чины в 0,000897 для фракций с удельным весом около 0,70 и до 0,00063 для фракций с удельным весом около 0,90 на 1°. Для ароматических углеводородов эта поправка очень высока: для бензола 0,001067 на один градус и для толуола 0,000916. Если для какого-либо нефтяного продукта найден удельный вес при 14° С, равный 0,8244, то для вычисления удельного веса при 20° С надо вычесть из найденной величины ту, которая соответ-ствует для этого удельного веса поправке на 1°, помноженной на разность температур в градусах. Поправка по табл. 1 соста-вляет 0,000738, поэтому окончательный итог выражается:

8244 — 0,000738 (20—14) = 0,8200 г/мл.

Для приведения удельного веса, определенного при темпера-туре выше 20° С, поправка прибавляется.

Данные приведенной таблицы имеют приблизительный харак-тер и ими пользуются в технических целях. Для узких нефтяных фракций, состав которых неизвестен, удобнее пользоваться пря-мым определением, так как табличные данные не учитывают химическую природу исследуемой фракции, хотя хорошо изве-стно, что поправка зависит от природы углеводородов.

Очень большое научное значение имеет удельный вес нефти из различных горизонтов одного и того же месторождения, т. е. отнесенный к различным глубинам. В этом отношении нефти можно разбить на три класса: 1) нефти, показывающие падение удельного веса с глубиной нефтяного горизонта; 2) нефти, пока-зывающие повышение удельного веса с глубиной, и 3) нефти, в которых удельный вес то падает, то повышается, т. е. не показывает определенной тенденции к изменению. Давно было подмечено, что во многих случаях удельный вес падает с глубиной. Статистическая обработка по материалам 250 место-рождений, проведенная А. А. Карцевым, показала, что к пер-вому классу из 250 нефтей относится 175 (70%), ко второму всего 30, или 12 %. Остальные относятся к третьему классу.

Таким образом, закономерность падения удельного веса с глу-биной проявляется весьма отчетливо. Причина этого явления усматривалась, в случае нефтей первого класса, в испарении нефтей, близких к поверхности, что должно было привести к уве-личению удельного веса. Наоборот, повышение удельного веса с глубиной рассматривалось как результат насыщения верхних нефтяных горизонтов газами и парами легких углеводородов из нижних горизонтов. Обе эти гипотезы не в состоянии объяс-нить причину перемежающихся удельных весов, хотя таких нефтей третьего класса известно достаточно много. Высказанные гипотезы, возможно, и имеют частичное значение в отдельных случаях, но их трудно распространить на все нефтяные месторо-ждения, так как ни испарение нефти, по существу дела явление вообще довольно сомнительное, ни обогащение ее легкими фрак-циями не могут иметь регионального характера, так как в луч-шем случае зависят от местных геологических условий.

Весь вопрос получил совершенно иное освещение, когда на ряде примеров было установлено, что удельный вес древних нефтей почти всегда ниже, чем у нефтей молодого геологического возраста. В связи с тем, что древние нефти имеют преимуще-ственно метановый тип, высказано было предположение, что на больших глубинах залегает нефть, в большей мере испытавшая метаморфизм под влиянием различных факторов вроде темпера-туры, каталитических влияний вмещающих пород и фактора времени, т. е. продолжительности существования нефти, которое, естественно, должно быть выше в случае древних нефтей.

Такой чисто геологический подход к решению вопроса об удельном весе нефти едва ли соответствует действительности. Известно, например, что нефти Северного Кавказа относятся к метановому типу, хотя возраст их не выше третичного. С другой стороны, известны и такие случаи, когда нефть залегает в очень древних отложениях и тем не менее обладает высоким удельным весом. Наконец, случаи, когда удельный вес по мере углубления то повышается, то понижается, трудно объяснить одними гео-логическими причинами, и в частности, фактом продолжитель-ности существования. Поэтому один геологический возраст сам по себе не может иметь решающего значения и имеет лишь стати-стический характер, так как понятно, что нефти, пролежавшие в недрах громадные промежутки времени, отделяющие наше время от древних геологических периодов, в большей мере могла испытать влияние и других факторов, кроме чисто геологических (в смысле возраста). Факторы превращения нефти могли иметь и случайный характер, но в течение громадных промежутков времени эта случайность неизбежно должна была превратиться в вероятность. В настоящее время уже известны и ближайшие причины падения удельного веса с глубиной: это, прежде всего, накопление легких фракций и появление в нефти возрастающих количеств метановых углеводородов.

Изменение удельного веса нефти в сторону его повышения в некоторых частных случаях можно объяснить осмолением нефти независимо от ее поверхностного испарения. Дело в том, что в нефтяных водах, сопровождающих нефть, могут развиваться особые виды анаэробных микроорганизмов, частично питающихся углеводородами, которые при этом частично превращаются в смо-листые вещества. Поэтому нефти, находящиеся в контакте с во-дами особого солевого состава, иногда показывают повышение удельного веса по глубине или по простиранию месторождения.

Такой механизм осмоления с некоторыми допущениями может быть приемлем для небольших залежей. Однако для крупных залежей, содержащих большие запасы нефти с ограниченной поверхностью водо-нефтяного контакта, трудно допустить бак-териальную переработку всей массы углеводородов.

Сейчас все более становится ясным, что тяжелая нефть на поверхности раздела с водой предохраняет основную массу от воздействия окислительных факторов. Обычно зона тяжелых нефтей в краевых частях залежи имеет очень ограниченное про-тяжение, за пределами которой располагается нефть с меньшим удельным весом.

В тех случаях, когда углеводородный состав не испытывает серьезных изменений от краевых к центральным частям залежи, механизм утяжеления нефти может быть хорошо объяснен грави-тационными причинами. Часть смолистых веществ, находящихся в субколлоидальном состоянии, склонна под действием сил тяго-тения опускаться вниз по падению нефтяного пласта к водо-нефтяному компоненту.

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

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.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость, имеющую окраску от светло-бурого до почти черного цвета, обладающую характерным запахом (рис. 1). Она залегает в толще земной коры на разных глубинах. Нефть несколько легче воды: плотность нефти равна 0,73 - 0,96 г/см 3 . Не растворяется в воде.

Рис. 1. Нефть. Внешний вид.

Нефть - это сложная смесь различных, в основном жидких углеводородов, (алканов, циклоалканов и аренов), в которых растворены твердые и газообразные углеводороды. Поэтому она не имеет постоянной температуры кипения. Кроме углеводородов нефть содержит органические соединения, включающие кислород, серу, азот. Состав нефти различается в зависимости от месторождения. Например, бакинская нефть богата циклоалканами, грозненская - предельными углеводородами. От того, какие углеводороды входят в состав нефти зависит и её плотность, поэтому существует классификация сырой нефти от величины её плотности (табл.1). В России и странах СНГ плотность нефти измеряется в г/см 3 , а в США - в API (от англ. «AmericanPetroleumInstitute»). Чем выше величина плотности в в г/см 3 , тем ниже в API и наоборот.

Таблица 1. Плотность нефти.

Нефти с низкими значениями плотности характеризуются преобладанием в их составе алканов, низким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, а во фракционном соотношении - высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций.

В тяжелых нефтях (высокие значения плотности) концентрация содержание смолисто-асфальтеновых компонентов наоборот очень высоком.

Примеры решения задач

ПРИМЕР 1